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La duree de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs (2eme partie)

le 16/06/2005  |  Développement durableEnvironnementEnergies renouvelablesConjonctureEnergie

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Rapport présenté par MM. Christian Bataille et Claude Birreaux, députés. Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques

2e partie

Sommaire

V.- Les perspectives de marché : des commandes tests pour répondreau marché ensuite5

1. Les marchés européens6

2. Le marché américain 10

3. Les marchés asiatiques12

4. Les autres marchés12

5. La puissance des réacteurs : avantages et inconvénients 12

6. L’industrie nucléaire française responsable de sa stratégie à l’exportation 13

VI.- Une logique de long terme à rajouter aux mécanismes de marché14

1. L’internalisation des coûts externes des énergies fossiles 14

2. Le soutien actif du Gouvernement américain à la mise en servicede nouveaux réacteurs nucléaires en 2010 15

3. La nécessité de mettre en place une aide des pouvoirs publicspour la prise en compte du long terme 17

CHAPITRE 3 : UN IMPORTANT EFFORT DE R&D NÉCESSAIREPOUR RÉUSSIR, À L’HORIZON 2035, LA MISE AU POINTDES AUTRES RÉACTEURS EN PROJET18

I.- Un foisonnement de projets pour 2035, ambitieux et multi-usages, pour répondre à des préoccupations actuelles et préparer le grand futur de l’énergie18

1. Des projets de réacteurs proposés par vagues successives 19

2. 2035 : un horizon commun pour des finalités différentes20

II.- Les projets de réacteurs modulaires PBMR, GT-MHR et IRIS,une première vague d’innovations à finalités spécifiques20

1. Les réacteurs modulaires à haute température refroidis à l’hélium,une voie déjà explorée dans les années 1960-1970 21

2. Le projet de réacteur modulaire de faible puissance PBMR, 22

3. Le projet GT-MHR, un réacteur à vocation plus stratégique que commercialepour le moment23

4. Le projet de réacteur intégré à eau pressurisée de moyenne puissance IRIS 25

III.- La production d’électricité et d’hydrogène, objectif des réacteursde Génération IV26

1. Les principales caractéristiques des réacteurs de Génération IV27

2. Les systèmes à eau supercritique27

3. Le réacteur à très haute température refroidi au gaz 28

4. Les réacteurs à neutrons rapides 31

5. Les réacteurs à sels fondus et le cycle du thorium36

6. La priorité donnée au VHTR par les États-Unis39

IV.- Les nouveaux réacteurs et la gestion des déchets radioactifs40

1. L’intérêt renouvelé pour la fermeture du cycle du combustible 40

2. Les réflexions en Suède41

3. La R&D aux États-Unis pour la fermeture du cycle du combustible,une nouvelle orientation du DOE 42

4. Le cas de la France.43

V.- Des projets pour 2035, en raison des verrous technologiques à leveret des démonstrations à apporter44

1. Des verrous technologiques nombreux44

2. Des démonstrations de sûreté complexes sur des concepts non éprouvés 45

3. Des calendriers allongés par d’indispensables démonstrations industrielles 45

VI.- Coopération internationale active et pluralisme en France,deux conditions pour une R&D nucléaire efficace .46

1. L’important effort des États-Unis et le risque de déséquilibre de la recherche mondiale 46

2. Un modèle de coopération internationale à inventer 47

3. Un nouveau pluralisme de la recherche sur le nucléaire à conforter en France 48

Conclusion49

RECOMMANDATIONS.51

EXAMEN DU RAPPORT PAR L’OFFICE52

COMPOSITION DU GROUPE DE TRAVAIL54

V.- Les perspectives de marché : des commandes tests pour répondre au marché ensuite

La vision que l’on peut avoir dans l’Union européenne du marché des réacteurs nucléaires n’est pas conforme à la réalité. Si le marché s’est incontestablement ralenti dans les pays industrialisés par rapport aux années 1980, il demeure actif dans les pays émergents, principalement en Asie (voir tableau suivant).

Tableau 26 : Réacteurs nucléaires en construction – novembre 2002

L’Agence internationale de l’énergie prévoit pour 2 020 deux tendances apparemment contradictoires : l’arrivée en fin de vie des centrales actuellement en fonctionnement, et, d’autre part, la construction de nouveaux réacteurs pour remplacer les anciennes installations ou pour accroître les capacités de production.

Figure 19 : Dates importantes pour le renouvellement du parc EDF

L’AIE-OCDE (Agence internationale de l’énergie) prévoit pour sa part que, sur la période 2000-2020, près de quarante pour cent du parc mondial en service à la fin des années 1990, devraient être arrêtés pour différentes raisons – programmes d’abandon ou arrivée en limite de durée de fonctionnement -.

Compte tenu des programmes d’abandon de certains pays membres et de l’attractivité des centrales à cycle combiné au gaz, les pays de l’OCDE, qui, en 1997, comprenaient 81 % du parc mondial de réacteurs nucléaires en termes de puissance installée avec 286 MW, verraient leur importance relative dans le nucléaire mondial décroître, passant à 232 MW, soit 71 % du total mondial en 2 020. A ce titre, la construction de nouveaux réacteurs, – certaine en Finlande dont le Parlement a voté en mai 2002 la construction d’un cinquième réacteur et hypothétique dans d’autres pays comme la France –, pourrait ne pas compenser les fermetures décidées par d’autres pays.

Les anciens pays de l’URSS enregistreraient aussi un déclin de leur parc électronucléaire qui ne s’élèverait plus qu’à 28 MW en 2020, contre 42 MW en 1997.

Quant aux pays émergents ou en développement, ils connaîtraient au contraire une croissance forte de leur équipement en centrales nucléaires, leur parc électronucléaire devant être multiplié par 2,6 en 2002 par rapport à son niveau de 1997. En termes de puissances installées, la Chine multiplierait son parc par 10, l’Asie de l’Est avec la Corée, Taipei, Singapour, Malaisie, par 2, l’Asie du Sud avec l’Inde par 3,5. Au total, les pays en développement compteraient 62 MW installés en 2020, contre 24 MW en 1997168.

Selon l’AIE-OCDE, l’essor du nucléaire dans les pays émergents ne devrait pas compenser le déclin en valeurs absolue et relative du parc nucléaire mondial qui devrait passer en définitive de 357 GW en 2002 à 323 GW en 2 020.

Vos Rapporteurs ont rencontré sur place les autorités de sûreté, constructeurs et exploitants, de différents pays, afin d’affiner ces prévisions globales.

1. Les marchés européens

L’Union européenne est le siège d’évolutions en apparence contrastées concernant les perspectives du nucléaire.

La Finlande a étonné le monde de l’énergie en prenant, le 24 mai 2002, la décision de principe de construire un nouveau réacteur. A l’inverse, deux pays, la Suède et l’Allemagne, ont engagé une démarche de retrait du nucléaire, suivies, depuis le 16 janvier 2003, par la Belgique.

Quelles sont les perspectives réelles du marché européen pour le nucléaire ?

L’étude de faisabilité relative au projet de construction d’un 5ème réacteur, présentée par TVO en novembre 2000, a été acceptée par le Parlement le 24 mai 2002.

Fondée par les industriels de plusieurs secteurs pour leur fournir de l’électricité à prix coûtant, TVO, qui a soumis une demande et obtenu une autorisation de construire un nouveau réacteur, est détenue en partie par des entreprises publiques169.

Le tableau suivant indique les principales dates du processus d’autorisation170. (voir tableau 27 page suivante)

Avant de présenter sa demande d’autorisation de construction d’un nouveau réacteur nucléaire, la société TVO avait élaboré sur la période 1998-2000, une étude de faisabilité sur les modèles proposés par les constructeurs – ABWR, BWR 90 , SWR 1 000 pour la filière à eau bouillante, AP-1000, EPR, et VVER 1 000 91/99 pour la filière à eau pressurisée -. La conclusion en fut claire : les coûts de l’électricité produite par un nouveau réacteur nucléaire seraient compétitifs par rapport à ceux des autres techniques de production.

Au plan macroéconomique, TVO avait mis en avant la nécessité pour la Finlande de couvrir l’augmentation de la demande d’électricité, de remplacer les centrales électriques les plus anciennes, de contribuer au respect des engagements de Kyoto, de garantir des prix stables et prévisibles pour l’électricité et de réduire la dépendance finlandaise vis-à-vis des importations d’électricité.

En conséquence, l’objectif de la demande d’autorisation de TVO est de construire un réacteur à eau bouillante ou à eau pressurisée d’une puissance thermique maximale de 4 300 MWth et d’une puissance électrique comprise entre 1000 et 1600 MWe171.

On trouvera ci-dessous un calendrier simplifié de mise en service du 5ème réacteur finlandais. (voir figure 20)

Tableau 28 : Les principales dates du processus de mise en service pour l’exploitant

En définitive, TVO, qui aura seule la responsabilité du choix de la machine, est supposée ne faire intervenir que des considérations techniques et économiques172.

De façon à pouvoir choisir aussi bien un modèle à eau pressurisée qu’un modèle à eau bouillante, TVO, qui n’exploite pour le moment que des réacteurs à eau bouillante, implique dans le processus de sélection des offres des responsables de Fortum qui ont l’expérience des réacteurs à eau pressurisée VVER de Loviisa.

Tableau 27 : Principales dates du processus d'autorisation du 5° réacteur finlandais

TFigure 20 :Durée des futures opérations administratives liées à la construction du 5° réacteurt

Alors qu’elle prévoit une hausse importante de sa consommation d’électricité dans les prochaines décennies, on peut se demander si la Finlande n’aurait pas intérêt à se doter du réacteur le plus puissant possible ou, au contraire, si la voie n’est pas tracée pour la construction du 6ème ou 7ème réacteur.

On a vu précédemment les difficultés de la Suède à appliquer son projet de sortie du nucléaire adopté par référendum en 1980.

Peut-on inférer de ces difficultés que la Suède pourrait au contraire construire de nouveaux réacteurs dans les années à venir, même si pour le moment, la priorité est à la modernisation des tranches existantes ?

Bien que n’ayant pas pris de décision sur les opérations de modernisation permettant d’atteindre 40 ans de durée de vie, un exploitant nucléaire comme Vattenfall, qui détient directement ou indirectement 8 des 11 réacteurs en service, s’attend à ce que ces opérations soient rentables dans la mesure où elles sont nécessaires à l’approvisionnement du pays en électricité.

Qu’en est-il des perspectives ultérieures ? Si la durée de vie des réacteurs suédois devait être plafonnée à 40 ans par l’autorité de sûreté, le dernier réacteur serait arrêté en 2023-2026. Pour le moment, la loi interdit la construction de tout nouveau réacteur en Suède.

Aujourd’hui, les coûts de production du nucléaire sont suffisamment bas pour dégager un profit non négligeable pour la société Vattenfall.

Tableau 29 : Coût de production de l’électricité nucléaire (centimes E/kWh)

En l’occurrence, les prix de l’électricité sur le Nord Pool ont été inférieurs au coût de production de l’électricité nucléaire entre 1997 et 2001, en partie en raison de l’existence d’une taxe spécifique sur le kWh nucléaire.

Au contraire d’un exploitant comme British Energy, l’exploitant nucléaire Vattenfall a réussi à baisser ses coûts de production pour rétablir la situation et profiter de la flambée des prix spots sur le Nord Pool fin 2002-début 2003.

Depuis 1996, le marché de l’électricité est en effet totalement dérégulé en Suède173. En outre la Suède fait partie du marché de l’électricité des pays scandinaves et de la Finlande, intitulé Nord Pool174.

Vattenfall considère que le prix d’équilibre à long terme sur le Nord Pool est de l’ordre de 22 E/MWh.

Si le nucléaire est pour le moment compétitif, en revanche il n’est pas suffisant pour permettre de construire de nouvelles centrales nucléaires.

Quelles sont les filières de production d’électricité qui seront choisies dans les 10 ans qui viennent pour couvrir l’augmentation de la consommation ?

Le démarrage du 5ème réacteur finlandais étant mis à part175, les prévisions de Vattenfall pour les quatre pays du Nord Pool mettent en lumière le rôle déterminant, actif ou passif, des pouvoirs publics. (voir tableau 30)

En Suède, Vattenfall prévoit que l’augmentation de production la plus importante –  4,9 TWh par an - viendra de l’augmentation de puissance des réacteurs nucléaires en service, qui sera réalisée à l’occasion des grands carénages ouvrant la voie à une durée d’exploitation de 40 ans. A l’inverse, l’arrêt de Barsebäck 2, qui n’est pas du tout certain, retrancherait 4,3 TWh. L’autre contribution déterminante sera celle de l’éolien dans l’hypothèse où le Gouvernement suédois rendra obligatoire l’achat de certificats verts par les consommateurs.

Selon Vattenfall, le prix de l’électricité serait stabilisé dans les dix prochaines années moyennant les développements de capacité de production présentés ci-dessus. La mise en service du 5ème réacteur finlandais en 2010 permettrait même une diminution du prix de l’électricité en fin de période.

Tableau 30 : Prévisions d'extensions de capacité de production sur le Nord Pool

Dans les dix prochaines années, la construction d’un nouveau réacteur nucléaire sur le Nord Pool est donc très peu probable, selon Vattenfall.

Quelles conditions permettraient toutefois d’infirmer ce pronostic ?

Si on se limite au cas de la Suède, il faudrait en premier lieu que le Gouvernement renonce à mettre en place des certificats verts, ce qui compromettrait le développement de l’éolien, d’où un déficit de 4,7 TWh par an. A l’inverse, une taxe sur le CO2 appliquée à l’électricité produite à partir de combustibles fossiles plaiderait en faveur du nucléaire. Enfin, la taxe spécifique sur le kWh nucléaire, qui s’élève à 15 % de son coût de production, devrait être supprimée par rendre l’option nucléaire attractive pour un opérateur international multi-énergies comme Vattenfall.

Il s’agit là de conditions qui ont une dimension politique évidente et qui semblent difficiles à réunir. D’ici à 2015, la disparition du nucléaire déséquilibrerait complètement le fonctionnement du Nord Pool et pourrait même mettre en cause son existence. Ainsi, l’ouverture et l’interconnexion des marchés au sein du Nord Pool jouent pour le moment un rôle de frein évident au développement du nucléaire. Mais le terme des 40 années de fonctionnement des réacteurs suédois se profilant à l’horizon de 2015, de nouvelles opportunités pourraient apparaître à cette date.

On voit donc l’importance pour un pays constructeur comme la France d’être prêt à fournir à cette échéance des réacteurs nucléaires adaptés aux besoins des pays du Nord de l’Europe.

Malgré l’objectif politique d’une sortie du nucléaire posé le 14 juin 2000, on peut se demander si l’Allemagne ne devra pas moduler son projet à la manière suédoise.

Peut-on donner un rendez-vous à 10 ans pour le redémarrage du nucléaire en Allemagne ?

Pour un grand groupe énergétique, d’origine allemande mais largement internationalisé comme E.ON, la nécessité de construire à long terme de nouvelles centrales nucléaires en Allemagne est incontestable179. C’est essentiellement pour cette raison qu’E.ON participe à la mise au point du projet EPR.

A quel moment un exploitant comme E.ON s’engagera-t-il d’une manière déterminée dans la voie d’un redémarrage des activités nucléaires ? Selon un de ses dirigeants, ce moment dépend moins de la situation politique que de la situation économique et de l’économie de l’énergie, dans la mesure où les options politiques ne peuvent ignorer les contraintes économiques.

Pour E.ON, la politique nucléaire du Gouvernement de M. Schröder n’est possible qu’en raison de circonstances tout à fait particulières. Des surcapacités de production d’électricité existent actuellement en Europe, ce qui permet à l’Allemagne d’envisager sans trop de difficulté la réduction du nombre des réacteurs nucléaires. Grâce à l’interconnexion des réseaux nationaux et à l’internationalisation des producteurs d’électricité allemands, une certaine délocalisation de la production d’électricité est envisageable.

Ces évolutions ne sont pas sans influence sur l’avenir du nucléaire. Mais d’autres facteurs agissent également pour retarder le redémarrage du nucléaire.

L’un des plus importants est sans doute celui de la libéralisation des marchés de l’électricité qui a changé la donne pour les investisseurs. Pour tirer tous les avantages d’un réacteur nucléaire, il faut l’exploiter pendant 40 ans au moins. Or une telle durée dépasse les capacités d’une entreprise privée dans un système libéralisé.

L’évolution du prix des combustibles fossiles est un autre facteur susceptible de retarder le redémarrage du nucléaire dans tous les pays, mais en particulier en Allemagne, le rôle du charbon et du lignite produits localement compliquant encore la situation180.

Indépendamment des ressources nationales, les combustibles fossiles d’importation constituent également d’importants concurrents pour le nucléaire. Au début 2003, compte tenu du prix du charbon sur le marché international, le coût du kWh produit par une centrale thermique installée sur la côte et brûlant du charbon importé était compétitif avec celui du nucléaire. De même, le prix peu élevé du gaz naturel avantage les centrales à cycle combiné au gaz, qui présentent également l’intérêt essentiel d’être amorties en dix ans.

En conséquence, si elle devait décider dans les prochains mois d’augmenter ses capacités de production d’électricité, la société E.ON ferait sans aucun doute le choix d’un cycle combiné à gaz. A moyen terme, le choix du gaz lui apparaît toutefois plus contestable181.

S’agissant des énergies renouvelables, les producteurs d’électricité estiment que leur apport est limité en volume et qu’elles sont d’un coût rédhibitoire. Selon E.ON, le véritable coût de production du kWh éolien est quatre fois supérieur à celui du kWh produit dans une centrale à charbon moderne. E.ON estime que les subventions octroyées à l’éolien sont « indéfendables » et pourraient être dépensées plus utilement, mais il existe à l’heure actuelle un consensus dans la société allemande pour les maintenir.

Ces incertitudes à moyen terme sur le prix des combustibles fossiles renforcent sans aucun doute l’intérêt du nucléaire à la même échéance. Un autre facteur est favorable au redémarrage du nucléaire à moyen terme. Le volume des capacités de production d’électricité va diminuer d’ici 10 ans, du simple fait du vieillissement des centrales nucléaires actuellement en service et de l’arrêt de certaines d’entre elles, même si on peut s’attendre à la prolongation de la durée de vie de plusieurs autres. Des investissements seront donc nécessaires dans plusieurs pays européens.

L’existence d’un butoir évident à 10 ans prouve, selon E.ON, la nécessité de maintenir ouverte l’option nucléaire.

Pour RWE182, un grand nombre de centrales devront être remplacées à partir des années 2010, dans toute l’Europe. Si la lutte contre le changement climatique devait se renforcer, la pénalisation des émissions de CO2 serait indispensable, ce qui renforcerait encore l’intérêt de l’électronucléaire.

D’où l’importance pour les constructeurs de réacteurs nucléaires d’être prêts à répondre aux besoins du marché avec des modèles nouveaux mais éprouvés.

2. Le marché américain

Les perspectives du nucléaire aux États-Unis sont également réelles à l’horizon du début des années 2 020.

Selon l’EIA (Energy Information Administration)183, l’application du programme énergétique « National Energy Policy » élaboré par la task force du Vice-président Dick CHENEY, se déroule correctement. Certes, le projet de loi sur l’énergie de 2002 n’a pas permis d’atteindre tous les objectifs, mais un nouveau projet est en cours d’examen. Mais s’agissant du nucléaire, le problème essentiel est un problème de coûts184.

Au début des années 1990, l’EIA prévoyait un déclin graduel des capacités nucléaires installées aux États-Unis. En 2003, selon l’EIA, le mouvement est inversé. Les premiers renouvellements de licences d’exploitation ayant été accordés sans difficulté, la plupart des centrales devraient l’obtenir. Deux autres facteurs devraient contribuer à l’accroissement des capacités : l’augmentation de la puissance de certains réacteurs et celle des coefficients de capacité. Par comparaison avec la construction de nouvelles centrales, la prolongation de la durée de vie représente un investissement beaucoup moins élevé. Comprenant tous les investissements nécessaires sur la période 40 à 60 ans et estimé en « net present value », le coût moyen de la prolongation de 20 ans de la licence est en effet estimé à 250 $/kW.

Au-delà de la maximisation du potentiel productif du parc installé, la construction de nouvelles centrales ne se produira, selon l’EIA, que si les coûts d’investissement dans le nucléaire baissent.

Les constructeurs annoncent un coût d’investissement de 1 100 $/kW, mais l’EIA estime que ce niveau est irréaliste. Au contraire, l’EIA prend comme hypothèse un montant de 2000 $/kW pour le premier exemplaire d’un nouveau modèle de réacteur (« first-of-a-kind cost »), ce coût incluant les frais financiers correspondant à la période de construction (« financing costs during construction ») et le coût des aléas (« contingencies ») – soit 17 % du total. Selon l’EIA, le coût « overnight », correspondant aux dépenses à acquitter si le réacteur était construit en un jour, s’élève à 1 800 $/kW185. Dans ces conditions, l’EIA démontre qu’aucun nouveau réacteur ne sera construit avant 2025186.

A l’inverse, l’EIA avance qu’une baisse significative des coûts d’investissement pourrait entraîner des commandes nouvelles. Si une série de 6 réacteurs était construite, les coûts d’investissement pourraient baisser jusqu’à 1 200 $/kW.

Le montant de nouvelles capacités nucléaires atteindrait alors 14 000 MW en 2025, soit entre 10 et 14 nouveaux réacteurs mis en service industriel à cette date.

S’agissant des modèles des réacteurs qui pourraient entrer en service à cette date, il ne fait aucun doute qu’il s’agira de réacteurs de la Génération 2015.

La NEI n’attend pas de besoin de production en base avant 2010-2020.

Pour le Nuclear Energy Institute, qui ne prévoit pas de besoin de production d’électricité en base avant 2010-2020, les capacités nouvelles mises en service devraient s’élever à 10 000-15 000 MWe en fin de période, si plusieurs conditions sont remplies. Pour atteindre cet objectif, il faudra que le démonstrateur du nouveau réacteur soit un succès. Il faudra également que les 5 à 6 premiers réacteurs de la série bénéficient d’une aide financière, car les coûts de développement, répartis sur ces 5 à 6 réacteurs, alourdiront la facture. Une fois ce cap franchi, il n’y aura plus d’obstacle à la construction de 10 000 à 15 000 MWe.

Certains experts estiment que les compagnies d’électricité trouveront avantage à s’entendre entre elles pour choisir un modèle unique, de manière à faire baisser les coûts et à éviter les inconvénients de la non standardisation187. Dans ces conditions, le premier réacteur construit, jouant le rôle de standard de fait, pourrait ensuite être édifié à plusieurs exemplaires, d’où l’importance pour les industriels d’emporter le premier contrat188.

3. Les marchés asiatiques

Selon le Groupe AREVA, la croissance du nucléaire en Asie devrait être forte dans les années à venir.

Ainsi, entre 2002 et 2017, la capacité nucléaire installée devrait passer de 45 à 64 GWe au Japon, de 5 à 11 GWe en Chine et de 20 à 23 GWe en Corée du Sud189.

Le marché chinois a déjà été pénétré par Framatome ANP avec son modèle CPY de 1 000 MW à 3 boucles de refroidissement. Ainsi, Framatome a fourni pour Lingao-1 & 2 des réacteurs standard. En revanche pour Qinshan II-2, la Chine a acheté la centrale par grands types de composants pour en faire elle-même l’assemblage. Framatome ANP a pour but de convaincre ses partenaires chinois de définir leur propre modèle de centrale en retenant l’approche française.

En tout état de cause, la Chine a défini une politique nucléaire nationale qui pourrait permettre à Framatome ANP de proposer la « sinisation » ou une évolution locale de parties plus ou moins importantes de l’EPR. L’accord de transfert de technologies devrait intervenir dans la phase de préparation du 12ème Plan qui débutera en 2 011.

Depuis longtemps, Framatome ANP a des relations étroites avec les entreprises chinoises impliquées dans le nucléaire qui redéfinissent actuellement leurs méthodes d’ingénierie, ce qui devrait placer Framatome en bonne position.

A moyen terme, le Vietnam pourrait représenter à son tour un nouveau marché. Proches des États-Unis, le Japon et la Corée du Sud n’offrent pas de perspectives pour Framatome, sauf peut-être au terme d’une évolution qui sera longue à construire.

N’ayant pas signé les accords internationaux sur les technologies atomiques, l’Inde, après avoir de surcroît choisi la filière Candu proliférante, s’est récemment rapprochée de la Russie. Les barrières à l’entrée de Framatome ANP sur ce marché sont donc nombreuses, même si l’Inde est intéressée par les concepts occidentaux, tout en étant très attachée à son autonomie. Il est toutefois certain que l’Inde devra construire un jour des centrales et, pour ce faire, signer les accords de non-prolifération. Une fois que ce marché de très grande ampleur sera ouvert, avec des transferts de technologies à la clé, la concurrence entre constructeurs occidentaux sera acharnée.

4. Les autres marchés

Grâce à Siemens KWU qui a construit le réacteur PWR de 1 300 MWe d’Angra-2 et fourni différents équipements pour l’hydroélectricité et les centrales à gaz, Framatome ANP est déjà présent au Brésil.

Mais le développement du nucléaire au Brésil se heurte à des difficultés de financement. L’Allemagne ayant promis de financer le réacteur d’Angra-3, le Brésil met la priorité sur l’achèvement de ce réacteur, même si le Gouvernement SPD-Verts de M. Schröder n’a pas confirmé l’engagement du pays.

5. La puissance des réacteurs : avantages et inconvénients

Compte tenu des différents types de réacteurs en concurrence sur les prochains marchés, un débat s’est engagé, opposant les partisans des réacteurs de moyenne puissance et ceux favorables aux réacteurs de forte puissance.

Quels réacteurs correspondent le mieux aux besoins des exploitants ?

En réalité, en matière de production d’électricité, la taille est toujours synonyme d’économies, quelle que soit la filière. Si la forte puissance de l’EPR a pu être critiquée, il convient toutefois de signaler qu’un pays comme la Malaisie envisage de construire une centrale à charbon de 2 400 MW. Quant à la Finlande, son appel d’offres porte sur un réacteur d’une puissance d’au moins 1 000 MWe.

Dans la réalité les producteurs d’électricité sont contraints de privilégier les solutions efficaces et donc d’acheter des réacteurs nucléaires de forte puissance. Ainsi la Chine porte son choix sur les réacteurs de 1 000 MWe, le Japon sur des réacteurs de 1700 à 1 800 MWe et les États-Unis sélectionneront, le moment venu, des réacteurs de 1 000 à 1 500 MWe.

La compétitivité n’est pas le seul argument en faveur des réacteurs de forte puissance. Deux autres arguments fondamentaux plaident en leur faveur.

Il existe une limite à la densité des réseaux, qui ne peuvent être développés indéfiniment dans les pays industriels, d’où la nécessité de ne pas multiplier les lieux de production. Par ailleurs, compte tenu des facteurs géographiques et des contraintes d’acceptabilité par les populations, le nombre de sites pour les centrales est limité. A ce titre, on peut penser que les nouveaux réacteurs seront construits à proximité des réacteurs déjà en fonctionnement.

Selon Framatome ANP190, le réseau électrique français ne serait pas perturbé par l’introduction d’un EPR. En réalité, un réseau de transport de pointe comme le réseau français peut aussi bien écouler la production de quatre réacteurs de 1 000 MWe que de trois réacteurs EPR de 1500 MWe. Quoi qu’il en soit, il est évidemment préférable, en termes d’environnement et d’acceptation par la population, de disposer de 19 centrales au lieu de 40 centrales deux fois plus petites.

Au reste, si les réacteurs de petite taille ont pu susciter un intérêt pendant un moment, ils semblent avoir disparu de la compétition, ainsi pour l’AP 600 de Westinghouse. A fortiori, les réacteurs de 300 MW avec les technologies actuelles des réacteurs à eau légère n’auraient pas de marché, car leurs coûts d’investissement et de production seraient trop élevés.

Dès lors, on peut penser qu’à l’avenir, un partage du marché pourrait s’opérer entre le nucléaire et le gaz, en fonction de la puissance requise. Les centrales électriques de moyenne puissance, c’est-à-dire de 600 MWe, pourraient être des cycles combinés à gaz, fonctionnant en semi base ou en pointe. Au contraire, les centrales de forte puissance, assurant la base de la fourniture d’électricité, seront des réacteurs nucléaires de 1000 à 1500 MWe.

6. L’industrie nucléaire française responsable de sa stratégie à l’exportation

De même qu’il apparaît souhaitable que l’État actionnaire prenne en compte la décision de l’exploitant de construire l’EPR, de même il apparaît souhaitable que le groupe AREVA, libre de sa stratégie concernant les réacteurs, prenne ses responsabilités tant pour le marché français que pour les marchés internationaux.

Selon les propos de Mme Lauvergeon191, tous les scénarios énergétiques à long terme montrent une reprise quasi certaine de l’énergie nucléaire à l’horizon 2050, en raison de l’épuisement des réserves d’énergie fossiles, de la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre et grâce à la disponibilité de technologies nucléaires améliorées en termes de rendements et de sûreté.

A court moyen terme, Framatome ANP devra toutefois s’efforcer de remporter des commandes-tests qui auront valeur d’exemple.

En réponse à l’appel d’offres de TVO sur le 5ème réacteur finlandais, Framatome ANP a proposé à la fois l’EPR et son réacteur à eau bouillante SWR 1 000.

Pour le marché américain, Framatome ANP fait sa propre analyse des débouchés, qui semble plus optimiste que celle du Gouvernement américain192.

Les responsables de Framatome ANP Inc. jugent peu probables des commandes rapides sur le marché nord-américain. Une condition nécessaire pour qu’un EPR soit commandé aux États-Unis, serait qu’il soit d’abord construit en France. Une commande aux États-Unis pourrait alors intervenir vers 2 012.

Mais la question est posée de savoir si l’EPR conviendrait aux besoins du marché nord-américain.

Selon Framatome ANP193, les producteurs d’électricité américains jugent optimal un parc de production où le nucléaire, les centrales à charbon, les centrales à gaz représentent chacun environ 25 % du total.

A l’instar des réacteurs nucléaires, mais dans une moindre mesure toutefois, les centrales thermiques, en particulier à charbon, ont une très grande longévité. Une caractéristique importante du parc de centrales électriques américaines est d’être constitué d’un nombre important de centrales de petite taille. Les centrales d’une puissance comprise entre 100 et 499 MW étaient en effet au nombre de 1 686 au début 2003. Or les trois quarts de ces centrales de petite puissance sont âgés.

Les responsables de Framatome ANP Inc. sont donc enclins à penser que les compagnies d’électricité dont le parc nucléaire est d’une taille insuffisante pourraient choisir de remplacer de 5 à 6 centrales à charbon de petite taille fonctionnant sur un même site par un réacteur nucléaire de forte puissance comme l’EPR.

Pour d’autres connaisseurs du marché américain194, une telle solution est très improbable, pour plusieurs raisons. Assurant aujourd’hui 50 % de la production d’électricité américaine, le charbon joue un rôle économique structurant qui n’est pas prêt de se réduire dans ce pays. Par ailleurs, le parc de production électrique étant relativement dispersé actuellement, le réseau électrique ne serait pas nécessairement capable d’absorber la production d’un EPR de 1 500 MWe.

En tout état de cause, il appartient au Groupe AREVA et à lui seul de déterminer sa stratégie et de vérifier si sa gamme de réacteurs nucléaires pour le futur est adaptée aux besoins du marché tels qu’ils s’exprimeront par un nombre limité de commandes tests dans les toutes prochaines années.

VI.- Une logique de long terme à rajouter aux mécanismes de marché

La capacité des marchés à prendre en compte les impératifs du long terme est une question certes débattue par les économistes, mais à laquelle la réponse donnée dans la pratique est clairement négative.

On a vu, dans le cas des marchés dérégulés des États-Unis, à quel point les compagnies d’électricité mettent au premier rang de leurs priorités l’abaissement de leur prix de revient et la maximisation de leurs profits dans les heures de pointe où des équipements à faibles coûts variables peuvent se révéler de véritables « cash machines ».

Dans ces conditions, en situation de concurrence sur des marchés dérégulés, la priorité est bien pour des compagnies d’électricité cotée en Bourse à la maximisation du profit et non pas l’investissement à long terme.

Parfaitement conscient du fait que, dans ce cas, le nucléaire en place peut repousser les commandes de nouvelles tranches au-delà du raisonnable et des capacités de survie de l’industrie, le Département de l’Énergie a mis en place, dans le cadre de son programme NPI 2 010 (Nuclear Power Initiative), une politique globale à plusieurs dimensions, qui porte aussi bien sur les procédures réglementaires d’autorisation, que sur le soutien financier aux investissements et même sur la mise en place de crédits environnementaux. Les États-Unis prennent ainsi acte du fait que l’intervention de l’État est indispensable en complément aux marchés.

L’Union européenne serait bien inspirée de tempérer ses inclinations libérales d’un peu de pragmatisme américain.

Quant à la France, elle ne doit pas hésiter à continuer de pratiquer un sain interventionnisme de l’État en imaginant des mécanismes de soutien aboutissant au moins à la prise en charge des frais de développement, désignés sous le vocable « firstof- a-kind costs », c’est-à-dire coûts de la première fois.

1. L’internalisation des coûts externes des énergies fossiles

L’électronucléaire est la seule filière de production de l’électricité qui intègre se coûts externes, en incluant dans ses coûts de production, les coûts de démantèlement et de gestion des déchets radioactifs.

L’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques195 a, dès 1999, souligné l’importance de l’étude externe réalisée par la Commission européenne qui chiffre les coûts externes sur la santé publique et l’environnement des différentes filières de production, centrales thermiques au charbon, au gaz, au fuel, éoliennes, centrales nucléaires.

Les outils de politique économique permettant de lutter contre les émissions de gaz à effet de serre ont, pour leur part, été étudiés en détail par l’Office parlementaire dans son rapport sur les énergies renouvelables196.

Dans l’Union européenne, l’accent est pour le moment mis sur la seule production d’électricité par les énergies renouvelables, avec la directive 2000/77/CE du 27 septembre 2001 qui demande à tous les États membres de fixer des objectifs de consommation d’électricité renouvelable de façon que l’Union européenne atteigne en 2010 l’objectif de 12 % de consommation intérieure brute d’énergie provenant des renouvelables et l’objectif de 22,1 % d’électricité renouvelable. En conséquence, la France devra passer de 15 % du total en 1997 à 21 % en 2010.

Dans ce domaine, les États se voient fixer pour le moment des objectifs indicatifs, à charge pour eux de mettre en place les politiques idoines. De la même façon, les États sont libres d’adopter les mesures de politique énergétique interne leur permettant d’atteindre les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre s’imposant aux signataires du Protocole de Kyoto197.

Si la lutte contre le changement climatique requiert des mesures plus déterminées et donc une implication plus grande des États, on peut s’attendre à ce qu’il soit impératif de mettre en place des instruments d’internalisation des coûts externes des énergies fossiles afin de parvenir à réduire les émissions de CO2, comme la taxation des émissions de CO2.

L’introduction d’une telle taxe, qui ne doit pas être exclue, changerait complètement la compétitivité relative du nucléaire.

Il en serait de même pour des taxes sur les émissions de NOx et de SOx. La politique suivi par les États locaux pourrait, à cet égard, jouer un rôle important. Le New Hampshire taxe ainsi les émissions de SO2, ce qui ne peut que renforcer la compétitivité du nucléaire au détriment du gaz et du charbon. Le Massachusetts en étudie la possibilité.

Mais au-delà de ces évolutions nécessairement de longue durée, d’autres mesures de soutien à la construction de nouveaux réacteurs nucléaires doivent être envisagées, dont les États-Unis donnent un exemple intéressant.

2. Le soutien actif du Gouvernement américain à la mise en service de nouveaux réacteurs nucléaires en 2010

En février 2002, le Secrétaire à l’Énergie Spencer Abrahams a annoncé le lancement du programme Nuclear Power Initiative 2010, dont l’objectif est la mise en service industriel d’un nouveau réacteur nucléaire à cette date. Ceci signifie que le DOE a pour objectif de créer les conditions pour qu’une compagnie d’électricité au moins prenne la décision de construire un nouveau réacteur au plus tard à la fin 2005.

En conséquence, le DOE a prévu un programme d’action très complet. Ce programme est activement soutenu par le sénateur républicain du Nouveau Mexique, M. Pete Domenici, Président de la Commission de l’énergie et des ressources naturelles du Sénat, qui s’apprêtait à la mi-mars 2003 à lancer dans la procédure parlementaire une nouvelle proposition de loi sur l’énergie.

Constatant que la prolongation des centrales actuellement en fonctionnement, indispensable sur un plan économique, diminue l’opportunité de construire de nouveaux réacteurs, le DOE travaille à atténuer les préoccupations des exploitants concernant le financement et les autres difficultés relatives à la construction d’un nouveau réacteur198. Concrètement, l’objectif du DOE est qu’une compagnie d’électricité prenne, au plus tard en décembre 2005, la décision de construire un nouveau réacteur et commence à l’exploiter en 2010

La NRC ayant modifié dans le sens de la simplification ses procédures d’autorisation de construction, le programme du DOE vise à démontrer que cette nouvelle procédure fonctionne correctement.

Cette démonstration doit être faite pour l’obtention d’un permis de site avancé « Early Site Permit ». En mars 2003, trois permis avaient déjà été accordés, à trois compagnies d’électricité différentes199. Par ailleurs, le DOE travaille à la publication d’une procédure refondue de certification de nouveaux réacteurs « Reactor Design Certification (DC) and Technology Development », qui devait être publiée en avril 2003. Enfin, la NRC devrait mettre en vigueur une nouvelle procédure d’autorisation combinée « Combined Operating License (COL) », à la fin de l’année 2003. Des aides seront données pour le test de ces procédures. Le Nuclear Energy Institute attend beaucoup de la nouvelle procédure à trois volets « Early Site Permit », « Certified Design » et « Combined Construction & Operating License »200.

Pour le DOE, il ne fait aucun doute que les réacteurs concernés par le NPI 2 010 sont ceux dits de la Génération 2015 dans le présent rapport201. En tout état de cause, il en va de la survie de l’industrie nucléaire : « Si des réacteurs de la Génération 2015 ne sont pas construits, les compétences intellectuelles et les infrastructures industrielles ne survivront pas jusqu’en 2 020 »202.

Le principal mécanisme envisagé par le DOE pour amorcer le processus de construction de réacteurs de la Génération 2015 est celui de prêts du Gouvernement. En effet, des recherches de base ne sont pas nécessaires pour ce type de réacteurs. Le principal obstacle est celui du financement des coûts de développement. Des prêts accordés par le Gouvernement devraient contribuer à lever des barrières importantes et à améliorer les perspectives d’un projet de construction de réacteur.

Le Nuclear Energy Institute, organisme professionnel du nucléaire aux États-Unis, démontre qu’un prêt à long terme remboursable octroyé par le Gouvernement aurait un effet de levier important sur le plan financier. Si ce prêt représentait 50 % de l’investissement, la compagnie d’électricité financerait 25 % du total avec des capitaux propres et le dernier 25 % par un emprunt auprès d’une banque commerciale, qui serait remboursé avant le prêt gouvernemental. Dans cette hypothèse, les besoins en capitaux propres seraient divisés par deux et le taux interne de rendement serait multiplié par deux, ce qui serait une motivation supplémentaire pour les exploitants à se lancer dans la construction d’un nouveau réacteur.

Des mécanismes de ce type devraient donc, selon le NEI, être impérativement mis en place pour permettre l’investissement à long terme de sociétés cotées sur les marchés financiers.

D’autres mesures sont proposées par le Nuclear Energy Institute pour accélérer le retour sur investissement et le ramener à 5-7 ans. Au lieu de porter sur 15 ans, la durée d’amortissement devrait passer à 7 ans.

Sur la même ligne que le DOE et que l’industrie, le Sénateur république du Nouveau Mexique, M. Pete Domenici, accordait, début mars 2003, une place prioritaire à la question de l’incitation à construire de nouveaux réacteurs nucléaires203.

Aucune compagnie d’électricité n’ayant pour le moment l’intention de construire un nouveau réacteur, que faire pour qu’en 2005-2006-2007, il y ait des projets significatifs dans ce domaine ? Pour M. Domenici, un ensemble de mesures doivent être prises pour réduire les risques financiers des compagnies souhaitant s’y lancer.

Les coûts de développement204 d’un nouveau réacteur constituent un obstacle financier important à toute initiative, du fait de leur montant élevé et du fait de l’incertitude régnant sur la responsabilité de leur prise en charge.

Début mars 2003, le sénateur Domenici entendait donc proposer en conséquence que, pour les 6 premiers réacteurs, une aide particulière soit apportée aux entreprises ou aux consortiums d’entreprises passant une commande. Une série de 6 réacteurs est, en effet, suffisante pour couvrir les coûts de développement, les coûts diminuant ensuite fortement.

Selon la même proposition, le secrétaire à l’Énergie devrait être autorisé à négocier des prêts, à garantir des prêts ou à ouvrir des lignes de crédits au profit des candidats, à hauteur de 750 millions $ par réacteur. Il devait également être autorisé à rentrer dans des négociations visant à l’achat d’avance d’électricité pour 10 ans.

Selon cette proposition, le remboursement des prêts serait également prévu à partir de la 10ème année d’exploitation, c’est-à-dire 10 ans après la fin de la construction du réacteur. Au cas où, au cours de cette première période d’exploitation de 10 ans, des interruptions d’exploitation seraient survenues du fait de la réglementation et non pas du réacteur ou des exploitants eux-mêmes, la date de remboursement du prêt aurait été retardée d’autant205.

L’intention de M. Domenici était que ces dispositions entrent en vigueur dès la promulgation de la loi, pour un délai de 10 ans se terminant au plus tard dix ans après 2010, année de référence de la Nuclear Power Initiative, soit 2 020. Tout projet sera éligible, à condition d’appartenir à la série des 6 premiers réacteurs.

La discussion de ces propositions devait intervenir à la mi-mai 2003 au Sénat. La Chambre des représentants ayant pour sa part adopté son propre texte sur l’énergie, l’adoption d’un texte définitif n’était pas attendue avant la fin de l’année 2003, le texte final pouvant comporter des modifications sensibles.

Quel que soit la suite réservée à ces propositions, il est important de noter que le président de la commission de l’énergie et des ressources naturelles du Sénat des États-Unis, pourtant républicain, n’hésite pas, faisant fi de tout libéralisme, à préconiser des aides de l’État pour la construction d’une série de nouveaux réacteurs nucléaires. Confrontée au même problème, il serait étonnant que la France lui apporte une solution différente.

3. La nécessité de mettre en place une aide des pouvoirs publics pour la prise en compte du long terme

L’équation économique du nucléaire est actuellement très simple.

Les prix de vente sur les marchés spots de l’électricité sont actuellement en Europe de 20 à 25 E/MWh.

Or les coûts de production pour le charbon et le gaz sont en moyenne de 35 E/MWh, et pour le nucléaire de 30 E/MWh pour une série de 10 réacteurs.

A supposer que les marchés soient totalement dérégulés et que les marchés spots traitent la totalité des fournitures d’électricité, aucun investissement de production de masse d’électricité pour le remplacement du parc électronucléaire ne serait finançable dans les conditions de marché actuelles.

Par ailleurs, le nucléaire se caractérise par un temps de retour sur investissement très long, ce qui complique son financement sur des marchés qui préfèrent les temps courts.

Ainsi que l’écrit P. Girard206, « les marchés électriques contrairement aux marchés pétroliers n’offrent pas pour l’instant des produits financiers ou « dérivatives » sur des durées suffisamment longues qui permettraient à une compagnie électrique de garantir une partie de ses ventes à un certain prix, et aussi aux banques de gérer le risque client associés aux prêts consentis ».

Toute la question est donc de réintroduire l’impératif de la longue durée dans les choix énergétiques de la France.

Répondant à cette préoccupation, les solutions envisagées aux États-Unis, avec l’encouragement à la passation de contrats de fourniture à long terme et des prêts à remboursables à taux réduits octroyés à l’exploitant, constituent des pistes qu’il conviendra d’étudier dans la perspective de la préparation du projet de loi d’orientation sur l’énergie.

Chapitre 3 : un important effort de R&D nécessaire pour réussir à l'horizon 2035, la mise au point des autres réacteurs en projet

I.- Un foisonnement

de projets pour 2035, ambitieux et multi-usages, pour répondre à des préoccupations actuelles et préparer le grand futur de l’énergie

La filière des réacteurs à eau légère, bouillante ou pressurisée, a connu depuis le début des années 1970 un succès extraordinaire, au point de représenter l’essentiel des capacités installées dans le monde. (voir figure 21)

Au sein des réacteurs à eau légère, les réacteurs à eau pressurisée, avec 65 % de la capacité mondiale installée, représentent l’écrasante majorité.

Autre élément fondamental pour l’avenir des différentes filières nucléaires, l’expérience acquise avec les réacteurs à eau légère est tout simplement extraordinaire. Depuis le début de leur mise en service, au début des années 1970, ces réacteurs ont, en effet, produit plus de 32 000 milliards de kWh et accumulé 6 300 années-réacteurs de fonctionnement, et 7 250 années-réacteurs de fonctionnement, si l’on y ajoute les VVER russes.

Si les réacteurs à eau légère bénéficient ainsi d’une position sans partage, c’est après avoir supplanté, par leurs performances technico-économiques, d’autres filières recourant pour les unes à l’uranium naturel au lieu de l’uranium enrichi, pour les autres à d’autres formats de réacteurs, à d’autres réfrigérants ou d’autres modérateurs.

Figure 21 : Répartition par filières des réacteurs nucléaires en service dans le monde au 31 décembre 2001 (207)

Pour autant, convaincus qu’un redémarrage des commandes est probable dans un futur proche, les organismes de recherche et certains constructeurs de réacteurs nucléaires s’attachent aujourd’hui à proposer un ensemble de filières nucléaires diversifiées.

1. Des projets de réacteurs proposés par vagues successives

Les projets se plaçant dans la continuité des réacteurs à eau légère et s’efforçant d’améliorer encore leurs performances sont relativement peu nombreux.

Au contraire, dans leur grande majorité, les projets de réacteurs nucléaires du futur s’attachent à revisiter des concepts étudiés quelquefois dans le détail dans les années 1960-1970, souvent abandonnés en raison de difficultés de mise au point ou de performances économiques décevantes et rarement réalisés. L’espoir des nouveaux concepteurs est, tout à la fois, que les verrous technologiques pourront à l’avenir être levés et que les performances techniques et économiques seront cette fois au rendez-vous.

Les concepteurs de nouveaux réacteurs visent de nombreux objectifs, nécessitant de réaliser de véritables sauts technologiques.

Pour les concepteurs de ces réacteurs, le premier saut qualitatif à opérer concerne la sûreté. Il conviendrait, à cet égard, de mettre au point des réacteurs intrinsèquement sûrs, c’est-à-dire pour lesquels il n’existe aucune possibilité de fusion du cœur suite à une perte de contrôle de la réaction en chaîne.

Le deuxième saut qualitatif, indispensable, devrait permettre que ces réacteurs ne produisent pas de déchets radioactifs à haute activité et à longue période ou n’en produisent qu’une quantité limitée par rapport aux réacteurs actuellement en service, de manière à réduire, voire à supprimer, les problèmes de l’aval du cycle. Une variante de cet objectif serait la mise au point de réacteurs consommateurs des déchets issus des autres filières.

Troisième saut qualitatif visé, les réacteurs réellement innovants devraient pourvoir être, si nécessaire, d’une puissance d’une centaine de MWe, afin de pouvoir s’adapter à tous types de réseau. Une conception modulaire serait alors idéale. Une centrale électronucléaire de faible puissance pourrait en effet être construite avec un seul module pour des pays à infrastructures de réseau réduites.

Quatrième saut qualitatif, les réacteurs révolutionnaires devraient pouvoir s’adapter à différents types d’application. En premier lieu, ces réacteurs devraient permettre la cogénération d’électricité et de chaleur à température moyenne ou élevée. Ils devraient aussi se prêter d’une part à la désalinisation de l’eau de mer et, d’autre part, à la production d’hydrogène à partir de l’eau, contribuant ainsi à l’avènement de l’économie de l’hydrogène, considérée par certains experts comme la seule solution à long terme pour réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Dans la pratique, depuis le début des années 1990, différents types de projets ont vu le jour par vagues successives, prenant en compte à des degrés divers les objectifs résumés précédemment.

Les premiers projets à avoir marqué l’actualité du nucléaire sont d’une part le projet de réacteur hybride dit Rubbiatron qui date de la fin 1993208 et, d’autre part, les projets de réacteurs à haute température refroidis au gaz, intitulés PBMR (Pebble Bed Modular Reactor) et GT-MHR (Gas Turbine-Modular Helium cooled Reactor).

Une seconde vague de projets a été lancée par l’initiative de 2001 du Département de l’Énergie (DOE) des États-Unis, intitulée Generation IV Nuclear Energy Systems Initiative, qui a réussi à fédérer autour de lui un ensemble d’organismes de recherche nucléaire de 10 pays dans une structure de coopération informelle appelée le GIF (Generation IV International Forum). Après avoir recensé toutes les pistes possibles pour des réacteurs nucléaires en rupture avec les réacteurs actuellement exploités, le GIF a sélectionné, en septembre 2002, six concepts sur lesquels convergeront les efforts de tous ses membres. Ces concepts sont les réacteurs à eau supercritique, les réacteurs à très haute température, les réacteurs à neutrons rapides refroidis au gaz, les réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium, les réacteurs à neutrons rapides refroidis au plomb, les réacteurs à sels fondus209. Dans cette même vague, mais n’appartenant pas à l’ensemble des 6 concepts du GIF, figure aussi le réacteur IRIS de Westinghouse dont le développement suit d’autres voies.

Simultanément, les réflexions sur les réacteurs hybrides ont repris au début des années 2000, débouchant sur le concept d’ADS (Accelerator Driven Systems), dans le cadre des recherches sur l’aval du cycle du combustible nucléaire et sur les méthodes de transmutation des déchets radioactifs de haute activité et à vie longue.

2. 2035 : un horizon commun pour des finalités différentes

Pour tenter d’ordonner les résultats de cette nouvelle créativité du secteur nucléaire, plusieurs types de critères sont souvent utilisés (voir figure 22).

Figure 22 : typologie utilisées pour classer les réacteurs en projet

Le premier critère peut être celui de l’objectif recherché : production d’électricité, de vapeur ou d’hydrogène, recyclage de déchets. Une deuxième distinction peut être faite à partir des combustibles utilisés ou acceptés par le réacteur considéré : uranium naturel ou enrichi, uranium pur ou mélange d’uranium et de plutonium, actinides. On peut aussi différencier les réacteurs selon leur réfrigérant ou leur modérateur. On peut enfin faire appel à la physique neutronique et distinguer les réacteurs à neutrons thermiques des réacteurs à neutrons rapides.

Tous ces réacteurs ont en commun de ne pas être opérationnels et de devoir faire l’objet de travaux importants de recherche et développement et de tests, à une échelle réduite ou à une échelle industrielle.

Trois stades seront donc nécessaires pour leur développement210.

En premier lieu, après avoir levé les verrous technologiques qui les ont, dans le passé, empêchés de percer, il conviendra de réaliser un pilote technologique pour chacun d’entre eux. Puis devra être franchie l’étape du démonstrateur industriel, destinée à vérifier l’adéquation de la filière étudiée à une exploitation économique. Enfin pourra débuter la construction en série de ces réacteurs.

Bien entendu les dates de mise en service industriel de ces futurs réacteurs ne sont pas strictement identiques selon les filières. On peut d’ailleurs remarquer que quatre réacteurs de la filière à neutrons rapides refroidis au sodium étaient opérationnels au début 2003211. Pour les réacteurs à très haute température, les estimations de mise en service d’un démonstrateur peuvent varier de dix ans selon les experts.

Toutefois, en l’état actuel des connaissances technologiques, la mise en service industriel d’aucun de ces réacteurs n’est réellement attendue avant 2 035.

C’est pourquoi l’on désignera dans la suite l’ensemble de ces projets sous le nom de réacteurs pour 2 035.

II.- Les projets de

réacteurs modulaires PBMR, GT-MHR et IRIS, une première vague d’innovations à finalités spécifiques

Les réacteurs à haute température – environ 800 °C - fonctionnant avec de nouveaux types de combustible – boulets, galets ou billes d’uranium –, et refroidis au gaz, constituent une voie, à laquelle l’industrie mondiale a accordé une réelle attention dans les années 1990.

En réalité, il s’est agi de la réactivation de concepts étudiés dans le passé, et dont l’intérêt semble être en partie retombé.

1. Les réacteurs modulaires à haute température refroidis à l’hélium, une voie déjà explorée dans les années 1960-1970

La piste des hautes températures a déjà été étudiée dans les années 1960-1970.

Première caractéristique, le combustible était conditionné sous forme de noyaux d’oxyde ou de carbure d’uranium, de plutonium ou de thorium, enrobés de pyrocarbone et de carbure de silicium censés empêcher les produits de fission de s’échapper des sphères de combustible. Deuxième caractéristique, le gaz caloporteur envisagé était l’hélium, afin d’atteindre des températures de l’ordre de 800 °C qui permettent un rendement thermique élevé de 40 %.

Ces options technologiques ont été étudiées d’une manière approfondie en Allemagne et aux États-Unis, avec la construction successive de réacteurs expérimentaux de faible puissance, puis de démonstrateurs technologiques (voir tableau 31).

L’Allemagne a réalisé d’importants travaux de recherche sur les réacteurs à haute température. Ses investissements de R&D dans ce domaine ont atteint au total 3,5 milliards d’euros212, sur la période 1960-1990. Les enseignements tirés du réacteur expérimental AVR de 13 MWe de Julich ont été assez convaincants pour justifier la construction du THTR de Uentrop, un réacteur refroidi au gaz de 296 MWe, utilisant du combustible uranium-thorium sous forme de galets.

Quant aux États-Unis, si leur réacteur expérimental de 40 MWe de Peach Bottom a donné toute satisfaction, en revanche le réacteur de Fort Saint Vrain de 330 MWe a rencontré de nombreux problèmes, en particulier des entrées d’eau dans les circuits du caloporteur obligeant à des arrêts fréquents213.

Tableau 31 : les réacteurs à haute température des années 1960-1970

Les épigones de cette première génération de réacteurs à haute température au relatif succès, sont aujourd’hui le projet PBMR conçu pour les nouveaux marchés de pays à infrastructures de réseau électrique limitées et le projet GT-MHR qui a pris une actualité soudaine mais semble-t-il réduites dans le temps en tant que réacteur destiné à consommer le plutonium provenant de la démilitarisation des ogives nucléaires.

2. Le projet de réacteur modulaire de faible puissance PBMR,

Le réacteur PBMR (Pebble Bed Modular Reactor) est un projet de réacteur à haute température d’une puissance unitaire de 100 MWe utilisant comme combustible des galets d’uranium faiblement enrichi enrobé dans du carbone et recourant à l’hélium comme fluide caloporteur, qui a été lancé au début des années 1990 et abandonné en 2002.

Le PBMR est une tentative de réacteur de petite taille, supposé intrinsèquement sûr et fonctionnant en continu sur une longue période.

Dans ce projet, le combustible était conditionné sous forme de billes millimétriques recouvertes de matériaux réfractaires et agglomérées ensuite en galets ayant un diamètre de 6 cm, soit environ celui d’une balle de tennis. (voir figure 23)

Il s’agissait, en fait, de la reprise du concept de combustible TRISO, développé depuis 1970 ans en Russie, en Chine, au Japon, avec la formulation établie en Allemagne. Dans le schéma TRISO, le revêtement des billes millimétriques de combustible comprend une couche de carbure de silicium dont la fonction est de piéger les produits issus de la réaction en chaîne, en particulier les produits de fission gazeux. Ce type de conditionnement devrait permettre d’atteindre des taux de combustion élevés, tout en garantissant une flexibilité quant aux matières fissiles ou fertiles à utiliser comme combustible.

La cuve du réacteur PBMR, de 20 mètres de haut et de 6 mètres de diamètre, devait comprendre environ 460 000 galets, dont trois quarts de galets de combustibles et un quart de sphères de graphite de mêmes dimensions. Le combustible devait être en permanence ajouté par le haut de la cuve, soutiré par le bas et réinjecté jusqu’à ce que l’on parvienne à de hauts taux de combustion, selon un système qui devait permettre d’éviter les arrêts pour rechargement et de limiter les arrêts du réacteur à des révisions générales tous les 6 ans. Refroidi à l’hélium, qui devait ensuite actionner directement une turbine selon un cycle direct à gaz, la température dans le réacteur devait atteindre 900 °C, à une pression de 69 bars.

Le réacteur PBMR qui n’a fait l’objet que d’études préliminaires, a été lancé par la compagnie d’électricité ESKOM, une entreprise publique sud-africaine qui fournit près de 95 % de l’électricité du pays. Ayant déjà une activité nucléaire, ESKOM exploite les deux réacteurs PWR 922 MW construits par Framatome à Koeberg, à une vingtaine de kilomètres au nord du Cap.

Ce réacteur avait pour but de répondre aux besoins d’électricité de nouveaux marchés comme ceux des grandes agglomérations de pays émergents.

Figure 23 : Schéma du combustible du réacteur PBMR

Le PBMR a rencontré un large écho en 2000 dans le monde du nucléaire, lorsqu’un producteur distributeur d’électricité américain, EXELON, s’est associé au projet, poussé par l’enthousiasme de son président pour le PBMR214.

Ayant commencé en décembre 2000 un pré-examen de certification du PBMR auprès de la NRC, EXELON a ensuite, de sa propre initiative, clos le dossier en septembre 2002.

En dépit du fait que BNFL ait pris une participation dans le consortium d’études de ce réacteur, le développement du PBMR semble reposer à présent dans les seules mains d’ESKOM. En conséquence, ce réacteur semble aujourd’hui en perte de vitesse, d’autant que son manque d’intérêt économique serait avéré215.

3. Le projet GT-MHR, un réacteur à vocation plus stratégique que commerciale pour le moment

C’est en 1993 que General Atomics et le ministère russe de l’énergie atomique MINATOM ont commencé leur coopération pour définir le GT-MHR, sur la base de l’expérience accumulée dans les années 1960-1970 sur les réacteurs à haute température216.

S’il s’agissait essentiellement au départ d’un soutien à l’industrie nucléaire russe pour la pérenniser sur place après l’écroulement de l’Union soviétique, le projet GT-MHR a été, en 1994, réorienté vers la consommation du plutonium provenant du démantèlement des ogives nucléaires russes, à la suite de la signature, le 3 janvier 1993, du traité START II par les Présidents George H. Bush et Boris Eltsine217.

La conception du GT-MHR a donc pris rapidement en compte l’utilisation d’un combustible constitué d’un mélange d’uranium et de plutonium 239.

Ayant acquis une légitimité politique et stratégique, la conception du GTMHR a été financée par le DOE218. Après que Framatome se fut joint au programme en 1996 et Fuji Electric en 1997, l’ingénierie de conception « conceptual design » du GTMHR a été bouclée en 1997.

Étudié en définitive par un groupement international dirigé par General Atomics (États-Unis), le réacteur GT-MHR (Gas Turbine Modular Helium cooled Reactor) est un réacteur modulaire (unités de 300 MW) refroidi à l’hélium, fonctionnant à haute température et pouvant utiliser des combustibles divers (plutonium, uranium naturel ou enrichi, thorium) conditionnés dans des billes de carbure de silicium.

Les différences du GT-MHR par rapport au PBMR sont nombreuses, bien qu’ils soient tous deux des réacteurs à haute température refroidis à l’hélium.

Lancé par General Atomics, rejoint ensuite par Framatome, Fuji Electric et bénéficiant du soutien du DOE et du Minatom russe, le GT-MHR a pu faire l’objet d’études beaucoup plus approfondies que le PBMR.

Par ailleurs, le GT-MHR a d’emblée visé une puissance unitaire de 300 MW, qui a semblé aux concepteurs un compromis satisfaisant entre l’exigence de sûreté intrinsèque, qui suppose une puissance réduite, et la compétitivité économique qui nécessite des économies d’échelle.

En tant que combustibles, le GT-MHR utilise le même principe de billes millimétriques de combustibles recouvertes de matériaux réfractaires selon le procédé TRISO.

Toutefois, au lieu d’être agglomérées sous forme de galets, les billes le sont sous la forme de petites cylindres de quelques centimètres de hauteur, les cylindres étant eux-mêmes glissés dans les alvéoles des éléments combustibles en graphite de forme prismatique. Ce procédé permet, en effet, une meilleure connaissance de la localisation du combustible et autorise une puissance unitaire plus élevée que pour le PBMR219.

Pour contrôler la réaction en chaîne, le GT-MHR dispose de barres de contrôle pouvant être supplées par un système d’injection par gravité de particules de bore.

Par ailleurs, en cas d’avaries sur ces deux systèmes actifs, les concepteurs prévoient que le réacteur pourra se refroidir par lui-même, grâce à un transfert de chaleur par conduction aux parois de la cuve, elles-mêmes supportant une circulation d’eau. Enfin, la structure en béton est censée absorber la chaleur et la transmettre par conduction au sous-sol environnant, le réacteur étant enterré.

En toute hypothèse, les concepteurs du GT-MHR assurent que la température du combustible restera inférieure à 1 600 °C, température limite pour la stabilité des matériaux utilisés pour la fabrication des billes millimétriques, y compris en cas de dépressurisation du réacteur. (voir figure 24)

Figure 24 : Evolution de la température du combustible en cas de perte de réfrigérant

Afin de concilier les impératifs de sûreté intrinsèque et les impératifs économiques, la puissance du GT-MHR est limitée à 285 MW. Son rendement thermique est prévu pour atteindre 48 %. Les arrêts pour rechargement sont programmés tous les 18 mois, avec un remplacement de la moitié des éléments combustibles220.

Par rapport aux réacteurs à eau légère, le GT-MHR devrait livrer moins de déchets de haute activité.

Selon les prévisions, un module de GT-MHR aurait la possibilité de consommer 250 kg de plutonium par an. Selon General Atomics, le GT-MHR aurait la capacité de brûler 95 % du plutonium 239 et 60 % du plutonium total. Ces performances en feraient un meilleur brûleur de plutonium que les réacteurs à eau légère utilisant du combustible MOX221. On peut toutefois relever que l’utilisation du plutonium dans ces combustibles présente l’avantage d’être une solution opérationnelle, qui pourra sans doute monter en puissance plus rapidement que la construction d’un ou plusieurs GT-MHR.

L’objectif est de construire un premier exemplaire du GT-MHR en Russie à Seversk, précédemment Tomsk-7, pour consommer du plutonium militaire tout en produisant de l’électricité. La Russie considère, en effet, le plutonium comme une matière première énergétique et non comme un déchet, ce qui supprime la voie de l’immobilisation un moment envisagée dans le cadre des accords de réduction des armes nucléaires déployées. Si les résultats de ce premier exemplaire, qui devrait être opérationnel en 2009, sont satisfaisants, alors une usine comprenant 4 modules GTMHR devrait être entrer en service à l’horizon 2012-2015.

Bien qu’ayant des perspectives de réalisation dans le cadre d’accords interétatiques, il était naturel que General Atomics s’attache à trouver d’autres débouchés pour son réacteur GT-MHR. C’est ainsi que General Atomics a soumis à la NRC un dossier de précandidature pour sa certification en février 2002. Le dossier est en cours de constitution.

Selon les prévisions économiques faites par General Atomics, le coût d’investissement « overnight » du GT-MHR devrait être de 1,29 milliard $, soit 1 120 $/ kW, ce qui, sous réserve d’une étude plus approfondie, ne le place pas en dehors des « clous ».

Quoi qu’il en soit, plusieurs des interlocuteurs de vos Rapporteurs ont estimé qu’un réacteur comme le GT-MHR ne devrait pas être compétitif par rapport aux réacteurs à eau légère.

Selon le Dr Petersen de RWE222, le projet GT-MHR, dont la fiabilité est grande, est techniquement prêt à être mis en service, des prototypes ayant démontré la faisabilité du procédé. L’avantage essentiel de ce réacteur serait d’être modulaire et de ne nécessiter que des constructions légères, ce qui lui permettrait d’être installé dans des pays sans infrastructure électrique ou nucléaire. Par ailleurs, la chaleur à haute température qu’ils produiraient pourrait servir dans plusieurs types d’utilisations industrielles. En revanche, les coûts de production du kWh du GT-MHR seront loin d’être compétitifs. E.ON estime que sa modularité et sa capacité à brûler tous types de matières fissiles pourrait toutefois lui assurer un avenir sur le marché de l’énergie223.

En tout état de cause, si le GT-MHR était construit sur fonds publics en un nombre important d’exemplaires qui permettrait d’en amortir les coûts de développement, il pourrait à l’évidence devenir compétitif pour certains types d’application.

Pour certains experts, le réacteur GT-MHR pourrait entrer en service en 2010. Pour d’autres, au contraire, la seule date envisageable est 2015-2016224.

4. Le projet de réacteur intégré à eau pressurisée de moyenne puissance IRIS

Le projet de réacteur modulaire IRIS (International Reactor Innovative and Secure) de Westinghouse-BNFL représente une autre voie pour la mise au point d’un réacteur de moyenne puissance – 330 MWe – pouvant s’adresser aux marchés électriques de petite taille.

Le projet IRIS est original à de multiples points de vue. Réacteur à eau légère pressurisée, IRIS se situe dans le prolongement des réacteurs actuellement en service, contrairement aux réacteurs à gaz modulaires PBMR et GT-MHR.

Par ailleurs, sa conception s’effectue en coopération par de multiples intervenants : le chef de file est le constructeur Westinghouse qui apporte au projet son expérience de constructeurs de 108 réacteurs en service et de concepteur de réacteurs innovants comme l’AP 600 et l’AP 1 000 et deux compagnies d’électricité, TVA (États-Unis) et Electronuclear (Brésil) leur connaissance des besoins des producteurs ; plusieurs universités américaines et internationales font bénéficier l’équipe de conception de leur créativité 225.

Le principe à la base du projet IRIS est la très grande simplification de sa conception. L’ensemble du réacteur tient, en effet, dans une cuve au demeurant de dimension très réduite par rapport à une enceinte de confinement d’un réacteur PWR classique. La cuve d’IRIS comprend non seulement le cœur du réacteur, mais aussi les 8 pompes noyées de recirculation de l’eau de refroidissement, les 8 générateurs de vapeur hélicoïdaux ainsi que le pressuriseur.

La circulation de l’eau s’effectue entièrement dans la cuve.

Le projet IRIS fait appel à de nombreuses technologies éprouvées du nucléaire et dans d’autres industries. Le combustible UO2 est celui des réacteurs à eau légère actuellement en service, avec un objectif de taux de combustion de 60 GWj/t. Les générateurs de vapeur hélicoïdaux sont repris de Superphénix. Les pompes noyées ont été développées pour la marine et pour la chimie. Les arrêts pour rechargement seraient espacés de 3 à 4 ans. La puissance thermique est prévue pour être égale à 1 000 MWth et la puissance électrique de 330 MWe. Classiques dans leur conception, les barres de commande traversent le pressuriseur. La cuve est elle-même dans une enceinte de confinement en acier dans laquelle la pression est de 12 bars.

L’ingénierie du projet IRIS est en cours, le constructeur prenant le soin, comme Framatome ANP et EDF dans le cas de l’EPR, de soumettre ses développements à la NRC au fur et à mesure. L’objectif est d’obtenir la certification du réacteur en 2008, pour un déploiement industriel vers 2 012.

L’ensemble des concepts doivent encore être validés, en particulier pour la sûreté et la compétitivité. Sur le plan de la sûreté, les accidents par perte de réfrigérant semblent difficiles à traiter. Les dispositifs de sûreté, notamment 4 trains de refroidissement d’urgence, deux réservoirs d’injection d’eau borée, ne semblent pas faire l’objet d’une simplification aussi drastique que la boucle primaire. Par ailleurs, aucune estimation de coût n’est encore disponible.

Bien qu’il soit encore peu avancé, la NRC manifeste un réel enthousiasme pour le projet IRIS.

Nommé Président de la NRC le 1er avril 2003, le Commissaire Nils Diaz déclarait à vos Rapporteurs, le 11 mars 2003, qu’IRIS a un grand potentiel, notamment du fait de sa parenté étroite avec les réacteurs embarqués de l’US Navy226, de son absence quasi-totale de circuits, de sa possibilité de fonctionner 5 à 7 ans sans rechargement227.

La mise en service de réacteurs IRIS n’est toutefois pas attendue par la NRC avant 2015-2020.

Quelles sont, au final, les perspectives des réacteurs modulaires ?

Un organisme professionnel du nucléaire américain comme le Nuclear Energy Institute estime qu’aux réacteurs modulaires de 300 MWe correspond un modèle financier intéressant. En effet, leur puissance réduite devrait leur permettre d’être installés en tous points des réseaux. Leur volume de production réduit garantirait par ailleurs que les prix de l’électricité ne s’effondrent pas. Enfin, l’investissement d’un premier exemplaire pourrait être aisément financé, et aurait un temps de retour suffisamment courte pour permettre le financement du deuxième et ainsi de suite.

Un grand exploitant comme EDF envisage, pour sa part, le problème d’une manière toute différente.

Pour EDF, en effet, le renouvellement du parc électronucléaire est un problème qui se pose en terme de quelques dizaines de milliers de MWe de puissance installée et non pas d’un ou plusieurs réacteurs de puissance moyenne.

Dans l’hypothèse de la construction d’un total de 25 GW de capacité nucléaire installée, le choix de réacteurs modulaires du type du GT-MHR, se traduirait par la nécessité d’installer près de 100 réacteurs, contre 17 réacteurs de type EPR d’une puissance de 1 500 MWe.

D’où des difficultés multipliées pour le choix des sites, qui devraient être plus nombreux, pour le transport des équipements et l’exploitation des réacteurs228. Les réacteurs modulaires de petite puissance, même juxtaposés sur un même site, ne correspondent pas aux besoins d’EDF.

C’est bien évidemment le marché qui tranchera.

III.- La production

d’électricité et d’hydrogène, objectif des réacteurs de Génération IV

Le 23 juillet 2001, le Secrétaire à l’Énergie des États-Unis, M. Spencer Abraham, annonçait la formation du GIF (Generation IV International Forum), groupe international de coopération sur la prochaine génération de réacteurs nucléaires et les nouvelles technologies de cycles de combustibles nucléaires.

Le GIF est une instance de coopération informelle rassemblant les organismes de recherche nucléaire appartenant à 10 pays, qui se sont cooptés229.

La réflexion du GIF a porté pendant plus d’un an sur les systèmes qui pourraient constituer la quatrième génération de réacteurs, postérieure aux réacteurs actuellement en service, et déployables d’ici à 2 030.

Dès le départ, les États-Unis ont clairement exclu que cette coopération internationale vienne concurrencer les réacteurs de type ABWR ou AP 1 000. La mission du GIF est donc de promouvoir une coopération pour la longue durée. L’importance donnée par les États-Unis à ce processus ne doit pas pour autant être surestimée. Les différentes pièces du DOE pour dynamiser le nucléaire - NEPO pour valoriser au maximum le parc actuellement en fonctionnement, NPI 2 010 pour la mise en service d’un nouveau réacteur en 2010 et Generation IV pour 2 020 – sont toutes considérées en effet comme indispensables230.

1. Les principales caractéristiques des réacteurs de Génération IV

Considérant que la satisfaction des besoins mondiaux en énergie imposera de recourir au nucléaire231, les objectifs assignés par le GIF à la Génération IV sont multiples232.

Les nouveaux réacteurs devront ainsi s’inscrire dans une perspective de développement durable, c’est-à-dire consommer moins de ressources énergétiques que les réacteurs actuels, produire moins de déchets et être moins proliférant.

Pour assurer leur succès, les réacteurs devront s’ouvrir de nouveaux marchés, grâce à de nouvelles applications comme la production d’hydrogène ou le dessalement d’eau de mer pour de grandes agglomérations urbaines.

Au total, la réflexion au sein du GIF ne porte pas seulement sur les réacteurs, mais sur leurs applications et sur le cycle du combustible associé, ainsi que la définition des systèmes de Génération IV en atteste.

« Les systèmes de Génération IV correspondent à un système de production d’énergie pris dans sa globalité, en incluant le cycle du combustible depuis l’amont jusqu’à l’aval, les équipements de conversion d’énergie et de connexion aux réseaux de distribution d’électricité, d’hydrogène, de chaleur industrielle ou d’eau potable, ainsi que les infrastructures de fabrication et d’installation du système de production »233.

Après avoir examiné en détail plus de 100 concepts de réacteurs, le GIF a finalement sélectionné, en septembre 2002, 6 systèmes de Génération IV, la notion de système ajoutant au type de réacteur le cycle du combustible associé.

Si l’on retient comme critère la nature de neutrons mis en jeu, les 6 réacteurs se répartissent en trois concepts à neutrons rapides (SFR, LFR et GFR), un concept à neutrons thermiques (VHTR), un concept à neutrons thermiques ou rapides (SCWR) et un concept à neutrons épithermiques (MSR).

Si l’on utilise le type de réfrigérant, on trouve un système à eau (SCWR), deux systèmes à gaz (VHTR, GFR), deux systèmes à métaux liquides (SFR, LFR) et un système à sels fondus (MSR).

Si l’on se réfère enfin au cycle du combustible, les 6 systèmes se classent en quatre systèmes à cycle fermés (GFR, SFR, LFR, MSR), un système à cycle ouvert ou fermé (SCWR) et un système particulier (VHTR) à propos duquel les opinions semblent partagées.

Le tableau ci-après résume les principales caractéristiques des 6 concepts de Génération IV. (voir tableau 32 page suivante)

Si, à première vue, les six différents concepts sont encore placés sur un pied d’égalité, les membres du GIF semblent accorder un intérêt prioritaire aux systèmes refroidis par gaz, qu’il s’agisse du système à très haute température VHTR ou du réacteur à neutrons rapides refroidis au gaz234.

Au reste, les réacteurs de la Génération IV ne pourront être effectivement développés que si le nucléaire lui-même connaît une phase d’expansion235.

2. Les systèmes à eau supercritique

L’idée à la base des réacteurs à eau légère supercritique est de tirer parti de l’expérience accumulée avec les réacteurs actuellement en fonctionnement, tout en augmentant radicalement leurs rendements.

L’eau supercritique désigne l’état de l’eau qui, portée à des températures supérieures à 374 °C sous une pression supérieure à 218 bars, c’est-à-dire au-delà du point critique, acquiert des propriétés physico-chimiques spécifiques, en particulier une masse volumique réduite par rapport à celle de l’eau sous conditions normales, les états liquides et gazeux ne pouvant au surplus être distingués.

Tableau 32 : Les 6 concepts sélectionnés par le GIF

Dans le schéma sélectionné par le GIF, la température de l’eau supercritique en sortie de cuve devrait atteindre 550 °C, ce qui conférerait au SCWR un rendement de 45 %. Autre avantage, l’eau supercritique attaquerait directement une turbine, les échangeurs de vapeur et le circuit secondaire étant donc éliminés. (voir figure 25 page ci-contre).

Le SCWR serait un réacteur de forte puissance, le niveau de 1 700 MWe étant fixé comme objectif. En conséquence, l’accent est mis avec ce type de machine sur la production d’électricité, l’objectif de minimisation des déchets n’étant atteint qu’à travers l’augmentation du rendement du combustible.

Les avis sur la faisabilité réelle de ce réacteur sont très partagés.

Certains experts considèrent qu’il s’agirait d’une voie d’avenir, compte tenu de coûts d’investissements réduits par rapport aux réacteurs à eau légère classique.

Framatome ANP considère, pour sa part, cette voie comme difficile, en raison des caractéristiques particulières, encore mal connue et difficilement exploitables dans l’état actuel des connaissances, des fluides supercritiques236.

3. Le réacteur à très haute température refroidi au gaz

Le réacteur à très haute température VHTR se situe dans la ligne du réacteur modulaire du type GT-MHR. Il s’en distingue par une température largement supérieure, puisque la température du gaz caloporteur devrait atteindre 1 000 à 1 100 °C.

Le VHTR constitue, sans aucun doute, une des premières priorités pour la recherche.

3.1. Les caractéristiques techniques de VHTR

Le combustible des réacteurs VHTR est conçu selon les mêmes principes que celui des réacteurs à haute température, avec un conditionnement sous la forme de billes millimétriques agglomérées sous la forme de cylindres insérés ensuite dans les éléments combustibles.

Figure 25 : Schéma de principe du réacteur à eau supercritique

Figure 26 : Schéma de principe des réacteurs VHTR orientés vers la production d'hydrogène

Les billes millimétriques de 0,5 mm de diamètre présentent en effet plusieurs avantages encore plus précieux avec les très hautes températures. Chaque particule contient une quantité très réduite de combustible. Leur revêtement comprend une couche pour absorber les gaz des produits de fission, mais aussi une barrière résistante assurant leur confinement ainsi que celui des actinides mineurs.

Toutefois le revêtement de carbure de silicium utilisé pour le GT-MHR ne pourra convenir dans la mesure où il ne peut retenir les produits de fission au-delà de 1 600 °C. La dégradation des actinides mineurs produit, en outre, du palladium et de l’argent qui attaquent le carbure de silicium. Il sera en conséquence nécessaire de trouver un substitut à ce dernier, qui devrait probablement être le carbure de zirconium et le carbure de titane. (voir figure 26 page suivante).

D’après ses concepteurs, le VHTR devrait avoir un coefficient de température négatif, ce qui le conduirait à devenir spontanément sous critique en cas d’arrêt. Le cœur du réacteur VHTR devrait être sensiblement le même que celui du GTMHR, avec une capacité identique à baisser spontanément en température en cas de perte du réfrigérant.

Au total, ces différentes propriétés conféreraient au VHTR, dans une certaine mesure, la qualité d’être « intrinsèquement sûr ».

Le VHTR devrait utiliser l’hélium comme réfrigérant, la température du gaz en sortie de cuve du réacteur atteignant 1 000 °C.

Un objectif prioritaire du VHTR est qu’il puisse brûler son combustible avec une efficacité beaucoup plus élevée que les réacteurs actuels. Dans la pratique, il semble possible de dépasser le seuil de 80 GWj/t avec des combustibles uraniumthorium, le but étant d’aller jusqu’à 200 GWj/t.

D’un rendement thermique élevé, le VHTR aurait une puissance unitaire de 600 MWe.

Le VHTR devait au départ brûler essentiellement un mélange d’uranium hautement enrichi et de thorium.

L’objectif, aujourd’hui, est explicitement que ce réacteur puisse non seulement brûler de l’uranium faiblement enrichi, mais aussi incinérer du plutonium et des mélanges de plutonium avec certains actinides mineurs237. Contestée par certains experts, cette capacité permettrait une reprise des déchets issus des réacteurs REP238.

Dans cette hypothèse, le VHTR pourrait permettre de produire de l’électricité et de l’hydrogène, tout en reprenant les déchets des réacteurs à eau légère, ce qui lui assurerait alors la suprématie sur tous les autres concepts de la Génération IV.

La date prévue pour la mise en service du démonstrateur VHTR est 2017239.

3.2. Des débouchés multiples qui en font une priorité pour de nombreux experts

L’ambition des promoteurs des réacteurs à très haute température est non seulement de couvrir les besoins de production d’électricité, mais aussi de faire progresser la technologie des matériaux réfractaires, ce qui sera utile pour le développement d’autres filières et enfin d’ouvrir de nouveaux marchés au nucléaire.

Pour la production d’électricité, les rendements atteints avec des températures de fonctionnement seraient supérieurs à 50 %, donc très supérieurs au 33 % des réacteurs REP actuels, ce qui devrait conduire à des coûts de production compétitifs.

Par ailleurs, pour réussir à les faire fonctionner, de multiples problèmes technologiques devront avoir été résolus, en particulier la mise au point de matériaux capables de résister à de très hautes températures. Les savoir-faire acquis pour la mise au point des réacteurs à très haute température seraient alors utiles à celle des réacteurs à neutrons rapides refroidis au gaz GFR.

Les nouveaux marchés ouverts par le VHTR devraient être nombreux. De nombreux process industriels s’effectuent en effet à haute température : la fabrication du ciment, du verre, de l’acier, la gazéification du charbon et la thermochimie (voir figure 27).

En tout état de cause, compte tenu de l’inertie des processus industriels et des espoirs placés dans le développement de combustibles pour les transports, l’application principale du VHTR serait la production d’hydrogène.

3.3. Le VHTR pour la production d’hydrogène

Le VHTR est considéré comme un maillon essentiel d’une future économie de l’hydrogène.

Il existe certes des méthodes de production d’hydrogène à basse température240. Mais les trois procédés les plus en pointe pour la production d’hydrogène sont actuellement le reformage à la vapeur du méthane, l’électrolyse à haute température et la thermochimie241. La thermochimie est considérée comme la plus prometteuse, avec plusieurs procédés de fabrication, dont le procédé recourant à l’iode et le soufre comme intermédiaires de réaction242.

La production d’hydrogène serait compétitive avec la vapeur à 1 000 °C fournie par un VHTR, alors qu’elle ne le serait pas à 800 °C en aval d’un réacteur GTMHR.

Les partisans du VHTR imaginent en conséquence des usines globales, comprenant un ou plusieurs réacteurs de ce type, d’où partiraient des canalisations acheminant par sels fondus la chaleur à très haute température vers une usine dédiée à la production d’hydrogène.

En tout état de cause, il conviendra d’écarter les deux installations, de manière à réduire les risques industriels.

Figure 27 :Principaux process industriels utilisant la chaleur

4. Les réacteurs à neutrons rapides

Partisan depuis la fin des années 1960 de la filière des réacteurs à neutrons rapides, le CEA remarque, à juste titre, que ces réacteurs constituent la majorité des 6 systèmes sélectionnés par le GIF, avec le GFR, réacteur à neutrons rapides refroidi au gaz, le SFR, refroidi au sodium, le LFR refroidi au plomb ou au plomb-bismuth et le SCWR dans sa version à spectre rapide.

4.1. Les réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium

La sélection des réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium parmi les concepts d’avenir ne doit pas étonner. La France a toujours accordé un grand intérêt à cette filière qui permet de valoriser les ressources en uranium beaucoup mieux que ne le font les réacteurs à eau légère243.

Le réacteur à neutrons rapides Phénix, d’une puissance électrique de 233 MWe, mis en service industriel en 1974, a obtenu les résultats escomptés, au point qu’en se fondant sur ce succès, la France a ensuite décidé la construction de Superphénix, d’une puissance de 1 200 MWe, couplé au réseau en 1986 et définitivement arrêté en 1998.

Décision essentiellement politique prise en 1997, l’arrêt de Superphénix n’est apparu techniquement justifié qu’en raison de ses difficultés de fonctionnement et de sa relative inadéquation aux besoins de test et d’expérimentation pour lesquels cette machine avait été reconvertie.

A cet égard, le rapport de 1998 de la commission d’enquête sur Superphénix et la filière des réacteurs à neutrons rapides souligna que cette filière gardait son intérêt pour le XXIe siècle et indiquait que « c’est dans les années 2020-2030 qu’il faudra reprendre les études sur les réacteurs à neutrons rapides, en vue de la construction d’éventuels réacteurs de ce type vers 2 050 »244.

Au regard de cette recommandation, l’histoire semble donc s’accélérer.

Après une phase d’arrêt de plusieurs années, le réacteur Phénix a été récemment autorisé à redémarrer par l’autorité de sûreté pour 722 jours équivalents pleine puissance, soit 6 cycles de fonctionnement245. Le bon fonctionnement de Phénix pour les 6 cycles qui lui restent, revêt une importance capitale pour la conduite des expériences de transmutation.

L’intérêt porté aux réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium est aujourd’hui important dans plusieurs pays, en France bien entendu malgré l’arrêt de Superphénix, mais aussi au Japon qui continue la mise au point de son réacteur Monju, d’une puissance de 260 MWe, et, enfin, aux États-Unis au laboratoire national d’Argonne.

Aux États-Unis, les performances du réacteur EBR-II de 17 MWe installé dans l’Idaho, qui a fonctionné de 1964 à 1994, sont jugées satisfaisantes. Ce réacteur a en effet permis de tester de nombreux combustibles et même des scénarios d’accidents246.

En tout état de cause, le réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium retenu parmi les concepts de Génération IV reprend les principaux concepts des réacteurs EBR-II (États-Unis), Phénix et Superphénix (France), Monju (Japon) et BN 600 (Russie).

La température du sodium en sortie de cuve est de 550 °C. La puissance du SFR pourrait être calibrée entre 150 et 500 MWe. (voir figure 28 page ci-contre).

Le combustible du SFR pourrait être métallique, préparé par pyroprocessing, ou bien être du type MOX, après retraitement en voie aqueuse.

Pièce essentielle d’un cycle du combustible dit fermé, le SFR aurait comme principal objectif l’incinération du plutonium et des actinides mineurs provenant du retraitement des combustibles usés des réacteurs à eau légère.

4.2. Les réacteurs à neutrons rapides refroidis au plomb

Les réacteurs à neutrons rapides refroidis au plomb sont inspirés des réacteurs de sous-marins russes. S’agissant du réfrigérant, en réalité ce sont non seulement le plomb liquide, mais aussi l’eutectique247 plomb-bismuth qui sont envisagés248.

La température du réfrigérant en sortie de cuve pourrait varier entre 550 et 800 °C et la puissance du LFR s’étager entre 120 et 400 MWe.

On doit noter, en tout état de cause, que le réacteur à neutrons rapides russe BN 600 (600 MWe) de Beloyarsk dans la région de Sverdlovsk en Oural, a été mis en service industriel en 1981 et qu’il fonctionne depuis lors avec une grande régularité et de bonnes performances249. (voir figure 28 ci-dessus)

Le réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb est décrit par ses concepteurs comme ayant un haut degré de sûreté passive, supérieur en tout état de cause aux autres réacteurs à neutrons rapides, refroidis au sodium ou a fortiori à l’hélium.

Le réacteur LFR pourrait être conçu avec un cœur sous forme de cartouche scellée remplaçable après 15 à 30 ans de fonctionnement.

En prolongement de son utilisation comme réacteur embarqué, l’objectif du LFR est donc la production décentralisée d’énergie, non seulement sous la forme d’électricité, mais aussi de chaleur utilisée dans différents process industriels, en particulier la production d’eau potable.

Figure 28 : Schéma de principe d'un réacteur à neutrons rapides refroidis au sodium

Figure 29 : Schéma de principe d'un réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium

Figure 29 : Schéma de principe d'un réacteur à neutrons rapides refroidi au plomb

Figure 30 : Schéma de principe d'un réacteur à neutrons rapides refroidi a l'hélium

4.3. Les réacteurs à neutrons rapides refroidis au gaz

Les réacteurs à neutrons rapides refroidi au gaz devraient utiliser en priorité l’hélium comme réfrigérant, le gaz carbonique supercritique représentant toutefois une voie à explorer.

Avec une température en sortie de cuve de 850 °C, le gaz attaquerait directement une turbine à gaz, le rendement global du réacteur étant de 48 %.

Pour le moment, le GFR est conçu pour être un réacteur de faible puissance, avec une puissance thermique de 600 MWth et une puissance électrique de 288 MWe.

L’intérêt essentiel du GFR serait, comme tout réacteur à neutrons rapides, de valoriser au mieux les réserves en uranium et de minimiser les déchets. On considère, en outre, que le GFR offrirait de meilleures performances que le VHTR pour l’incinération des actinides mineurs 250.

L’une des difficultés les plus importantes à résoudre pour le réacteur à neutrons rapides refroidi au gaz pourrait être l’évacuation de la chaleur en cas de perte du réfrigérant dans l’hypothèse d’un cœur plat en forme de « pancake » 251. Il faudra en conséquence étudier l’intérêt d’autres formes de cœur, cylindre creux ou plein.

En outre, le GFR exigera la mise au point de matériaux de remplacement spécifiques pour la structure du cœur, le graphite, qui ralentit les neutrons, ne pouvant être utilisé252. De même, il sera nécessaire de développer de nouveaux types de combustibles, avec des conditionnements permettant une rétention élevée des produits de fission253. (voir figure 30)

Au total, le problème essentiel du GFR pourrait être celui de sa sûreté254.

En tout état de cause, les experts d’Oak Ride estiment que les difficultés à résoudre sont très nombreuses pour ce système dont le principal partisan est le CEA.

La date prévue pour la mise en service du démonstrateur GFR est 2030255.

5. Les réacteurs à sels fondus et le cycle du thorium

Les réacteurs à sels fondus ne sont pas une priorité pour les organismes de recherche nucléaire du GIF (Generation IV International Forum), bien qu’ils aient, selon certains experts, le potentiel le plus important à très long terme.

5.1. L’enthousiasme limité du GIF pour les réacteurs à sels fondus

Les réacteurs à sels fondus présentent la particularité d’avoir un cœur homogène et une circulation du combustible dans le circuit de refroidissement, ce qui permet son recyclage. L’un des problèmes les plus difficiles à résoudre est celui de la corrosion dans le circuit du combustible. La résolution de ce problème permettrait de trouver des applications dans d’autres domaines, en particulier pour le retraitement pyrolytique des combustibles nucléaires irradiés.

Figure 31: Schéma de principe d'un réacteur à sels fondus

Le combustible d’un réacteur à sels fondus pourrait être un mélange de fluorures d’uranium et de plutonium dans des sels fondus de sodium et de zirconium circulant en continu dans le cœur du réacteur et dans un échangeur de chaleur. (voir figure 31)

La température en sortie de cuve étant de 700 à 800 °C, la puissance du réacteur pourrait atteindre 1 000 MWe.

Les principaux avantages des réacteurs à sels fondus devraient être de simplifier la mise au point des combustibles une fois les problèmes de corrosion résolus, de minimiser les déchets radioactifs et d’offrir peu de prise à la prolifération.

En raison de leur difficulté probable de mise au point, les réacteurs à sels fondus sont considérés par certains experts comme un « rêve »256.

Néanmoins, il s’agit plutôt d’une solution à très long terme, qui, moyennant un effort de R&D certes important, devrait offrir des perspectives importantes.

5.2. Le potentiel des réacteurs à sels fondus et du cycle du thorium

Selon le CNRS, les solutions offertes par les réacteurs à sels fondus s’inscrivent dans une réflexion sur les perspectives à long terme de l’énergie, où cette filière prend tout son intérêt. A l’horizon du demi-siècle, la technologie des réacteurs garde son importance, mais le choix des systèmes de combustibles devient déterminant pour l’avenir du nucléaire lui-même.

Si l’on considère les besoins mondiaux en énergie à l’horizon 2050, où l’on s’attend à un doublement de la consommation d’énergie primaire et si l’on suppose qu’aucun incident ou qu’aucune décision politique n’exclura d’office le nucléaire de la panoplie des sources d’énergie, alors il apparaît rapidement que les réacteurs nucléaires dans leur fonctionnement actuel et avec leurs combustibles actuels, ne peuvent fournir une contribution sur la longue durée.

En effet, les réacteurs à eau légère, qui font l’écrasante majorité du parc mondial, consomment une part ridicule de l’uranium extrait du sous-sol, ce qui conduit à extraire des quantités de minerais importantes pour finalement n’en consommer qu’une très faible part. Composé de deux isotopes, le minerai d’uranium contient 0,7 % d’uranium fissile 235, le seul utilisé dans la réaction de fission nucléaire par les réacteurs actuellement en service et 99,3 % d’uranium fertile 238, dont les réacteurs actuels ne tirent pas parti directement. D’où l’accumulation de stocks d’uranium dit appauvri qui n’ont pas d’utilité.

Certes, à l’heure actuelle les réserves d’uranium sont telles qu’on n’entrevoit aucun problème d’approvisionnement à l’horizon du demi-siècle. De nouveaux gisements d’une teneur inhabituelle en uranium ont même été découverts au Canada et en Australie, dont l’exploitation devra être automatisée, tant le niveau de radioactivité y est élevé. Par ailleurs, la commercialisation des réserves militaires russes d’uranium hautement enrichi constitue une source d’approvisionnement sur les marchés mondiaux pour encore quelques années ou dizaines d’années.

Toutefois, si le parc électronucléaire devait s’accroître parce que les besoins en énergie ne pourraient être satisfaits à meilleur coût que par le nucléaire, alors il deviendrait contre-productif de continuer sur la voie actuelle, car il s’agirait alors d’investissements menacés dans leur pérennité, faute de réserves suffisantes de combustibles.

La réflexion sur un nucléaire à très long terme doit donc nécessairement s’efforcer d’imaginer des filières qui ne connaîtraient pas de pénurie en combustible.

Une réflexion à très long terme doit également se pencher, dans la ligne d’un développement durable, sur la réduction des déchets produits.

A cet égard, la filière des réacteurs à eau légère pourra sans aucun doute voire son fonctionnement global amélioré par la mise en place, en aval du cycle du combustible, d’un parc de réacteurs « nettoyeurs » spécialisés, que ce soit des réacteurs hybrides pilotés par accélérateurs ou des réacteurs à neutrons rapides dédiés.

Toutefois, la longue durée ouvre peut-être le champ à la conception de concepts totalement nouveaux.

Lorsqu’il s’agit d’imaginer le nucléaire à l’horizon d’un siècle, c’est incontestablement la filière des réacteurs à neutrons rapides qui constitue la référence de comparaison257, les réflexions ayant d’ailleurs été prolongées par des réalisations concrètes avec des réacteurs comme EBR-II, Phénix, Superphénix ou Monju, sans parler des réacteurs d’études et des réacteurs russes. Le système de combustible est alors le système uranium 238 – plutonium 239. Selon le CEA, l’ensemble des ressources découvertes et spéculatives d’uranium s’élève 17 millions de tonnes. Ces réserves représenteraient l’équivalent de 167 Gtep si elles étaient utilisées dans des réacteurs à neutrons thermiques et 8 400 Gtep en faisant appel aux réacteurs à neutrons rapides.

Or un autre système de combustible peut être envisagé pour la fission nucléaire contrôlée, le combustible thorium 232-uranium 233. Le thorium présente l’avantage d’être trois à quatre fois plus abondant que l’uranium sur la croûte terrestre, avec une bonne répartition géographique sur l’ensemble des continents. Par ailleurs, les réacteurs fondés sur ce système nécessitent pour leur fonctionnement une quantité beaucoup plus faible de matière fissile que les réacteurs à neutrons rapides pour produire la même quantité d’électricité. En outre, les combustibles et donc les pertes au retraitement contiennent beaucoup moins d’américium et de curium, deux actinides mineurs particulièrement pénalisants pour la gestion du combustible et des déchets258.

Première différence de base, au lieu d’être isolé dans des assemblages refroidis par un caloporteur, le combustible se présente sous la forme d’un mélange de fluorure de thorium ThF4 et d’uranium UF4, à la concentration de 12,5 %, dissout dans un sel de fluorure de lithium (70 %) et de fluorure de béryllium (17,5 %). Le combustible circule en continu dans le cœur du réacteur, puis dans un échangeur, où la chaleur est extraite en vue de produire de l’électricité, dans un dispositif d’extraction des produits de fission. Le circuit comprend également un dispositif de sous tirage du mélange aux fins de retraitement et de réalimentation en thorium en ligne.

On trouvera au tableau suivant une comparaison simplifiée entre les deux systèmes de combustible uranium 238-plutonium 239 et thorium 232-uranium 233, en termes de quantité de matière fissile immobilisée259, d’actinides mineurs présents dans le combustible et de capacité de surgénération. (voir tableau 33)

Premier avantage du système MSR-RSF/thorium 232-uranium 233, la matière fissile nécessaire à un réacteur d’une puissance de 1 GW fonctionnant pendant 1 an, soit pour produire environ 9 TWh, ne représente que 1,2 à 1,5 tonne d’uranium 233, soit dix fois moins que pour un RNR. On peut considérer cette filière comme économe en matière fissile nécessaire pour son démarrage.

Bien entendu, ce système nécessite que l’on dispose d’uranium 233, un isotope de l’uranium que l’on ne trouve pas dans la nature. Mais les experts font valoir que l’on sait fabriquer de l’uranium 233 sans difficulté, d’une part avec des réacteurs à neutrons rapides, et, d’autre part, avec des réacteurs à eau pressurisée en remplaçant des combustibles MOX par des combustibles comportant un mélange d’oxydes de thorium et de plutonium.

Deuxième avantage capital au regard de la minimisation des déchets, les réacteurs MSR-RSF thorium 232-uranium 233 ne contiennent que 20 kg d’américium et de curium contre 750 kg pour un réacteur à neutrons rapides produisant la même quantité d’électricité, soit un ratio 1 pour 37,5.

Enfin, le système MSR-RSF/thorium 232-uranium 233 présente aussi la capacité de pouvoir être surgénérateur, un atout intéressant dans une perspective à très long terme.

L’exemple le plus connu de la surgénération est celui du réacteur à neutrons rapides utilisant un combustible formé d’uranium 238 et de plutonium 239. Si la réaction de fission consomme du plutonium 239, il est possible d’en régénérer davantage par la transformation d’uranium 238 en plutonium 239261.

Cette surgénération, qui a pu être démontrée expérimentalement dans le cas des RNR, existe aussi pour un système MSR-RSF/thorium 232-uranium 233262.

Considérant les différents avantages des systèmes à sels fondus et au thorium, comment pourrait-on organiser l’insertion d’un certain nombre de ces réacteurs dans un parc électronucléaire constitué comme actuellement de réacteurs à eau pressurisée ?

Les calculs effectués par le CNRS montrent que l’avantage des systèmes à sels fondus et à thorium de ne mobiliser pour leur démarrage que peu de matière fissile par unité de puissance, permet de les installer plus facilement dans un parc électronucléaire que les réacteurs à neutrons rapides.

En effet, si le fonctionnement d’un réacteur à eau pressurisée pendant 40 ans produit assez de plutonium pour permettre de démarrer un réacteur à neutrons rapides, il en produit assez, moyennant une transformation du plutonium en uranium 233, pour démarrer de 5 à 10 MSR-RSF/thorium-uranium 233.

Ainsi, la montée en puissance de ces systèmes pourrait être beaucoup plus rapide que celle des réacteurs à neutrons, ce qui pourrait être un avantage en cas de situation d’urgence énergétique.

Face à ces perspectives intéressantes, les réacteurs à sels fondus imaginés dans les années 1970 présentaient un inconvénient majeur, celui d’être conçus pour une surgénération maximale. En conséquence, il était obligatoire de procéder à un retraitement des sels fondus tous les dix jours pour évacuer l’uranium 233 formé, ce qui aurait conduit à associer une unité de retraitement à chaque réacteur. La solution imaginée aujourd’hui consiste à concevoir un réacteur isogénérateur, ce qui conduit à une périodicité de 2 à 3 ans pour le retraitement.

Autre avantage d’un concept de ce type, le retraitement des sels fondus peut être effectué hors ligne, dans des installations spécialisées servant à un groupe de réacteurs.

Tableau 33 : Comparaison des systèmes MSR RSF /thorium 232 uranium 233 et des systèmes RNR/uranium 238 plutonium 239

Bien qu’un réacteur de faible puissance ait fonctionné à Oak Ridge pendant plusieurs années et que des concepts de réacteurs de puissance aient été étudiés en détail, les réacteurs à sels fondus fondés sur le thorium 232-uranium 233 nécessitent encore d’importants travaux de recherche et développement.

Compte tenu de l’importance qui, en principe, est donnée au cycle du combustible dans les travaux du GIF (Generation IV International Forum), on peut s’étonner du fait que les réacteurs à sels fondus et le système thorium 232-uranium 233 n’aient un meilleur rang de priorité.

En revanche, l’intérêt soutenu manifesté par EDF pour ces systèmes innovants laisse augurer qu’une recherche active, dotées des moyens nécessaires pourra prendre place dans notre pays, dans un partenariat nouveau et fécond entre R&D à long terme et industrie.

6. La priorité donnée au VHTR par les États-Unis

En février 2003, dans son discours sur l’état de l’Union, le Président George W, Bush a annoncé le lancement de son initiative sur le combustible hydrogène « Hydrogen Fuel Initiative » pour un montant budgétaire total de 1,2 milliard $ sur les cinq prochaines années263.

Sur ce montant budgétaire, 720 millions $ de subventions seraient alloués aux technologies de production, de stockage et de distribution de l’hydrogène. L’objectif est la mise sur le marché en 2 020 d’automobiles utilisant l’hydrogène comme carburant264.

Ce plan ambitieux ne peut naturellement pas être considéré comme opérationnel tant que le Congrès n’aura pas inscrit les crédits correspondants dans les lois de finances des prochaines années. Mais, en tout état de cause, à la fin 2003, les États-Unis devraient choisir leur priorité dans le développement des réacteurs de la Génération IV265.

Pour de nombreux organismes américains, que ce soit le Département de l’énergie (DOE), les experts du laboratoire national d’Oak Ridge ou l’organisme professionnel du nucléaire, le Nuclear Energy Institute (NEI), la priorité de l’administration Bush sera sans aucun doute le VHTR, en raison de son potentiel pour la production d’électricité, mais aussi pour la production d’hydrogène.

IV. Les nouveaux réacteurs

et la gestion des déchets radioactifs

Comme on l’a vu précédemment à propos de la présentation des réacteurs modulaires ou des réacteurs de Génération IV, la définition d’un réacteur nucléaire et plus tard son choix éventuel aux dépens d’un autre réacteur voire même d’une autre filière énergétique, sont aujourd’hui indissociables du type de cycle du combustible nucléaire auquel celui-ci est associé.

La R&D sur les nouveaux réacteurs doit, en conséquence, porter dans les années à venir non seulement sur la production d’électricité, mais également sur la minimisation, le traitement et la reprise des déchets produits par les réacteurs nucléaires.

1. L’intérêt renouvelé pour la fermeture du cycle du combustible

Confirmant la double dimension réacteur-combustible du nucléaire, certains experts estiment que le début de la décennie 2 000 coïnciderait avec un renversement des idées sur les intérêts respectifs du cycle ouvert et du cycle fermé.

Pour simplifier, le cycle ouvert du combustible correspond au fait qu’une fois usé, le combustible irradié déchargé du réacteur est entreposé ou stocké en l’état en surface, sub-surface ou en profondeur après avoir été conditionné.

Au contraire, le cycle fermé se traduit par le retraitement du combustible qui consiste en la séparation de ses différents composants, matières fissiles recyclables – plutonium, uranium appauvri –, déchets de moyenne activité, déchets de haute activité à vie longue – produits de fission et actinides mineurs – en vue de leur réutilisation ou de leur stockage éventuels. Deux avantages sont attendus de la fermeture du cycle du combustible, d’une part la récupération des matières énergétiques non brûlées encore contenues par le combustible déchargé, et, d’autre part, la rationalisation du stockage des déchets ultimes dans la mesure où leurs caractéristiques étant différentes, ils ressortissent de précautions elles aussi différentes266.

Ayant investi dans la construction d’installations de retraitement des combustibles irradiés déchargés de leurs centrales nucléaires, la France, le Royaume Uni et le Japon sont actuellement les trois pays nucléaires qui ont fait le choix concret et à long terme du cycle fermé. Certes d’autres pays comme l’Allemagne, la Belgique, les Pays-Bas et la Suisse, peuvent être clients de la Cogema ou de BNFL, mais leur choix du cycle fermé ne peut être tenu pour aussi pérenne.

Les États-Unis267, la Finlande268, la Suède269 ayant opté pour le cycle ouvert avec un stockage direct de leurs combustibles usés, on a pu considérer un moment que ce choix était le bon.

En effet, l’un des avantages du retraitement, à savoir la récupération des matières énergétiques, a perdu de son intérêt du fait des bas prix de l’uranium sur les marchés mondiaux270. Par ailleurs, le retraitement concentrait les attaques des opposants au nucléaire du fait qu’il aboutit à la séparation de plutonium, élément proliférant s’il en est.

Or le stockage direct des combustibles irradiés laisse entrevoir en 2003 ses limites, car, en générant des volumes importants, il risque de saturer rapidement des centres d’entreposage ou de stockage dont le choix d’implantation et la réalisation ne sont pas sans poser de difficiles questions.

Ainsi les projections actuelles établissent que les quantités de combustibles usés dans le monde devraient atteindre le million de tonnes en 2 040 et qu’alors, pour stocker en l’état ces combustibles, il faudrait tous les deux ans mettre en service un centre de stockage de la capacité du centre américain de Yucca Mountain271.

Selon de nombreux experts, on assisterait donc à un revirement d’un nombre important de responsables de la politique énergétique américaine vis-à-vis du retraitement-recyclage272.

2. Les réflexions en Suède

Si la stratégie de gestion des déchets et des combustibles usés est clairement tracée en Suède sur la base du stockage en profondeur des combustibles non retraités, il n’en demeure pas moins qu’un projet de recherche est actuellement élaboré au KTH, Institut Royal de Technologie de Stockholm, principale université scientifique du pays, sous la responsabilité du Pr. Waclaw Gudowski, en vue de diminuer la durée de vie des déchets radioactifs 273.

Le projet du Pr. Gudowski est de proposer une voie complémentaire à la voie officielle du stockage direct en profondeur des combustibles usés. Cette approche complémentaire se justifie d’autant plus que les collectivités locales de Forsmark et d’Oskarshamn n’acceptent pas que le futur dépôt souterrain de ces combustibles usés soit irréversible.

Le projet officiel est, en effet, de placer les combustibles usés dans des conteneurs d’acier, eux-mêmes insérés dans des conteneurs de cuivre, ces conteneurs étant à leur tour empilés dans des trous creusés dans les galeries souterraines à -500 mètres274, 275. Mais un tel stockage irréversible des combustibles irradiés est rejeté par les populations.

Dès lors, que peut-on proposer pour diminuer la radiotoxicité à long terme des combustibles usés ?

Le KTH reprend l’idée de la séparation-transmutation afin de diminuer la durée de l’entreposage276.

Le problème essentiel des combustibles usés est, en effet, constitué par le plutonium et les actinides mineurs277, dont la durée de vie peut atteindre un million d’années.

Figure 32 : radiotoxixités comparées des produits de fission et des transuraniens

Figure 33 : radiotoxixités comparées du plutonium et des actinides mineurs

Le cas du plutonium peut être en partie réglé par l’utilisation de combustibles MOX. L’idée est donc de convertir les actinides mineurs en produits de fission d’une durée de vie d’une centaine d’années, tout en produisant de l’énergie.

Pour régler simultanément le problème du plutonium, de l’américium et du curium, il faudra, selon le Pr. Gudowski, recourir à la technologie des ADS (Accelerator Driven System), ou réacteur sous critiques pilotés par accélérateur. Ces réacteurs, qui sont sûrs dans la mesure où ils fonctionnent en dessous du seuil critique, devraient permettre de transmuter les transuraniens. Leur utilisation n’aurait pas pour but d’abandonner le nucléaire – la transmutation des déchets issus du démantèlement serait beaucoup trop onéreuse – mais de lui permettre de continuer.

Selon les calculs effectués par le Pr. Gudowski, pour transmuter les transuraniens contenus dans les combustibles usés, il serait nécessaire de disposer d’un ADS pour 4 à 5 réacteurs à eau légère. Le coût de l’électricité en serait renchéri de 40 à 50 %, comparé à l’option actuelle du stockage direct. Mais cette augmentation du coût doit être mise en balance avec l’augmentation du début 2003, due à l’insuffisance de volume de l’hydroélectricité.

D’ores et déjà, le KTH278 conduit, d’une part, des recherches sur différentes technologies indispensables au fonctionnement d’un ADS refroidi par l’eutectique plomb-bismuth279 et, d’autre part, des études préliminaires de conception sur un réacteur piloté par un accélérateur (PDS-XADS – Preliminary Design Study of an Experimental Accelerator Driven System)280.

3. La R&D aux États-Unis pour la fermeture du cycle du combustible, une nouvelle orientation du DOE

Le Nuclear Waste Policy Act de 1982, amendé en 1987, a fait obligation au Département de l’Énergie de construire et d’exploiter un site de stockage souterrain pour les déchets de haute activité et les combustibles usés.

En février 2002, le Président George W. Bush a approuvé la construction du site de Yucca Mountain et le Congrès des États-Unis a confirmé cette décision en juillet 2002, passant outre à l’objection de l’État du Nevada votée en avril 2002.

Le DOE est ainsi en charge depuis cette date de la construction effective de ce centre de stockage.

Or le site de Yucca Mountain devrait être saturé en 2010281. Le coût de construction du site de Yucca Mountain est estimé à 50 milliards $, un deuxième site devant revenir à 35 milliards $.

Il est donc fondamental de réduire les volumes de déchets radioactifs et donc d’envisager la fermeture du cycle du combustible nucléaire, ce qui suppose le retraitement des combustibles usés.

C’est dans ce but que les directeurs des 6 laboratoires nationaux du DOE ont officiellement recommandé au Secrétaire à l’Énergie de mettre à l’étude la fermeture du cycle du combustible282.

Dans la pratique, l’objectif est de retarder au maximum la réalisation d’un 2ème site de stockage, compte tenu des difficultés rencontrées pour Yucca Mountain283.

Les Laboratoires nationaux d’Oak Ridge et d’Argonne travaillent en conséquence sur la mise au point de deux procédés de retraitement des combustibles usés, l’un en phase aqueuse et l’autre par pyroprocessing.

Pour parvenir à maximiser l’utilisation d’un centre de stockage comme Yucca Mountain, il faudra réduire la radiotoxicité des déchets, mais aussi la charge thermique des colis de déchets.

Les technologies de traitement des déchets devront permettre de passer de durée de vie de 300 000 ans pour certains radioéléments à des niveaux inférieurs, dans tous les cas, à 1 000 ans. Le retraitement permettra de séparer d’un côté le bloc plutonium-neptunium et de l’autre les actinides mineurs et les produits de fission, afin de les brûler ou de les incinérer. Cette opération permettra de diminuer la charge thermique des colis de déchets et donc d’utiliser au mieux les installations de Yucca Mountain.

Les experts américains rencontrés par vos Rapporteurs ne semblent pas accorder aux réacteurs hybrides de type ADS le même intérêt que leurs homologues suédois.

Pour certains experts284, les réacteurs hybrides de type ADS (Accelerator Driven Systems) ne constitueront qu’une solution trop coûteuse pour la reprise des déchets radioactifs issus des combustibles usés des réacteurs à eau légère285. En outre, les ADS ne présenteraient pas les performances de sûreté qu’on leur prête. On ne connaît pas encore, en effet, de moyens d’arrêter automatiquement l’accélérateur en fonction de l’état du réacteur sous critique.

La solution serait au contraire à rechercher du côté des réacteurs à neutrons rapides qui brûleraient les actinides tout aussi rapidement qu’un ADS.

Les réacteurs à neutrons rapides de nouvelle génération, selon les spécialistes du laboratoire national d’Argonne, constitueront une solution pour la transmutation des déchets.

Le nombre de réacteurs à neutrons rapides spécialisés dans la transmutation des déchets serait alors d’une unité pour 4 à 5 réacteurs à eau légère traditionnels.

4. Le cas de la France

A l’évidence, le choix à l’horizon 2 030 de nouveaux réacteurs doit accorder la plus grande importance à la minimisation des déchets de haute activité à vie longue. Mais un tel choix ne suffira pas à résoudre le problème des déchets générés par les réacteurs actuellement en fonctionnement.

Il conviendra donc de disposer de réacteurs spécialisés dans la transmutation des déchets.

Quelle devra être la technologie utilisée pour transmuter les déchets ?

S’agissant de la faisabilité de la transmutation elle-même, le CEA estime qu’on saura en 2006 répondre à la question « la transmutation est-elle possible ? », car « s’il y a un problème, on l’aura vu »286.

Pour M. Jean-Paul Schapira287, la France disposera en 2006 de résultats intéressants sur la tenue à l’irradiation des matériaux de conditionnement des déchets de haute activité, ainsi que sur les taux de transmutation. Mais ces résultats ne seront pas exhaustifs.

Une fois la faisabilité de la transmutation acquise, il conviendra de choisir la filière de réacteurs la plus performante, réacteur hybride de type ADS (Accelerator Drive Systems) ou réacteurs à neutrons rapides, tout en trouvant le moyen d’utiliser le parc électronucléaire actuel dans ce même objectif288.

Les réacteurs hybrides sont composés essentiellement d’un accélérateur de protons qui viennent frapper une cible, celle-ci, par le phénomène de spallation, expulsant des neutrons qui sont, à leur tour, envoyés dans un réacteur nucléaire sous critique où ils entretiennent la réaction en chaîne.

Leur sûreté est réputée intrinsèque, dans la mesure où la réaction en chaîne s’arrête si l’on coupe l’accélérateur. Mais certains experts estiment que tout n’est pas aussi simple, d’autres classes d’accidents pouvant survenir289.

La filière des réacteurs hybrides de type ADS est considérée comme importante pour la résolution du problème des déchets, par différents organismes de recherche, le CNRS en France, mais aussi par d’autres équipes de recherche, en particulier en Allemagne, en Belgique, en Suède, comme on l’a vu, et aux États-Unis au laboratoire national de Los Alamos.

D’autres experts indiquent que les ADS n’apporteraient qu’une solution partielle à la résolution du problème de l’aval du cycle, dans la mesure où ils ne pourraient pas brûler du plutonium, au contraire des réacteurs à neutrons rapides.

A l’évidence, il existe donc un débat dans la communauté scientifique au sujet de la priorité à accorder au développement, respectivement des réacteurs hybrides de type ADS et des réacteurs à neutrons rapides.

Le débat sur cette question mérite d’être rapidement approfondi.

V. Des projets pour 2035,

en raison des verrous technologiques à lever et des démonstrations à apporter

1. Des verrous technologiques nombreux

Les verrous technologiques à lever afin de mettre au point les réacteurs pour 2 035 sont multiples.

En premier lieu, la plupart des matériaux susceptibles de supporter des températures d’environ 1 000 °C n’existent pas encore.

En outre, les réacteurs modulaires à gaz mettront en œuvre des cycles directs, ce qui pose d’évidents problèmes de turbines.

Avec le PMBR, l’hélium se réchauffe au contact des galets, avec le GTMHR au contact des blocs d’éléments combustibles, puis se détend dans une turbine à attaque directe, sans passage par un échangeur de chaleur intermédiaire290, ce qui pose le problème de la fiabilité à long terme de turbines fonctionnant à cette température.

En réalité les turbines pouvant fonctionner à 800-900 °C pendant une année complète et en continu n’existent, semble-t-il, pas encore291. Les experts finlandais estiment d’ailleurs que les difficultés les plus importantes à résoudre pour les réacteurs de Génération IV concernent les turbines292.

Par ailleurs, pour certains réacteurs comme les réacteurs à sels fondus, il sera nécessaire de développer des échangeurs thermiques à 1 000 °C, ce que l’on ne sait pas encore réaliser. Un problème identique se posera avec le VHTR pour la fabrication d’hydrogène.

S’agissant du fonctionnement des réacteurs eux-mêmes, de nouveaux modèles informatiques ou codes de calcul devront être mis au point.

Les combustibles à utiliser devront pouvoir être enrichis à des teneurs supérieures aux 5 % d’uranium 235 qui sont la règle dans les réacteurs à eau pressurisée actuellement en service.

Enfin, les nouveaux types de combustibles, de même que les éléments de graphite, nécessiteront des chaînes de retraitement et de stockage entièrement nouvelles.

La mise au point des réacteurs à sels fondus nécessitera également des travaux de recherche et développement importants. Les technologies des sels fondus ne font pas l’objet d’un suivi régulier depuis la fin des années 1960. Les problèmes de corrosion étant particulièrement aigus, les matériaux envisageables pour l’échangeur de chaleur devront être qualifiés. Par ailleurs, différents procédés doivent être mis au point, en particulier l’extraction en ligne des produits de fission, ainsi que les procédés de retraitement, c’est-à-dire essentiellement d’extraction de l’uranium 233. Enfin, tout le cycle du combustible devra être mis au point, d’abord au plan de pilotes technologiques et ensuite à l’échelle industrielle.

Le budget de recherche qu’il semble indispensable d’allouer aux travaux sur les matériaux utilisés pour les réacteurs de Génération IV est évalué à 175 millions $ pour les 5 prochaines années par le directeur national du programme correspondant aux États-Unis293.

Au total, ce sont des milliards E qui devront être investis dans la R&D relative aux réacteurs pour 2 035.

2. Des démonstrations de sûreté complexes sur des concepts non éprouvés

Les objectifs de sûreté qu’il pourrait être souhaitable d’atteindre avec les réacteurs pour 2 035 sont multiples, selon l’autorité de sûreté294.

Un premier objectif pourrait être que le cœur de ces réacteurs ne soit jamais dégradé et que le fonctionnement de ceux-ci tolère l’erreur humaine au cours de leur exploitation, produisent moins de déchets, permettent l’incinération de déchets, soient plus résistants à la prolifération, consomment moins de ressources naturelles et permettent de viser non seulement la production d’électricité, mais également la satisfaction d’autres besoins industriels.

Or les approches de sûreté des réacteurs pour 2 035 sont encore en gestation et sont différentes selon les filières. Pour l’autorité de sûreté, beaucoup de projets sont éthérés et appartiennent au domaine de la recherche fondamentale.

La problématique de sûreté de ces réacteurs peut s’illustrer sur le cas des réacteurs à haute température PBMR, GT-MHR voire VHTR.

Si ces projets sont intéressants sur le papier, il reste que de nombreuses questions de sûreté se posent à leur sujet, selon l’autorité de sûreté française.

L’une des caractéristiques les plus importantes et les plus intéressantes de ces réacteurs est, on l’a vu plus haut, d’utiliser un combustible conditionné sous forme de billes millimétriques, qui possèdent une capacité de rétention des radioéléments, la possibilité d’atteindre de hauts taux de combustion et ont une flexibilité sur la composition du combustible en matières fissiles ou fertiles.

Or l’un des arguments des promoteurs des réacteurs à haute température est qu’il existe un refroidissement passif du cœur sans détérioration du combustible.

Dans quelle mesure ces objectifs fondamentaux de sûreté pourront-ils être véritablement atteints et démontrés ?

Les effets d’entrée d’air et d’eau dans le cœur doivent également être examinés en détail en raison de la présence de graphite et des possibilités de réaction avec ce dernier.

De même on doit s’interroger sur la tenue à très haute température des matériaux utilisés. Les codes de calcul doivent par ailleurs être qualifiés. Des garanties de fabrication des combustibles doivent également être définies et mises en place, la qualité des combustibles étant un élément clé pour la sûreté. Enfin, il est nécessaire de préciser le niveau de pression auquel l’enceinte devra être résistante.

Aucun travail approfondi, comparable à celui effectué pour l’EPR, n’est réalisé sur ces sujets. En tout état de cause, il n’existe pas de dossier de sûreté pour le projet GT-MHR295.

En définitive, il est difficile de se prononcer, en l’état actuel des choses, sur la sûreté des projets de réacteurs pour 2 035.

3. Des calendriers allongés par d’indispensables démonstrations industrielles

Les experts du laboratoire national d’Oak Ridge (ORNL) espèrent qu’un réacteur de la Génération IV sera connecté au réseau électrique en 2020296.

Mais en réalité, pour estimer les dates probables, il convient d’analyser les différentes étapes d’un processus de qualification. Au moins deux étapes seront en effet nécessaires avant leur mise en service industriel.

La première étape devra être celle d’un pilote technologique.

La deuxième correspondra à la construction et à l’exploitation d’un démonstrateur industriel.

Le pilote technologique aura pour objectif la mise au point du process lui-même en permettant de lever les verrous technologiques. Avec un engagement en 2005, ce pilote technologique devrait pouvoir être mis en service en 2010-2012. Quant au démonstrateur industriel, avec un engagement quelques années plus tard, sa mise en service devrait pouvoir intervenir vers 2 020/2025, avec comme horizon 2 025 pour l’engagement d’une série et la mise en service industriel des premières unités en 2 035.

Ces dates peuvent être discutées, mais l’ordre de grandeur correspond à une estimation plutôt optimiste.

En tout état de cause, la mise en place de ces nouvelles filières exigera une volonté forte des industriels. Elle conduira également les producteurs d’électricité à réfléchir à deux fois avant de sortir de la filière des réacteurs à eau légère sur lesquels ils ont accumulé une très longue expérience.

Au demeurant, il n’est pas non plus acquis que les coûts de production de l’électricité des réacteurs pour 2 035 soient compétitifs ni par rapport à celui des réacteurs pour 2015 ni même par rapport à celui des réacteurs actuellement en service297.

VI.- Coopération

internationale active et pluralisme en France, deux conditions pour une R&D nucléaire efficace

1. L’important effort des États-Unis et le risque de déséquilibre de la recherche mondiale

Les États-Unis ont entamé leur marche en avant pour faire changer d’échelle leur effort de recherche nucléaire.

Le Congrès des États-Unis a alloué 4 millions $ au projet Generation IV pour l’année fiscale 2002. Les demandes du DOE ont été de 7,8 millions $ pour 2003 et de 9,7 millions $ pour 2004298.

En parallèle, le DOE compte allouer, en 2004, 60 millions $ au programme AFCI (Advanced Fuel Cycle Initiative) et 4 millions $ au programme hydrogène299.

Enfin, la production d’hydrogène à des coûts compétitifs revêtant une importance croissante aux États-Unis, le programme sur l’hydrogène a bénéficié d’une subvention de 2 millions $ en 2003 et recevra 4 millions $ en 2004, avec une nette accélération ultérieure compte tenu du programme annoncé par le Président Bush, en février 2003, à l’occasion de son discours sur l’État de l’Union.

D’ici à la fin 2003, les États-Unis choisiront un réacteur prioritaire parmi les 6 concepts retenus par le GIF. Le sénateur Domenici proposera le versement en 2004 par le DOE d’une subvention de 150 millions $ par an pour les travaux de R&D et de conception de ce réacteur. La construction de ce réacteur pourrait être ensuite subventionnée à hauteur de 500 millions $300.

Face à cet effort massif, que font les trois autres pays visités par vos Rapporteurs et que fait la France ?

Le ministère de l’environnement en Allemagne a décidé que les organismes de recherche et l’industrie doivent se tenir à l’écart de tous les travaux sur les réacteurs pour 2 030. La Suède, pour sa part, continue ses recherches, en ayant eu la sagesse de développer des départements universitaires performants même si les budgets sont relativement réduits301. La Finlande ne rejoindra pour sa part, le GIF qu’à la fin 2003.

En France, le CEA a consacré, en 2002, un budget de 24 millions E aux réacteurs du futur (voir tableau suivant).

Tableau 34 : Moyens consacrés par le CEA aux réacteurs du futur en 2002

Comme on peut le constater, le budget de 24,4 millions E alloué en 2002 aux réacteurs du futur est supérieur aux 10 millions $ alloués par le DOE au programme Generation IV.

Toutefois, la subvention du DOE pour ce programme spécifique est complétée par les efforts propres des différents laboratoires nationaux. A titre d’exemple, le budget du seul laboratoire national d’Oak Ridge s’est élevé en 2002 à environ 900 millions $.

Le montant des dépenses par ce même laboratoire sur les technologies nucléaires est en forte croissance, puisqu’il est passé de 77 millions $ en 2001 à 163 millions $ en 2002.

On a vu plus haut que la subvention civile du CEA s’est élevée à 934 millions E en 2001. La part de la subvention civile du CEA que celui-ci alloue aux réacteurs du futur est, en tendance, d’environ 3 %.

On notera toutefois une augmentation, entre 2002 et 2003, des sommes allouées aux systèmes de génération 2 035 à caloporteur gaz (voir tableau suivant).

Tableau 35 : Effort du CEA en 2003 sur les réacteurs de Génération IV

Il appartient aux autorités de tutelle d’indiquer si l’effort réalisé est conforme à la mission du Commissariat à l’énergie atomique.

2. Un modèle de coopération internationale à inventer

Les différents programmes de R&D sur les réacteurs pour 2 035 sont actuellement conduits aux États-Unis dans le cadre de coopérations bilatérales en particulier avec le CEA. Par ailleurs, la coopération entre organismes de recherche nucléaire telle qu’elle existe au sein du Generation IV International Forum ne s’est pas encore traduite dans les faits.

Une coopération internationale peut-elle réellement exister si les questions de propriété intellectuelle et de brevets ne sont pas réglées ?

Pour résoudre ce difficile problème, un bon modèle pourrait être, selon le DOE, celui d’Airbus302. En tout état de cause, l’accord régissant la commercialisation devra reposer sur un partage des profits, les industriels devant accepter un tel schéma.

Le marché du nucléaire dans l’avenir n’étant pas considérable, la place pour différentes technologies et pour différents constructeurs n’est pas grande, ce qui oblige à une consolidation303.

De fait, pour de nombreux responsables du nucléaire, la prochaine technologie de réacteurs ne connaîtra la réussite que si elle bénéficie du marché le plus vaste possible dans le plus grand nombre de pays possible. Seule la construction de centrales standardisées dans des régions différentes permettra la baisse des coûts et assurera la compétitivité du nucléaire.

Des investissements énormes de plusieurs milliards $ devront être engagés pour apporter des solutions aux problèmes technologiques des différentes filières, ainsi que pour démontrer la sûreté des réacteurs et parvenir à des systèmes exploitables commercialement.

Le retour sur de tels investissements sera très long, cette difficulté majeure s’ajoutant à celle des incertitudes réglementaires et à celles des marchés de l’électricité, d’où l’absolue nécessité d’une coopération internationale pouvant aller jusqu’à la fabrication et à la commercialisation.

Pour autant, la coopération internationale telle que celle développée autour du GIF est encore fragile, pour plusieurs raisons.

En premier lieu, selon M. Peter Lyons304, si les Républicains perdaient les élections présidentielles américaines de 2004, tous les projets de soutien au nucléaire seraient à confirmer. Par ailleurs, la redéfinition en profondeur de la politique énergétique américaine, en particulier sur la question du retraitement, ne pourra être effectuée avant 2004, cette question étant trop sensible sur un plan politique.

En second lieu, l’instance informelle de coopération intitulée GIF n’a pas encore de base juridique305.

Tôt ou tard, les intentions de coopération exprimées par les organismes de recherche, qui se sont au demeurant cooptées, devront être relayées par les Gouvernements.

3. Un nouveau pluralisme de la recherche sur le nucléaire à conforter en France

Lors de leurs visites et de leurs entretiens aux États-Unis, vos Rapporteurs ont constaté un pluralisme d’opinion manifeste sur différents dossiers, en particulier sur la priorité à donner aux deux plus importants concepts de systèmes-réacteurs de Génération IV.

Ainsi, la direction du laboratoire national d’Oak Ridge estime qu’une priorité doit être donnée au développement du réacteur à très haute température VHTR.

A l’inverse, les équipes du laboratoire national d’Argonne estiment, au contraire, que le développement des réacteurs à neutrons rapides de type GFR doit s’effectuer en premier, compte tenu de l’importance qu’il y a à mettre en place un cycle du combustible fermé, de manière à minimiser les volumes de déchets radioactifs à vie longue et à réduire leur radiotoxicité à long terme306. Pour ces experts, s’agissant de la transmutation, le VHTR, qui permettrait sans aucun doute de consommer du plutonium avec efficacité, ne serait pas performant pour incinérer simultanément du plutonium et des actinides.

Fondées sur deux programmes de recherche fédéraux importants, à savoir l’initiative sur l’hydrogène du Président Bush et le programme AFCI (Advanced Fuel Cycle Initiative), ces appréciations sont formulées dans une transparence totale, dans le cadre d’une concurrence intellectuelle saine et utile.

Les opinions sur les avantages et les inconvénients de deux types de réacteurs VHTR et GFR sont donc relativement tranchées. On doit remarquer par ailleurs qu’en dépit de leur puissance financière, les États-Unis n’auront pas la capacité financière de mener à bien le développement des deux filières. Il est donc probable que le réacteur qui sera choisi sera celui qui permettra d’atteindre au mieux les deux objectifs.

Il est donc vraisemblable que la France doive donc aussi faire un choix. Le CEA, pour sa part, semble enclin à privilégier la filière des réacteurs à neutrons rapides.

Framatome ANP, en tant qu’industriel, accorde une priorité aux réacteurs à haute ou très haute température, du fait des possibilités de nouveaux marchés qu’ils pourraient ouvrir à l’énergie nucléaire.

Il n’entre pas dans la responsabilité de vos Rapporteurs et de l’Office parlementaire de faire une recommandation à cet égard. Constatation de bon sens, on peut toutefois remarquer qu’il pourrait être difficile pour la France d’avancer seule sur un chemin déserté par le puissant appareil de R&D américain.

En tout état de cause, il appartient à une recherche pluraliste de discuter ces questions et de proposer une décision au Gouvernement.

Force est donc d’élargir cette question à l’organisation française de la recherche nucléaire.

A l’instar de ce qui est fait dans d’autres pays comme la Suède et les Etats Unis, il convient en premier lieu, de tirer parti du dynamisme apporté par les projets de réacteurs pour 2 035 pour placer la recherche universitaire dans le jeu de la recherche sur les énergies du futur et, en particulier, sur le nucléaire.

Les formations et donc la recherche universitaires devraient couvrir toutes les disciplines indispensables à la recherche307.

Par ailleurs, grâce à la loi du 30 décembre 1991 sur la gestion des déchets nucléaires, un nouveau pluralisme de la recherche nucléaire a commencé de se mettre en place, avec une participation croissante du CNRS à l’effort national de recherche dans ce domaine.

En vérité, les recherches sur les réacteurs pour 2 035 sont d’une importance capitale, car elles sont étroitement liées à la gestion des déchets nucléaires, à une éventuelle politique de développement des usages de l’hydrogène et à la politique énergétique de notre pays dans son ensemble.

Toutes les forces de la recherche française doivent donc être mobilisées pour atteindre un niveau suffisant dans la compétition internationale et pour qu’enfin s’instaure un véritable pluralisme de la recherche nucléaire, pluralisme facteur de transparence et d’efficacité. Ceci impose à l’évidence que le CNRS accorde une priorité à ce domaine de travail et lui alloue, par redéploiement, une proportion nettement accrue de ses moyens humains et matériels.

Conclusion

Les débats sur les énergies, leurs parts actuelles et leur rôle souhaitable à l’avenir sont, quels que soient les cercles où ils se déroulent et les participants, marqués par la passion, et l’anathème y remplace souvent la raison.

Ainsi, en France, la maîtrise de la consommation d’énergie a reçu, ces dernières années, une priorité telle que les questions d’augmentation ou simplement de maintien de l’offre d’énergie ont été reléguées dans l’ombre. Ainsi, les énergies renouvelables ont été présentées par leurs partisans comme des alternatives aux moyens de production de masse, supposées reléguer ces derniers au magasin des techniques condamnées par la nouvelle exigence d’un développement durable.

Le monde du nucléaire a également eu son lot d’exclusives. Ainsi, la priorité a longtemps été considérée comme devant aller à la prolongation de la durée de vie des centrales existantes et non à la construction de démonstrateurs susceptibles de les remplacer le cas échéant et le moment venu. Dans le domaine des réacteurs du futur, la filière des réacteurs à eau légère a souvent été condamnée, la bonne décision étant supposée être celle d’un saut direct à l’étape de réacteurs en rupture totale avec les machines actuelles.

En réalité, si l’on veut bien considérer les contraintes d’approvisionnement du monde et d’un pays spécifique comme la France, dont les ressources énergétiques nationales sont très insuffisantes, il faut recourir à toutes les énergies disponibles car elles sont complémentaires et en choisir leurs applications en fonction de critères de sûreté et d’efficacité économique

La complémentarité est en définitive le maître mot de l’énergie et tout spécialement de l’énergie nucléaire.

S’agissant du parc électronucléaire d’EDF, le présent rapport conclut à la complémentarité de l’objectif d’extension de la durée de vie des centrales en service et de la préparation d’une solution de remplacement. Pour tirer tout le parti possible des réacteurs actuels, il est indispensable d’avoir la garantie de pouvoir les remplacer si cela s’avère nécessaire, tout en continuant de respecter les impératifs de sécurité d’approvisionnement et des engagements internationaux de la France.

L’avenir du nucléaire est également fait de systèmes réacteurs-combustibles complémentaires et non pas de systèmes en opposition les uns avec les autres.

Le monde a accumulé une expérience de plusieurs milliers d’années réacteurs avec les réacteurs à eau légère et la France en a une part importante. A l’évidence, pour les réacteurs des prochaines décennies, il faut encore capitaliser sur cette expérience. La construction d’un démonstrateur de réacteur avancé à eau légère s’impose en conséquence pour garder ouverte l’option nucléaire. La France a investi sur l’EPR, qui, bien qu’étant encore à l’état de projet, représente une solution compétitive.

Les premiers réacteurs du parc EDF devront, à partir de 2009, être autorisés à fonctionner 10 ans de plus pour atteindre 40 ans en 2 020.

Compte tenu des délais de construction, EDF a pris ses responsabilités en souhaitant construire le démonstrateur EPR le plus rapidement possible, afin de disposer d’une garantie technique et économique de renouvellement de son parc. On ne voit pas sous quel motif l’électricien national pourrait se voir interdire cette possibilité.

Quoi qu’il en soit, la filière actuelle des réacteurs à eau légère ne saurait être considérée comme la seule pouvant servir à l’avenir. La question est de savoir comment et jusqu’à quand elle dominera par sa compétitivité la production d’électricité. Mais les applications industrielles de l’énergie nucléaire ne pourront se limiter à ces réacteurs et au système de combustible associé.

Au contraire, il faut aussi lancer avec hardiesse la recherche sur les pistes de l’avenir à trente à quarante ans, afin de mettre au point les réacteurs qui permettront de transmuter les déchets radioactifs produits par notre parc électronucléaire actuel et qui fourniront de nouvelles solutions compétitives pour la production d’électricité et d’hydrogène, un carburant peut-être promis à un grand avenir dans les transports.

Les technologies modernes – matériaux, concepts, combustibles - ouvrent incontestablement de nouveaux horizons à l’énergie nucléaire.

Il appartient aux organismes de recherche et aux États de mettre en place la coopération ouverte et pluraliste qui, seule, permettra de progresser dans cette direction.

Il appartient au Gouvernement de faire connaître ses choix pour permettre à EDF de mettre en œuvre sa stratégie industrielle.

RECOMMANDATIONS

1. L’échelle de temps de la politique énergétique étant la longue durée, et tout spécialement la politique nucléaire, il semble nécessaire de remédier au fait que la durée de 10 ans des attestations de non-opposition au fonctionnement actuellement accordées aux réacteurs d’EDF ne permet pas une visibilité suffisante. Tout en réaffirmant le droit de regard permanent de l’autorité de sûreté et son droit de suspendre l’exploitation à tout moment, il serait avantageux

- d’étudier la possibilité de transformer la notion actuelle de non-opposition au fonctionnement en autorisation de fonctionnement de principe

- de fixer la durée des autorisations de fonctionnement à 20 ans, sous réserve des inspections inopinées et d’examens de sûreté programmés.

2. Afin de permettre la diminution des coûts de production et des prix de vente de l’électricité ainsi que l’amélioration de son compte d’exploitation, l’amélioration des performances d’exploitation de ses réacteurs, en particulier par une réduction de la durée des arrêts de tranche, doit constituer pour EDF une priorité encore plus affirmée, au moment où ses perspectives à l’exportation pourraient s’améliorer encore du fait de tensions probables sur les capacités de production dans l’Union européenne.

3. Même si son parc électronucléaire est homogène du fait de sa standardisation, EDF devra pouvoir à l’avenir mettre en œuvre dans le domaine de la durée de vie une gestion différentielle de ses réacteurs, l’autorité de sûreté étant appelée à jouer tout son rôle pour contribuer à sélectionner les tranches dont l’exploitation sera étendue au maximum dans le temps et celles qu’il conviendra d’arrêter plus rapidement.

4. Afin de disposer d’une garantie pour sa production d’électricité à l’horizon 2010-2015, la France doit engager sans délai la construction d’un démonstrateur tête de série EPR, dans la perspective de disposer, au moment de l’arrêt des premiers réacteurs REP du palier 900 MW, d’un réacteur testé, prêt à être construit en série. Il appartiendra alors à l’industrie de prouver l’avenir et la compétitivité à long terme de l’EPR.

5. Prenant acte du fait que des pays comme les États-Unis étudient la mise en place d’aides de l’État fédéral à la construction d’un premier réacteur de nouvelle génération, la puissance publique ne doit pas craindre en France de soutenir concrètement la préparation de l’avenir à long terme de la production électrique française que constitue la construction d’un démonstrateur-tête de série EPR.

6. En dépit du fait que la vision d’un cycle du combustible fermé et autosuffisant n’ait plus d’actualité du fait du bas prix de l’uranium, le retraitement conserve un rôle essentiel dans la politique des déchets grâce à la réduction des volumes de stockage qu’il permet pour les déchets radioactifs de haute activité à vie longue.

7. Le secteur nucléaire français, qui bénéficie d’une haute réputation dans le monde entier, y compris aux États-Unis, trouvera intérêt à participer avec détermination aux partenariats internationaux de R&D qui seuls permettront la mise au point d’une éventuelle quatrième génération de réacteurs pour 2 035.

8. Pour la mise au point de solutions pour le grand futur de l’énergie, aucune filière ne devra être écartée a priori, ni la filière des réacteurs à très haute température ni celle des réacteurs à neutrons rapides. En tout état de cause, la France ne saurait faire cavalier seul et trouverait au contraire un avantage à participer au courant principal de la recherche.

9. Le pluralisme de l’expertise et de la recherche étant, quel que soit le secteur considéré, synonyme d’efficacité, le CNRS et les universités doivent être encouragés à accroître significativement leur participation à l’effort national de recherche sur les systèmes nucléaires du futur et l’aval du cycle du combustible.

EXAMEN DU RAPPORT PAR L’OFFICE

L’Office a procédé, dans sa réunion du mardi 13 mai 2003, à l’examen du rapport sur la durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs de M. Christian Bataille et de M. Claude Birraux, députés.

Prenant la parole alternativement, les rapporteurs ont tout d’abord rappelé que la France a construit son parc électronucléaire de 58 réacteurs en un temps très court, d’où résulte un « effet de falaise », qui a pour conséquence que, si la durée d’exploitation effective de ces réacteurs ne dépassait pas la durée de vie de conception initiale, soit 40 ans, 13 réacteurs seraient arrêtés d’ici à 2 020 et 24 réacteurs supplémentaires entre 2020 et 2025.

Il n’existe pas, en France, de limitation de la durée de vie dans le décret d’autorisation de création d’une installation nucléaire, mais un réexamen de sûreté peut être demandé par l’autorité de sûreté qui, en pratique, en a fixé la périodicité à 10 ans. Ainsi, des rendez-vous réglementaires périodiques sont fixés sous la forme de visites décennales et de réexamens de sûreté associés.

La fin des 30 premières années de fonctionnement étant considérée par l’autorité de sûreté comme une étape fondamentale, les décisions de non opposition à la prolongation d’exploitation seront prises au cas par cas. S’il est indispensable de privilégier la sûreté et de respecter les prérogatives de l’autorité de sûreté, il semble nécessaire, toutefois, d’étudier les moyens de modifier la réglementation française dans le sens d’une meilleure visibilité pour la conduite de la politique énergétique.

D’une manière générale, la robustesse à 30 ans des réacteurs d’EDF est en ligne avec les prévisions. L’objectif des 40 années de fonctionnement, voire davantage, ne semble pas impossible à atteindre pour la majorité des réacteurs d’EDF. Toutefois, sur les 58 réacteurs du parc EDF, il n’est pas exclu que certains réacteurs ne puissent pas raisonnablement, c’est-à-dire à un coût économique acceptable, être prolongés au-delà de 40 ans.

L’extension de la durée de vie des réacteurs est un enjeu majeur, l’économie de coûts de production de l’électricité avec un réacteur amorti économiquement s’élevant à 100 millions E par an. Mais il ne s’agit pas du seul enjeu, dans la mesure où, compte tenu de l’ouverture à la concurrence des marchés européens de l’électricité, il est impératif pour EDF d’améliorer encore ses performances.

En tout état de cause, la prolongation de la durée de vie et la préparation d’une solution de remplacement sont deux stratégies complémentaires, de manière à disposer d’une garantie par rapport aux aléas techniques, réglementaires et économiques.

Pour ne pas être obligé de rééditer le « sprint » de 10 à 15 ans qui a été effectué par l’industrie nucléaire française dans les années 1980, il est indispensable que de nouveaux réacteurs puissent entrer en fonctionnement, c’est-à-dire en service industriel, dès 2 020. Ceci suppose que la France dispose, dès 2015, d’un réacteur ayant déjà fonctionné pendant quelques années.

EDF a pris ses responsabilités d’industriel en indiquant son souhait de lancer le plus rapidement possible la construction du démonstrateur EPR, le projet de réacteur proposé par Framatome ANP, dont la sûreté et la compétitivité sont encore améliorées par rapport aux réacteurs actuels.

On ne voit pas sous quel motif EDF pourrait se voir interdire la possibilité de bénéficier d’une garantie industrielle et de lisser le renouvellement de son parc électronucléaire.

Au demeurant, la construction du démonstrateur EPR, qui serait compétitif par rapport au cycle combiné à gaz même avec une série de 4 tranches, favoriserait son succès sur les marchés étrangers, en particulier en Finlande qui prépare la construction de son 5ème réacteur et sur les autres marchés européens ou américains, dont on prévoit le redémarrage en 2015.

Pour autant, il convient aussi de préparer, par un effort de R&D important, les réacteurs nucléaires de la génération suivante.

Plusieurs sauts technologiques devront être réussis pour cette nouvelle génération, de façon à encore améliorer la sûreté d’exploitation, à réduire la quantité de déchets radioactifs produits ou recycler les déchets issus des autres filières, à confirmer la possibilité d’une conception éventuellement modulaire afin de pouvoir s’adapter à tous types de réseau et à élargir les débouchés de l’énergie nucléaire à la cogénération de chaleur et d’électricité, à la désalinisation de l’eau de mer et à la production d’hydrogène à partir de l’eau.

A l’évidence, le choix à l’horizon 2 030 de nouveaux réacteurs doit accorder la plus grande importance à la minimisation des déchets de haute activité à vie longue. Mais un tel choix ne suffira pas à résoudre le problème des déchets générés par les réacteurs actuellement en fonctionnement. Il conviendra donc aussi de disposer de réacteurs pour la transmutation des déchets à haute activité et à vie longue. A ce sujet, il existe un débat dans la communauté scientifique au sujet de la priorité à accorder au développement, respectivement des réacteurs hybrides de type ADS (Accelerator Driven System) et des réacteurs à neutrons rapides, débat qui mérite d’être rapidement approfondi.

Le marché du nucléaire dans l’avenir n’étant pas considérable, la place pour différentes technologies et pour différents constructeurs ne sera pas grande, ce qui obligera à une consolidation et à une coopération internationale, d’autant que des investissements énormes de plusieurs milliards $ devront être engagés pour apporter des solutions aux problèmes technologiques des différentes filières, ainsi que pour démontrer la sûreté des réacteurs et parvenir à des systèmes exploitables commercialement. Pour résoudre ce difficile problème, il conviendra de mettre en place un nouveau type de coopération, dont le modèle d’Airbus pourrait fournir un exemple.

Par ailleurs, s’agissant du choix de systèmes réacteurs/cycle du combustible pour le très long terme, des priorités devront être fixées, à l’issue d’une discussion ouverte à l’appui de laquelle une recherche pluraliste devra apporter sa contribution pour proposer, dans les meilleures conditions, une décision au Gouvernement.

Toutes les forces de la recherche française doivent donc être mobilisées pour atteindre un niveau suffisant dans la compétition internationale et pour qu’enfin s’instaure un véritable pluralisme de la recherche nucléaire, pluralisme facteur de transparence et d’efficacité. Ceci impose à l’évidence que le CNRS accorde une priorité à ce domaine de travail et lui alloue une proportion nettement accrue de ses moyens humains et matériels.

Dans la discussion qui a suivi, M. Claude Gatignol, député, a estimé que le rapport, dense, complet et bien construit, dans la ligne des rapports de référence de l’Office, permet de cerner, dans la durée, la notion de remplacement du parc électronucléaire. Il s’est demandé si, compte tenu de la standardisation du parc d’EDF, les décisions sur la durée de vie pourront être homogènes pour les réacteurs d’un même palier.

M. Claude Birraux, député, rapporteur, a indiqué que la standardisation du parc, qui est réelle, est tempérée par d’inévitables différences à la marge dans la fabrication de certains matériaux comme les aciers de cuve. Une gestion différenciée de la durée de vie sera en conséquence inévitable pour chaque réacteur.

M. Christian Bataille, député, rapporteur, a remarqué que le principe de décisions au cas par cas pour le prolongement de la durée de vie des réacteurs nucléaires, est commun à tous les pays.

M. Claude Birraux, député, rapporteur, a souligné qu’EDF devra en conséquence mettre en œuvre une gestion différenciée de son parc. Pour accélérer la mise en place, sur une série de réacteurs, des modifications requises pour leur jouvence, il peut être conseillé à EDF de développer son organisation en réseau, voire de renforcer ses échelons régionaux.

En réponse à M. Claude Gatignol, député, qui s’était interrogé sur la possibilité de lier la durée de l’autorisation avec la qualité de l’exploitation, M. Christian Bataille, député, rapporteur, a remarqué que la gestion performante d’une centrale nucléaire est incontestablement un facteur de longévité. Ce paramètre intervient dans la décision de l’autorité de sûreté française, même si les systèmes réglementaires de certains autres pays sont moins normatifs et plus pédagogiques.

M. Jean-Yves Le Déaut, député, s’est interrogé sur la possibilité réelle d’attendre la mise au point des réacteurs de Génération IV pour procéder au renouvellement du parc actuellement en service.

M. Claude Birraux, député, rapporteur, a rappelé les incertitudes très grandes concernant les dates de mise au point des réacteurs pour 2035, en raison des nombreux verrous technologiques à lever. Or il est indispensable de disposer dès 2015 d’une solution éprouvée pour faire face à tout aléa économique, réglementaire ou technique.

M. Christian Cabal, député, a souligné que, même s’il est possible de prolonger la durée de vie des réacteurs à 40 ans voire à 50 ans, il sera avantageux de lisser le renouvellement du parc. Au contraire, si l’extension ne s’avère pas possible, il sera nécessaire de disposer d’un réacteur de remplacement. L’EPR doit donc être disponible. Par ailleurs, l’implication du CNRS et des universités permettra de dynamiser et de pérenniser la recherche sur l’énergie nucléaire.

M. Claude Birraux, député, rapporteur, a souligné l’importance de voir le CNRS s’impliquer encore davantage dans ce domaine pour renforcer l’émulation, pérenniser les formations aux techniques nucléaires du fait des liens entre ses laboratoires et l’université et apporter le pluralisme de l’expertise nécessaire à la décision.

M. Christian Bataille, député, rapporteur, a indiqué que les missions effectuées à l’étranger pour la préparation du rapport ont permis de vérifier la grande réputation de la recherche française sur le nucléaire, en particulier aux États-Unis qui attirent nombre de ses spécialistes.

A l’issue de la discussion, le rapport a été adopté à l’unanimité des présents.

COMPOSITION DU GROUPE

DE TRAVAIL

La Commission des affaires économiques, de l’environnement et du territoire de l’Assemblée nationale a, le 6 novembre 2002, saisi l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques d’une étude portant sur « la durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs ».

M. Christian BATAILLE, Député du Nord, et M. Claude BIRRAUX, Député de Haute-Savoie, Président de l’Office, désignés Rapporteurs de cette étude le 20 novembre, ont conclu à la faisabilité d’un rapport sur cette question, dans une étude qui a été adoptée le 4 décembre par l’Office parlementaire.

Pour les assister dans leur travail, les Rapporteurs ont formé le comité de pilotage ainsi constitué :

• M. Pierre BACHER, ancien Directeur technique d’EDF

• Mme Mathilde BOURRIER, Maître de Conférences, Université technologique de Compiègne

• M. Thierry DUJARDIN, Directeur adjoint Science et Développement, AENOCDE

• M. Philippe GARDERET, Directeur des technologies émergentes, Groupe AREVA

• M. Philippe GIRARD, EDF Trading

• M. Jean-Claude LE SCORNET, Ingénieur de recherche, CNRS

• M. Christian NGÔ, Directeur de la prospective, Direction de la recherche technologique du CEA

• M. Jean-Christophe NIEL, Chef du département d’évaluation de sûreté, IRSN

• M. Jean-François RAFFOUX, Directeur scientifique de l’INERIS

• M. Jean-Paul SCHAPIRA, Directeur de recherche, CNRS

• M. Alain SCHMITT, Directeur général adjoint, DGSNR

• M. Georges SERVIERE, Adjoint au directeur de la division de l’ingénierie nucléaire, EDF

168) On peut noter à cet égard qu’en 2002, deux nouveaux réacteurs ont été mis en service commercial en Chine et deux autres en Corée du Sud. Par ailleurs, au cours de la même année 2002, 6 nouveaux réacteurs ont été mis en chantier en 2002 en Inde. 169) Début 2003, l’actionnariat de TVO était public à hauteur de 43,1 % et privé à hauteur de 56,9 %. Actionnaires publics : Fortum (énergie) 26,6 % ; Oy Mankala AB (hydroélectricité) : 8,5 % ; Etela Pohjanmaan Voima Oy (distributeur d’électricité) : 6,5 % ; Kemira (chimie) : 1,9 %. Actionnaires privés : PVO (énergie) 56,8 % ; Graninge Energia Oy (énergie) : 0,1 %. 170) Audition de M. Jorma AURELA, Senior Advisor, Ministère du Commerce et de l’Industrie, Helsinki, 10 février 2003, op.cit. 171) Pour établir son cahier des charges, TVO s’est appuyée d’une part sur les spécifications définies par les compagnies d’électricité européennes, dans le document intitulé EUR (European Utilities Requirements) et, d’autre part, sur le document préparé en 1992 en vue d’un appel d’offres par la société PVO, actionnaire majoritaire de TVO. 172) Parmi la multiplicité de spécifications, on peut retenir par exemple une durée de vie de 60 ans pour les composants difficiles à remplacer, une résistance de l’enceinte au crash d’avions de ligne, aux missiles et aux explosions, le refroidissement par l’eau de mer, de larges plages de température pour l’eau de refroidissement et l’air ambiant, un fonctionnement en base avec la possibilité de fonctionner en suivi de charge, un laps de temps de 30 minutes avant toute intervention humaine en cas d’accident et une durée d’utilisation des combustibles pouvant être portée à 2 ans. (source : ministère de l’industrie et du commerce) * MTI : ministère de l’industrie et du commerce (source : STUK) 173) La vente en gros d’électricité se fait directement par contrats passés par les consommateurs avec les producteurs ou les négociants, généralement des contrats à long terme de 5 à 7 ans. Les gros consommateurs peuvent également s’approvisionner sur le marché du Nord Pool, dans le cadre du marché spot (engagements d’achat et de vente de deux heures à un jour à l’avance) ou dans celui du marché à terme (contrats d’une semaine à trois ans avec imputation des différences entre le prix spot et le prix à terme). La vente au détail, qui se fait par l’intermédiaire de compagnies d’électricité intégrées avec des structures de distribution, concerne environ 5,2 millions de foyers abonnés. 174) Nord Pool : the Nordic Power Exchange. 175) La production annuelle d’un 5ème réacteur finlandais est estimée, par Vattenfall, à 10 TWh par an, ce qui en supposant sa durée de fonctionnement égale à 8 300 heures, sur la base d’un coefficient de disponibilité de 94 %, fixe sa puissance à 1 200 MW. (source : Vattenfall) 179) Audition du Dr HENNENHÖFER, membre du directoire d’E.ON Énergie, Berlin, 13 février 2003. 180) Extrait en quasi-totalité dans les Lander de l’Est, le lignite est encore appelé à jouer un grand rôle dans la production d’électricité dans la mesure où son exploitation assure une activité économique dans ces régions. Au reste, il s’agit là d’un combustible dont l’utilisation a un sens économique, même si son extraction pose des problèmes environnementaux et si sa combustion s’accompagne non seulement d’émissions de gaz à effet de serre, mais aussi de polluants divers malgré l’amélioration récente des techniques de combustion et de filtration. En revanche, l’exploitation du charbon de la Ruhr ne se justifie plus que socialement. Nécessitant des subventions annuelles de 5 milliards E, les mines de charbon doivent être restructurées, mais le terme de leur activité est inconnu. 181) Le prix du gaz pourrait augmenter fortement si tous les producteurs d’électricité privilégiaient cette solution. La lutte contre le changement climatique pourrait imposer de taxer les émissions de gaz à effet de serre, ce qui réduirait l’intérêt du gaz. Enfin, l’instabilité politique de nombreux pays fournisseurs fait peser des menaces sur l’approvisionnement. 182) Dr Klaus PETERSEN, Senior Vice President Nuclear Power Plants, RWE Power AG, audition du 13 février 2003, Berlin. 183) Organe indépendant du DOE, l’EIA (Energy Information Administration) a pour mission de collecter des statistiques sur l’énergie aux États-Unis et dans le monde, et de produire des analyses sur les évolutions futures. Financée par le DOE, l’EIA peut toutefois réaliser des travaux pour le Congrès sans avoir à y être autorisée par la Maison Blanche. L’un de ses exercices les plus importants est constitué par ses prévisions à 20-25 ans. 184) Audition de M. Guy F. CARUSO, Administrator et de M. Scott SITZER, Director Coal, Electric Power Division, EIA, Washington DC, 10 mars 2003. 185) Si Westinghouse a retiré son concept de réacteur AP 600, c’est parce que son coût d’investissement était encore plus élevé que ce niveau. 186) Ultérieurement, l’arrivée en fin de vie d’un nombre important de centrales nucléaires et des tensions sur les prix du gaz conduiraient à la construction de nouveaux réacteurs. 187) Catherine GAUJACQ, Présidente, EDF International North America, audition du 10 mars 2003, Washington DC. 188) marvin S. FERTEL, Senior Vice President, Nuclear Energy Institute, audition du 11 mars 2003, Washington DC. 189) Anne LAUVERGEON, Présidente du directoire du Groupe AREVA, op.cit. 190) Vincent MAUREL, Président, Framatome ANP, audition du 29 janvier 2003. 191) Audition du 25 mars 2003 par l’Office parlementaire. 192) Audition de M. Tom CHRISTOPHER, Framatome ANP Inc., Lynchburg, VA, 12 mars 2003. 193) Audition de M. Tom CHRISTOPHER, op. cit. 194) Dr Herman GRUNDER, Director, Argonne National Laboratory, Argonne, IL, 14 mars 2003. 195) L’aval du cycle nucléaire, tome II : les coûts de production de l’électricité, rapport de M. Christian BATAILLE et de M. Robert GALLEY, Députés, Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 1359, Sénat n° 195, Paris, février 1999. 196) L’état actuel et les perspectives techniques des énergies renouvelables, rapport de MM. Claude BIRRAUX et Jean-Yves LE DEAUT, Députés, Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 3415, Sénat n° 94, Paris, novembre 2001. 197) Objectif du Protocole de Kyoto pour les pays de l’Annexe I : -5 % en 2008-2012 par rapport à 1990 avec la déclinaison suivante : Japon : - 6 % ; Union européenne : - 8 %. France et Finlande : 0. Suède : 4 %. Allemagne : -21 %. Royaume Uni : - 12,5 %. 198) Audition de M. Bill MAGWOOD, Department of Energy, Director of Office of Nuclear Energy, Science and Technology, 10 mars 2003, Washington. 199) Dominion, Entergy et Exelon ; les permis ont été obtenus pour des sites situés sur des centrales déjà en service. 200) Auparavant, élément de complication, une licence devait être accordée en premier lieu pour la construction et ensuite pour l’exploitation. 201) Les réacteurs concernés sont donc l’AP 1 000 de Westinghouse, l’ABWR de General Electric, l’EPR et le SWR 1 000 de Framatome ANP et le Candu 700 d’AECL. 202) « Intellectual and industrial infrastructure won’t last to 2 020 if no Generation III reactor is built ». 203) Audition de M. Pete LYONS, Professional Staff Member, United State Senate, Committee on Energy and Natural Resources, 10 mars 2003, Washington. 204) « First-of-a-kind Costs ». 205) Début mars 2003, l’équipe du Sénateur DOMENECI relevait que le projet de loi énergétique de 2003 avait soulevé de nombreuses critiques en raison de l’accent mis sur l’offre. En conséquence, les prêts ont été prévus remboursables, afin de ne pas rencontrer de critiques. 206) P. GIRARD, EDF Trading, membre du Comité de pilotage, note aux Rapporteurs, 15 janvier 2003. 208) Le contrôle de la sûreté et de la sécurité des installations nucléaires : la réforme de la maintenance à EDF, la protection radiologique des travailleurs extérieurs du nucléaire, le projet de réacteur hybride du Pr. Carlo RUBBIA, par M. Claude BIRRAUX, Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 3491, Sénat n° 300, avril 1997. 209) Les noms et les sigles américains sont les suivants : SWCR (Supercritical Water Cooled Reactor), VHTR (Very High Temperature Reactor), GFR (Gas cooled Fast Reactor), SFR (Sodium Cooled Fast Reactor), LFR (Lead cooled Fast Reactor), MSR (Molten Salt Reactor). 210) Stéphane GRIT, DGEMP, audition du 20 mars 2003. 211) Après l’abandon de Superphénix en 1998, quatre réacteurs à neutrons rapides étaient opérationnels à la fin 2002 : le réacteur indien d’étude FBTR de Kalpakkam d’une puissance de 13 MW ; le réacteur japonais de Monju, d’une puissance de 260 MW en service industriel depuis la fin 2001 mais actuellement à l’arrêt ; le réacteur Phénix de Marcoule d’une puissance de 233 MW en fonctionnement depuis 1974 et sur le point de redémarrer au début 2003 ; le réacteur russe BN-600 d’une puissance de 600 MW en fonctionnement à Beloyarsk dans l’Oural depuis 1980. (source : Oak Ridge National Laboratory, US DOE Ð Elecnuc, Edition 2002, CEA) 212) Dr Klaus PETERSEN, Senior Vice President Nuclear Power Plants, RWE Power AG, audition du 13 février 2003, Berlin. 213) David L. MOSES, Nuclear Technology Programs, Oak Ridge National Laboratory, audition du 13 mars 2003. 214) André-Claude LACOSTE, DGSNR, audition du 14 janvier 2003. 215) Dr Klaus PETERSEN, op. cit. 216) Le contrôle de la sûreté et de la sécurité des installations nucléaires – 2ème partie : La reconversion des stocks de plutonium militaire. L’utilisation des aides accordées aux pays d’Europe centrale et orientale et aux Nouveaux États Indépendants, par M. Claude BIRRAUX, Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 2974, Sénat n° 264, avril 2001. 217) Ratifié par le Sénat américain en janvier 1996 et par la Douma en avril 2000, le traité START II prévoit, après un report des dates initialement prévues, qu’après une réduction des deux tiers, l’arsenal d’ogives nucléaires de chacun des signataires sera limité à 3800-4250 exemplaires opérationnels à l’horizon 2007, contre 6 000 aux États-Unis et 5 500 en Russie, avant START II. Un nouveau traité signé en mai 2002 par les Président George W. BUSH et Vladimir POUTINE va au-delà des limites prévues par START II, avec un plafond de 1700 à 2200 ogives déployées. 218) En particulier au cours de l’année fiscale 1999. (source : General Atomics) 219) Vincent MAUREL, Président de Framatome ANP, audition du 29 janvier 2003. 220) Le cœur du GT-MHR est constitué au centre de 61 colonnes de blocs de réflecteur de graphite, entourées de 102 colonnes de colonnes prismatiques de combustible et d’un anneau extérieur de blocs de graphite. 221) Selon EDF, dans un combustible MOX, le total des isotopes du plutonium passe de 238 kg/TWh à 170 kg/TWh après un taux de combustion de 43,5 GWj/t et un refroidissement de 4 ans, soit une diminution de 30 %. Le plutonium 239 passe de 126 kg/TWh à 63,5 kg/TWh, soit une diminution de 50 %. Cité dans L’aval du cycle nucléaire, tome I : Étude générale, par MM. Christian BATAILLE et Robert GALLEY, Députés, Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 978, Sénat n° 492, juin 1998. 222) Dr Klaus PETERSEN, op. cit. 223) Audition du Dr HENNENHÖFER, membre du directoire d’E.ON Énergie, Berlin, 13 février 2003. 224) David L. MOSES, Oak Ridge National Laboratory, audition du 13 mars 2003, Oak Ridge, TN. 225) Les universités américaines sont le MIT, l’université de Californie à Berkeley, l’université du Tennessee, Ohio State University, Iowa State University et l’université du Michigan. Les autres universités sont le Polytechnique de Milan, l’université de Pise, l’université de Zagreb et l’Institut de Technologie de Tokyo. 226) En outre, ayant navigué pendant 10 ans sans rencontrer de difficulté technique, un navire allemand de recherche et de service, le Otto Hahn, était propulsé par un réacteur intégré était propulsé par un réacteur intégré d’une conception proche de celle du réacteur IRIS. 227) Commissionner Nils DIAZ, audition du 11 mars 2003, Rockville, MA. 228) Georges SERVIERE, EDF, audition du 29 janvier 2003. 229) États-Unis, France, Canada, Royaume Uni, Suisse, Japon, Corée du Sud, Afrique du Sud, Argentine et Brésil. 230) Bill MAGWOOD, DOE, audition du 10 mars 2003. 231) Les projections des besoins mondiaux en énergie d’ici à 2 050 adoptées par le GIF sont celles du Conseil mondial de l’énergie. 232) Jacques BOUCHARD, Directeur de l’énergie nucléaire, CEA, audition du 29 janvier 2003. 233) “Gen IV System : an entire energy production system, including the nuclear fuel cycle front and back end, the reactor, the power conversion equipment and its connection to the distribution system for electricity, hydrogen, process heat or fresh water, and the infrastructure for manufacture and deployment of the plant”. In the Generation IV Roadmap Project, novembre 2001. 234) Vincent MAUREL, Président, Framatome ANP, audition du 29 janvier 2003. 235) Vincent MAUREL, Président, Framatome ANP, audition du 29 janvier 2003. 236) Vincent MAUREL, Président, Framatome ANP, audition du 29 janvier 2003. (source : Idaho National Engineering and Environment Laboratory (INEEL), DOE) 237) David L. MOSES, Senior Program Manager, Nuclear Technology Programs, Oak Ridge National Laboratory, audition du 13 mars 2003, Oak Ridge, TN. 238) Vincent MAUREL, Président, Framatome ANP, audition du 29 janvier 2003. 239) William R. CORVIN, National Director, Generation IV Materials Program, Metals and Ceramics Division, Oak Ridge National Laboratory, audition du 13 mars 2003, Oak Ridge, TN. (source : GIF, Technical Working Group 2) 240) William J. MADIA, Director, Oak Ridge National Laboratory, audition du 13 mars 2003, Oak Ridge, TN. 241) Si des techniques efficaces et sûres de piégeage et de séquestration du CO2 étaient mises au point, la production d’hydrogène à partir de centrales thermiques fonctionnant au charbon serait sans doute la plus économique. 242) On peut également utiliser le calcium et le brome. 243) Le CEA estime que les réserves mondiales d’uranium représenteraient l’équivalent de 167 000 Mtep si elles étaient utilisées avec les réacteurs à neutrons thermiques actuellement en service dans le monde et l’équivalent de 8 400 000 Mtep, si elles étaient utilisées dans des réacteurs à neutrons rapides. 244) Rapport fait au nom de la commission d’enquête sur Superphénix et la filière des réacteurs à neutrons rapides, Robert GALLEY, Président, Christian BATAILLE, Rapporteur, Assemblée nationale, n° 1018, juin 1998. 245) Ainsi que l’a indiqué l’autorité de sûreté lors de l’audition du 14 janvier 2003, l’interprétation des incidents de réactivité reste la même qu’avant les opérations de jouvence de l’installation. L’ensemble des causes possibles ayant été identifiées, il a été démontré qu’aucune d’entre elles n’est rédhibitoire pour la sûreté. L’importante cure de jouvence à laquelle il a été procédé a permis d’améliorer la résistance au séisme de Phénix et de remettre en état ses circuits de refroidissement. L’exploitation de Phénix se fera avec deux circuits de refroidissement sur trois. En l’espèce, l’autorité de sûreté n’a pas eu « d’état d’âme » à laisser Phénix redémarrer, tout en considérant que le fonctionnement de Phénix ne peut être autorisé pour une durée importante. 246) En particulier, EBR-II s’est arrêté de lui-même dans un scénario de perte totale des alimentations électriques avec échec des procédures d’arrêt classiques.247) Un eutectique est un alliage binaire dont la température de fusion est fixe. 248) Les experts du CEA considèrent pour leur part que cet eutectique n’est pas un bon caloporteur et que sa manipulation est difficile, compliquant encore les procédures d’accès au réacteur. 249) La Russie a d’ailleurs le projet, souvent présenté sous le nom de projet BREST, de reprendre la construction du réacteur BN 800 (800 MWe), commencée à Beloyarsk en 1987 puis arrêtée en 1988. Il s’agit d’un RNR refroidi au plomb. (source : Idaho National Engineering and Environment Laboratory (INEEL), DOE) (source : Idaho National Engineering and Environment Laboratory (INEEL), DOE) 250) David F. WILLIAMS, Nuclear Science and Technology Division, Oak Ridge National Laboratory, audition du 13 mars 2003, Oak Ridge, TN. 251) David L. MOSES, Senior Program Manager, Nuclear Technology Programs, Oak Ridge National Laboratory, audition du 13 mars 2003, Oak Ridge, TN.252) Selon General Electric, le tungstène offrirait peut-être des possibilités intéressantes. La céramique ou le carbure de silicium sont d’autres solutions. 253) Le nitrure de titane pourrait convenir pour des combustibles métalliques. Des revêtements particuliers devront être mis au point si le combustible est sous forme de particules. 254) John SACKETT, Associate Laboratory Director for Engineering Research, Argonne National Laboratory, audition du 14 mars 2003, Argonne, IL. (source : Idaho National Engineering and Environment Laboratory (INEEL), DOE) 255) William R. CORVIN, National Director, Generation IV Materials Program, Metals and Ceramics Division, Oak Ridge National Laboratory, audition du 13 mars 2003, Oak Ridge, TN. 256) Vincent MAUREL, op. cit. 257) Le principal intérêt des réacteurs à neutrons rapides (RNR) est qu’ils permettent de valoriser l’uranium 238 qui constitue l’essentiel du minerai d’uranium. Le combustible des RNR peut être, en effet, constitué d’un mélange d’uranium 238, qui représente la plus grande part, et de plutonium 239, que l’on récupère du combustible usé des réacteurs à eau légère. (source : Pr. Jean-Marie LOISEAUX, IN2P3-CNRS) 258) Pr. Jean-Marie LOISEAUX, IN2P3-CNRS, audition du 26 mars 2003. 259) Inventaire dans le cycle. 260) MSR : Molten Salt Reactor – réacteur à sels fondus RSF dans la suite. 261) En captant un neutron, l’uranium 238 devient de l’uranium 239, mais un de ses neutrons se transforme en proton par désintégration ß, ce qui le transforme en neptunium 239. Ce dernier subit une même désintégration ß qui le transforme à son tour en plutonium 239. 262) Le thorium 232 est un atome dit fertile : en absorbant un neutron, il devient le thorium 233, qui conduit ensuite par deux émissions ß- au protactinium puis à l’uranium fissile 233. 263) L’autre volet de la politique de l’administration Bush est l’initiative FreedomCAR (Cooperative Automotive Research) de 720 millions $. 264) Via une pile à combustible, la technique la plus prometteuse. 265) Dr Herman GRUNDER, Directeur de l’Argonne National Laboratory, audition du 13 mars 2003 à Argonne, ILL. 266) L’aval du cycle nucléaire : tome I : Étude générale, par Christian BATAILLE et Robert GALLEY, Députés, Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 978, Sénat n° 492, Paris, juin 1998. 267) La décision de construire un site de stockage à Yucca Mountain a été définitivement prise en 2002. 268) Le Parlement a pris en juin 2001 la décision de principe de construire un site de stockage souterrain des combustibles dans la zone d’Olkiluoto (commune d’Eurajoki). 269) La Suède n’a pas encore décidé la localisation de son site de stockage profond entre Forsmark et Oskarshamn. La campagne de forage, d’une durée de 2 ans, s’achèvera en 2005. La construction proprement dite du site de stockage devrait commencer en 2010. 270) Trois facteurs principaux expliquent le faible niveau des prix de l’uranium enrichi sur le marché mondial : d’abord, les découvertes de nombreux gisements d’uranium à haute teneur au Canada et en Australie notamment, ensuite la surcapacité en installations d’enrichissement apparue du fait du ralentissement des programmes de construction de centrales nucléaires dans le monde et, enfin, l’influence dépressive sur les prix des importants stocks russes d’uranium hautement enrichi. 271) La capacité du centre d’entreposage en subsurface de Yucca Mountain est de l’ordre de 70 000 tonnes. 272) Vincent MAUREL, Président, Framatome ANP, audition du 29 janvier 2003. 273) Communication du 12 février 2003. 274) Un nouveau procédé de scellement du couvercle par friction du conteneur extérieur est actuellement étudié pour remplacer la technique initialement prévue du faisceau d’électrons qui ne donne pas satisfaction. 275) La galerie une fois remplie serait obturée avec de la bentonite, une argile qui présente la propriété de prendre 12 fois son volume initial. 276) De telles recherches pourraient être financées par les seuls intérêts du fonds de démantèlement géré par le SKB. 277) Le cas des deux radioéléments américium et curium est le plus important à régler. 278) Division de la sûreté de l’énergie nucléaire, département de la technologie. 279) La boucle TECLA permet d’étudier les propriétés thermiques et hydrauliques du mélange métallique liquide plomb-bismuth, à la fois en régime permanent et lors de transitoires. Une évaluation des causes d’accident et des conditions de sûreté est en cours, de même que la mise au point d’échangeurs de chaleur. Ces travaux sont réalisés en coordination avec des équipes travaillant également sur ces questions à Karlsruhe et en Italie. 280) Les objectifs sont les suivants : choisir le concept technique le plus prometteur, évaluer les problèmes critiques du système global, concevoir les programmes de R&D permettant de les résoudre, identifier les points clés en matière de sûreté et d’autorisation, développer une méthodologie complète et valide d’analyse de sûreté et, enfin, faire la démonstration des performances de l’ADS ainsi défini pour la transmutation des déchets. 281) Emory D. COLLINS, Senior Technical Advisor, Manager, ORNL Defense Program, Oak Ridge National Laboratory, 13 mars 2003. 282) Les six laboratoires nationaux des États-Unis sont les suivants : Argonne National Laboratory, Idaho Engineering and Environmental Laboratory, Oak Ridge National Laboratory, Lawrence Livermore National Laboratory, Los Alamos National Laboratory, Sandia National Laboratory. 283) D’après le Nuclear Waste Policy Act, la construction du 2ème site de stockage géologique devrait avoir lieu à l’Est du Mississipi. 284) En particulier Emory D. COLLINS, op. cit. 285) Les travaux de conception du système ADTF ont semble-t-il montré que le coût d’un ADS pourrait s’élever à près de 3 milliards $. 286) Audition du 29 janvier 2003. 287) Jean-Paul SCHAPIRA, membre du comité de pilotage, audition du 29 janvier 2003. 288) D’où la nécessité d’impliquer EDF et les autres électriciens européens dans un projet global. Jean-Paul SCHAPIRA, op.cit. 289) Phillip J. FINCK, Program Manager, Advanced Fuel Cycle Initiative, Argonne National Laboratory, audition du 14 mars 2002, Argonne, IL. 290) Vincent MAUREL, Président, Framatome ANP, audition du 29 janvier 2003. 291) Les turbines aéronautiques nécessitent une révision toutes les centaines d’heures. Georges SERVIERE, EDF, audition du 29 janvier 2003. 292) Dr LAAKSONEN, audition du 11 février 2003, Helsinki. 293) William R. CORVIN, National Director, Generation IV Materials Program, op. cit. 294) Audition de M. André-Claude LACOSTE, Directeur général de la sûreté nucléaire et de la radioprotection, et de ses collaborateurs, 14 janvier 2003. 295) Afin toutefois de progresser sur ces questions fondamentales, l’autorité de sûreté française a lancé une réflexion commune avec le CEA sur les options de sûreté fondamentales des réacteurs pour 2 035. 296) Dr William J. MADIA, Director, Oak Ridge National Laboratory, 13 mars 2003. 297) Christian NGÔ, membre du comité de pilotage, audition du 19 décembre 2002. 298) Office of Nuclear Energy, Science and Technology, DOE, US Department of Energy, janvier 2003. 299) M. William D. MAGWOOD, IV, DOE, audition du 10 mars 2003. 300) Peter LYONS, Professional Staff Member, United States Senate Committee on Energy and Natural Resources, audition du 10 mars 2003, Washington DC. 301) Les recherches universitaires conduites en Suède représentent un montant annuel de 1,8 million E, l’industrie assurant la moitié du financement. 302) William D. MAGWOOD, IV, Director, Office of Nuclear Energy, Science and Technology, US Department of Energy, audition du 10 mars 2003, Washington DC. 303) « There is no many room for different technologies and vendors. There is no huge market » 304) « If Republicans lose the 2 004 elections, all these plans are gone ». Audition du 11 mars 2003, Washington DC. 305) Thierry DUJARDIN, Directeur adjoint Science et Développement, AEN OCDE, audition du 26 mars 2003. 306) Une compétition existe à Argonne entre les tenants des réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium et les partisans des réacteurs refroidis au gaz. 307) A titre d’exemple, les enseignements relatifs aux sels fondus devront être réinscrits dans les écoles doctorales. Jean-Claude LE SCORNET, membre du comité de pilotage, audition du 5 mars 2003.

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