DOSSIER ENERGIE
Synthèse et lecture critique
de
Etude économique prospective de la filière électrique nucléaire
Rapport au Gouvernement de : J.M. Charpin, B. Dessus, R. Pellat
par
Bernard Laponche
Août 2000
Plan :
Introduction
1. Présentation du chapitre 1 : Pour la France, l’héritage du passé
2. Présentation du chapitre 2 : La situation internationale
3. Présentation du chapitre 3 : La prospective technologique
4. présentation des chapitres 4 et 5 : les scénarios prospectifs
5.commentaires
 
Introduction      Le Gouvernement a demandé à Messieurs Jean-Michel Charpin, Commissaire au Plan, Benjamin Dessus, Directeur du programme Ecodev-CNRS, René Pellat, Haut Commissaire à l’énergie atomique, de « réaliser une étude sur les données économiques de l’ensemble de la filière nucléaire, notamment l’aval du cycle du combustible nucléaire, y compris le retraitement». 
     L’étude, intitulée « Etude économique prospective de la filière électrique nucléaire » a été présentée par ses auteurs au Premier ministre le 28 juillet 2000 et rendue publique.
     Cette étude est constituée de cinq chapitres et de neuf annexes ; elle est sous-tendue par des rapports particuliers d’experts notamment sur la prospective technologique relative aux usages et à la production de l’électricité ainsi que sur le parc nucléaire actuel.
     Nous procédons dans le présent document de synthèse à un double exercice : d’une part rapporter de façon concise mais la plus fidèle possible les principaux éléments et résultats de l’étude, d’autre part exprimer un certain nombre de commentaires d’appréciation personnelle.
     Nous espérons ne pas avoir trahi cette étude à bien des égards remarquable et qui marque en tout cas une date dans l’histoire de la politique nucléaire française par sa clarté, sa compétence et le refus de toute « langue de bois ». Ce jugement d’ensemble positif n’empêchant pas un certain nombre de critiques essentiellement formulées dans la dernière partie de cet exposé.
     Le présent document est constitué de cinq chapitres : les chapitres 1 à 4 sont des synthèses de l’étude tandis que le chapitre 5 est réservé à des « commentaires ».
     Ce document évitera à certains la lecture de l’étude complète qui demande un travail important et donc du temps, mais ce que nous espérons surtout c’est que notre contribution incitera beaucoup à lire cette étude (Sur internet : www.plan.gouv.fr), ce que nous recommandons fortement car même si une synthèse est bien faite et dégage l’essentiel d’une étude, elle supprime une grande quantité de raisonnements, d’informations et de résultats et par conséquent en appauvrit considérablement l’apport.

1. Présentation du Chapitre 1 : Pour la France, l'héritage du passé
     Le chapitre 1 présente brièvement le programme électronucléaire français depuis ses origines, puis établit le bilan matières et le bilan économique associés au parc actuel de centrales nucléaires, jusqu'en 2050.
     Si la période 1977-1998 est une reconstruction du passé, la période 1999- 2050 donne lieu à différents scénarios selon les hypothèses concernant la durée de vie des centrales et le sort réservé aux combustibles irradiés en sortie du réacteur : retraitement ou non.
     Six scénarios S1 à S6 sont présentés, ainsi qu'un scénario S7 (en annexe), scénario fictif dans lequel l'option retraitement eut été écartée dès le début du programme.
     Les scénarios S1 à S6 sont définis ainsi :
 
  Durée de vie moyenne des centrales
  41 ans 45 ans
Arrêt du retraitement en 2010 S1 S4
Retraitement partiel et 20 tranches avec MOX S2 S5
Retraitement à 100 % et 28 tranches avec MOX S3 S6

suite:
1.1 - Le bilan économique
     Le bilan économique est établi en dépenses cumulées (non actualisées) depuis 1977 et jusqu'en 2050 pour les principaux postes suivants :
-les investissements (construction, démantèlement, R et D pour les centrales nucléaires) ;
-l'exploitation ;
-l'amont de la filière combustible (uranium naturel, conversion, enrichissement, fabrication de l'UOX) ;
-l'aval de la filière combustible (retraitement, MOX, entreposage, démantèlement d'UP2 400) ;
-la fin de la filière combustible (stockage des déchets B et C, stockage des combustibles irradiés UOX et MOX non retraités).
     Les principaux résultats globaux de ce bilan sont les suivants :
     a) Du fait de la différence de production d'électricité liée à la durée de vie, le coût moyen du kWh est plus élevé de 5 % environ pour les scénarios S1 à S3 que pour les scénarios S4 à S6 (15,2 centimes par kWh pour S2 comparé à 14,4 pour S5).
     b) Les dépenses cumulées par poste se répartissent approximativement de la façon suivante dans l'ensemble des scénarios:
- investissements des centrales : 25 %
- exploitation : 43 %
- amont de la filière combustible : 20 %
- aval et fin de la filière combustible : 12 %
     Cette répartition est importante. Elle montre que, contrairement à l'idée reçue, le coût dominant n'est pas l'investissement (25 %) mais l'exploitation (43 %), tandis que le coût total de la filière combustible se situe à 32 % (sans tenir compte des coûts à très long terme, au-delà de 2050, de la « fin de la filière »).
     c) Les éléments les plus intéressants et les plus nouveaux du bilan économique concernent la question du retraitement (et de l'utilisation du MOX qui lui est liée).
     i) Le scénario "fictif" S7, sans retraitement, a été établi pour une durée de vie des centrales de 45 ans ; il est donc comparable à S4, S5 et S6. La comparaison du coût total traduit en coût moyen du kWh produit donne un avantage net à S7 : 13,7 c/kWh à comparer à 14,3 pour S4, 14,4 pour S5 et 14,5 pour S6.
     ii)La différence porte évidemment sur les dépenses liées à la filière combustible qui s'établissent comme suit, en milliards de francs et suivant le scénario :
S4 S5 S6 S7
909 931 948 814

* Entre le scénario (fictif) S7 sans retraitement et le scénario S6 (retraitement à 100 % et "moxage" maximum), la différence est de 134 milliards de francs, soit 3 milliards de francs par an (45 ans de durée de vie).
* Si l'on se place dans les scénarios alternatifs à partir de la situation réelle actuelle, on voit que le scénario au coût le moins élevé est S4 (arrêt du retraitement en 2010), suivi de S5 (retraitement partiel et MOX dans 20 tranches : situation actuelle), et de S6 (retraitement à 100 %, MOX dans 28 tranches).
* La différence entre les trois scénarios "réels" doit être appréciée sur la période 1999 - 2049, pour la filière combustible :

  S4 S5 S6
Amont filière combustible 1999-2049 331 318 307
Aval filière combustible 1999-2049 102 139 170
Fin de la filière combustible 112 110 107
Total 545 567 584
p.6
     Le surcoût de l'aval de la filière combustible (retraitement + MOX) n'est pas compensé par la réduction du coût de l'amont.
* Le scénario S5 correspond à la poursuite de la situation actuelle ; la comparaison montre qu'il y aurait perte économique à passer de S5 à S6 en augmentant la quantité de combustible retraité et le nombre de tranches utilisant du MOX.
* Par contre la réduction, voire l'arrêt du retraitement et du MOX vont dans le sens de la réduction du coût.
* La séparation entre S4 et S5 se faisant en 2010, la différence de coût de 22 milliards se rapporte à une période de 30 ans : l'arrêt du retraitement représenterait donc une économie d'environ 730 millions par an.

1.2 Les bilans matières
     Les bilans matières ont été calculés pour les différents scénarios. Ils portent sur les besoins en uranium naturel, les capacités d'enrichissement et de fabrication des combustibles (UOX et MOX), les quantités produites d'uranium appauvri, de combustibles irradiés, d'uranium de retraitement, de plutonium et des différentes catégories de déchets.

a) L'amont de la filière combustible      La différenciation des scénarios n'a pas de conséquences majeures sur l'amont de la filière combustible. En particulier, les besoins cumulés en uranium naturel varient de 5 % entre les scénarios d'arrêt du retraitement en 2010 (S1 et S4) et les scénarios à 28 tranches utilisant le MOX (S3 et S6) qui constituent, rappelons-le, le maximum du "moxage" possible du parc nucléaire. b) L'aval de la filière combustible      La question du bilan matières du retraitement des combustibles irradiés est une question centrale.
Le plutonium :
     Le retraitement des combustibles irradiés est une technique qui a été développée pour extraire le plutonium des combustibles irradiés, d'abord à des fins militaires (explosif de la "bombe atomique"), puis à des fins civiles (combustible du surgénérateur). Les usines de retraitement ont été appelées "Usines Plutonium" : UP1 à Marcoule, UP2-400 puis UP2-800 et UP3 à la Hague.
     Ces deux utilisations du plutonium n'étant plus d'actualité, une nouvelle doctrine a été élaborée pour justifier le retraitement : l'utilisation du plutonium extrait des combustibles irradiés comme élément constitutif de nouveaux combustibles (MOX) permettrait de réduire considérablement la quantité de plutonium qui devra être stockée définitivement. Cet argument est développé dans l'encadré de la page 33 du rapport (extrait de "L'énergie nucléaire en 110 questions" de la DGEMP).
     Le rapport était donc particulièrement attendu sur ce point.
     Le résultat du rapport est le suivant, en tonnes de plutonium et américium non séparé (donc contenu dans les combustibles irradiés non retraités) :

     Par rapport au scénario (fictif) sans retraitement S7, le scénario S6 (retraitement et MOX maximum) ne représente qu'une réduction de 23 % du plutonium à stocker définitivement. 		suite:
     Par rapport au scénario actuel (S2 ou S5), l'arrêt du retraitement en 2010 (S1 ou S4) ne représente qu'une augmentation de 6 % à 8 % du plutonium à stocker définitivement.
(notons que l'étude se place dans le cas d'un retraitement "optimal" incluant les rebuts de l'usine Melox qui sont importants).

Les combustibles irradiés et les déchets
     Le bilan des combustibles irradiés et des déchets est lui, beaucoup plus contrasté.
     Dans le scénario (fictif) S7, il n'y aurait que des combustibles irradiés UOX à stocker : 58'000 tonnes.
     Cette quantité diminue à 41'000 dans S4, 29'000 dans S5 et 18'000 dans S6 tandis que la quantité de combustibles irradiés MOX à stocker passe respectivement de 0 dans S7 à 2'000 dans S4, 3'500 dans S5, 4'800 dans S6.
     Diminution des volumes et des masses donc, mais augmentation des dégagements thermiques et des temps de refroidissement avant stockage définitif pour le MOX.
     Contraste également pour les déchets B issus du retraitement : 12'000 m3 dans S4 (arrêt du retraitement en 2010) contre 18'000 m3 dans S6.
     Et pour les déchets C : 4'800 m3 dans le scénario S6, contre 1'600 m3 dans S4.

1.3 Conclusion :
     Voilà l'essentiel de ce que nous apporte le chapitre 1.
     Ce n'est pas rien, car si nous admettons les résultats qui sont présentés, nous pouvons en déduire :
     a) La répartition par grands postes du coût moyen du kWh sur la durée de vie d'une centrale nucléaire s'établit à 43 % pour l'exploitation, 32 % pour le combustible et 25 % pour l'investissement.
     b) Tous les scénarios envisagés montrent que l'option "retraitement + MOX" a un coût économique plus élevé que l'option "non retraitement". L'arrêt du retraitement en 2010 est une option plus économique que la poursuite des pratiques actuelles (retraitement + MOX).
     c) L'option "retraitement + MOX" n'entraîne pas d'économies d'uranium naturel significatives. Par rapport à l'option d'arrêt du retraitement en 2010, le scénario de poursuite du retraitement et du MOX selon le schéma actuel ne représente qu'une diminution de moins de 10 % du plutonium devant être stocké définitivement (dans les combustibles irradiés).

2. Présentation du chapitre 2 : La situation internationale
     Ce chapitre relativement court peut être divisé en deux parties distinctes :
     -une analyse de situation sur les parcs électronucléaires dans le monde, les différents modes de gestion des combustibles usés et les programmes de recherche et développement ;
     -la présentation de la prise en compte des problèmes d'environnement à l'échelle internationale, l'accent étant mis sur le parallélisme entre la question des émissions de CO2 par les systèmes énergétiques (aggravation de l'effet de serre) et celle de la gestion à long terme des déchets radioactifs.

2.1 L’électronucléaire dans le monde
     La première partie comporte un bref historique de l'évolution de l'électronucléaire dans le monde et de la situation actuelle des différentes filières de réacteurs nucléaires, ainsi que des techniques de gestion des combustibles usés.

p.7
     Des éléments intéressants sont apportés sur l'âge des différents parcs nucléaires et les prévisions d'arrêts définitifs : 45 % du parc nucléaire actuellement en fonctionnement devrait être arrêté sur la période 2000 - 2020.
     Pour ce qui concerne la gestion des combustibles usés, la dynamique d'abandon du retraitement à l'échelle mondiale est clairement présentée. Notons que le chapitre est complété par l'Annexe 3 qui traite du "retraitement recyclage" au plan international.
     Les éléments apportés sur les programmes de recherche et développement sont très (trop) succincts. Ils mettent toutefois en évidence la disproportion des efforts entre le nucléaire et les autres sources d'énergie (notamment efficacité énergétique et énergies renouvelables). On regrette que les données relatives aux programmes de l'Union Européenne ne soient pas fournies.

2.1 L’environnement à l’échelle mondiale
     La deuxième partie traite des problèmes d'environnement à l'échelle mondiale. Il s'agit d'examiner de quelle façon la comparaison des risques globaux peut être effectuée, des difficultés multiples d'appréciation étant liées d'une part à l'extrême diversité de ces risques et d'autre part à leur étalement dans le temps.
     Sont examinées :
     - la gestion des ressources (épuisement des ressources fossiles et fissiles, concerne l'usage des sols) ;
     - la sécurité (accidents majeurs, prolifération nucléaire) ;
     - l'accumulation de sous-produits nocifs (gaz à effet de serre, déchets nucléaires).
     Le chapitre est complété par les annexes 4 (la prolifération), 5 (la sûreté nucléaire), 7 (prise en compte des externalités), 9 (l'assurance du risque nucléaire civil).
     Ce chapitre fait le point de la question sur le plan méthodologique et montre les limites actuelles des outils utilisés et des résultats obtenus ainsi que la taille des marges d'incertitude pour la prise en compte du risque - surtout à long terme - dans les évaluations économiques.
     L'idée la plus originale développée dans ce chapitre est le parallélisme proposé en ce qui concerne l’application du principe de précaution vis-à-vis des risques liés aux émissions des gaz à effet de serre et ceux liés à l'accumulation des déchets radioactifs à vie longue.

Remarque :
     Le lecteur reste un peu sur sa faim sur la question du nucléaire et de l'effet de serre.
     En effet, si les réacteurs nucléaires n'émettent pas de gaz à effet de serre, il n'en est pas de même des industries de la filière du combustible nucléaire : extraction, transport et traitement du minerai d'uranium, transformation chimique des matériaux fissiles et enrichissement de l'uranium, traitement des combustibles irradiés.
     Une annexe précise sur cette question eut été la bienvenue.

3. Présentation du chapitre 3 : Les perspectives technologiques pour l'usage et la production d'électricité
     Ce chapitre est un chapitre de transition qui fournit les bases techniques des scénarios de prospective qui feront l'objet des chapitres 4 et 5 qui constituent le cœur de l'étude. Il présente un résumé des deux études de prospective technologique qui ont été réalisées à la demande des auteurs du rapport.
     Le chapitre est divisé en deux parties : la première relative aux technologies de maîtrise de la demande d'électricité, la seconde aux technologies de production d'électricité.
     Bien que son importance soit soulignée par les scénarios qui vont suivre, la première partie reste relativement succincte et classique; les innovations scientifiques à venir apparaissent plutôt dans le transport de l'électricité que dans son utilisation elle-même.
     On notera cependant (page 106) un paragraphe dont les implications pourraient être considérables mais qui reste insuffisamment développé ou exploité par la suite :

suite:
     "Plus précisément, si la consommation électrique d'une maison équipée de manière conventionnelle est en moyenne pour les usages captifs de 2500 à 3000 kWh par an aujourd'hui en France, d'un point de vue purement technique cette consommation pourrait être réduite jusqu'à 700 kWh, sans diminuer pour autant le degré de confort de l'usager. Ceci suppose que l'on fasse appel à des technologies que l'on sait être disponibles dans les prochaines années".
     De façon générale, le contenu de cette partie relative aux technologies d'utilisation de l'électricité laisse à penser que des scénarios à demande d'électricité plus basse que ce qui est indiqué dans le rapport sont parfaitement envisageables.
     La seconde partie consacrée aux technologies de production est beaucoup plus développée. Une telle disproportion est habituelle et ne nous surprend pas outre mesure mais elle illustre la permanence d'un état d'esprit plus facilement orienté vers la production et ses performances technologiques que vers la maîtrise de l’énergie.
     Sont passées en revue les perspectives d'évolution technologiques des diverses filières nucléaires (réacteurs et combustibles) actuellement envisagées et à des stades divers d'études, de conception et d'évaluations techniques et économiques ainsi que les technologies de production d'électricité d'origine fossile et renouvelable. 
     On note cependant que l'examen des technologies utilisant les énergies renouvelables est relativement succinct dans ce chapitre et se limite essentiellement aux aérogénérateurs.
     Du côté nucléaire, le réacteur EPR est étudié avec différents types de combustibles, ainsi que deux filières "émergentes", RHR1 et RHR2 (réacteurs à haut rendement de première et deuxième génération) qui en sont encore au stade de la recherche.
     Du côté non nucléaire, les techniques de production dite "centralisée" (alimentant le réseau de transport de 400 kV ou 225 kV) ou "non centralisée" (en dessous de 225 kV) sont présentées. Dans cet ensemble, les centrales à cycle combiné (juxtaposition d'une turbine à gaz et d'une turbine à vapeur) au gaz naturel devraient occuper une position prééminente pour assurer les besoins électriques de base ou de semi-base dans les scénarios qui ne retiennent pas un remplacement du parc nucléaire par du nucléaire. Outre son faible coût d'investissement, le grand avantage de cette technologie réside dans son rendement qui devrait encore augmenter de 55 % aujourd'hui à 65 % en 2040

4. Présentation des chapitres 4 et 5 : Des scénarios prospectifs pour la France et leur bilan économique
     Les chapitres 4 et 5 constituent la partie la plus importante et la plus novatrice de l'étude économique de la filière électrique nucléaire.
     Les auteurs ont présenté dans deux chapitres distincts la description des scénarios et leurs résultats en termes physiques (chapitre 4) et la présentation de leur bilan économique (chapitre 5).
     Notre approche synthétique vise à extraire les points forts des résultats de l'étude qui sont essentiellement de caractère économique : notre présentation portera donc ici sur les deux chapitres traités ensemble.
     L'étude présente au total sept scénarios techniques qui se distinguent par les niveaux de demande d'énergie et d'électricité et par les techniques utilisées pour la production d'électricité.
     Du point de vue économique, chaque scénario se traduit par un ensemble de dépenses qui se distinguent pour un même scénario suivant les différentes hypothèses d'évolution des prix des combustibles fossiles.

4.1- Deux scénarios de demande d'énergie à l'horizon 2050
     Pour ce qui concerne la demande l'énergie et d'électricité, deux scénarios sont étudiés pour la période 1998-2050. Ils ont en commun l'évolution démographique et les taux de croissance économique. Ils correspondent respectivement aux scénarios S2 et S3 du rapport "Énergie 2010 - 2020" du Commissariat Général du Plan pour la période 1998-2020 (croissance moyenne du PIB de 2,3 % par an), puis aux scénarios retenus par l'IIASA pour la région Europe au-delà (croissance moyenne du PIB de 1,6 % par an).

p.8
     Les deux scénarios différent par conséquent essentiellement par les modes d'utilisation de l'énergie (notamment dans les transports) et par le degré de maîtrise des consommations d'énergie et notamment d'électricité.
     Ce qu'il est essentiel de noter est que la réponse aux besoins de "services requérant de l'énergie" (confort, déplacements, production de biens et de services) est assurée de la même façon dans les deux scénarios de demande.
     Les deux scénarios de demande retenus sont:
     -Un scénario haut (H) de "forte consommation énergétique" pour lequel la demande totale d'énergie primaire (hors usages énergétiques) serait de 325 Mtep en 2050 (à comparer à 210 Mtep en 1998) et la consommation finale d'électricité de 720 TWh en 2050 (à comparer à 364 TWh en 1997).
     -Un scénario bas (B) de "faible consommation énergétique" pour lequel la demande totale d'énergie primaire serait de 225 Mtep et la consommation d'électricité de 535 TWh en 2050.
     Les scénarios H et B vont devenir chacun une "famille" de scénarios" (H1, 2, 3 ; B2, 3, 4 et B430) en fonction des options sur la production d'électricité.

Les dépenses totales
     De façon assez paradoxale, le résultat le plus important de l'étude commanditée par le Premier ministre n'a rien à voir avec la filière nucléaire et ses perspectives : dans tous les cas de figure, l'ensemble des dépenses liées aux scénarios étudiés est inférieur pour la famille des scénarios à basse demande d'électricité à celui de la famille des scénarios à haute demande d'électricité.
     Ainsi, dans l'hypothèse de stabilité des prix des combustibles fossiles, la dépense moyenne des scénarios à basse demande d'électricité (soit environ 4'300 milliards de francs sur la période 2000 - 2050) dégage une économie de 718 milliards de francs sur la période par rapport à la dépense moyenne des scénarios à haute demande d'électricité, soit en moyenne 14,5 milliards par an. Le scénario le plus cher de la famille B est 9 % au dessous du scénario le moins cher de la famille H.
     Cette différence en faveur des scénarios B se maintient pratiquement constante sur la moyenne des scénarios quel que soit le coût des combustibles : 715 milliards de francs dans l'hypothèse "déconnexion" (augmentation des prix du gaz malgré un prix stable du pétrole) et 691 milliards de francs dans l'hypothèse "tension" (indexation du prix du gaz sur un prix élevé du pétrole).
     Ce n'est que dans ce dernier cas que le scénario B le plus cher est le seul scénario B situé au-dessus (de 7 %) du scénario H le moins cher.

Le coût du kWh
     L’étude compare dans le chapitre 5 les coûts unitaires (par kWh) de l’électricité produite dans les différents scénarios en rapportant le coût total actualisé de chaque scénario au nombre total actualisé de kWh produits. Ce coût unitaire correspond au prix implicite auquel il faudrait vendre chaque kWh si l’on voulait récupérer, sous forme de recettes actualisées, les coûts actualisés supportés.
     Les résultats sont présentés pour la période 2020-2050 dans la mesure où les parcs sont les mêmes dans tous les scénarios (à l’exception de B4-30) jusqu’à 2020.
     Il est tout à fait remarquable que les scénarios à haute demande électrique (H) font apparaître des coûts moyens actualisés du kWh systématiquement supérieurs aux coûts du kWh des scénarios à demande faible ayant même structure de production, dans les trois hypothèses d’évolution des coûts des combustibles fossiles : avantage de B3 sur H3 de 4 à 8%, avantage de B2 sur H2 de 3% à 4%, avantage de B4 sur H1 de 2 à 4%.
     Ce résultat est tout à fait intéressant : non seulement la dépense totale est plus faible en cas de maîtrise de la demande d’électricité, mais également (bien que la différence soit évidemment plus faible) le coût du kWh. Ce résultat correspond au fait que le coût du kWh a été calculé en tenant compte des dépenses en aval et en amont de la stricte production d’électricité (notamment des dépenses sur les réseaux de transport de gaz et d’électricité).

suite:
     Cette méthode originale et très instructive mérite d’être approfondie avec des données plus précises (notamment pour ce qui concerne les coûts comparés du kWh en cas de production centralisée ou de production décentralisée).
Commentaire :
     a) De tels résultats font d'autant plus regretter la relative brièveté de l'étude sur la maîtrise de la demande d'électricité qui s'avère, sur le plan économique, un objectif majeur des politiques énergétiques à mettre en oeuvre sur les cinquante prochaines années, quelles que soient les orientations sur l'offre d'énergie.
     b) L'argument économique est considérablement renforcé par les considérations écologiques. En effet, lorsque nous comparons les différents scénarios d'offre d'électricité, nous pouvons constater les différences entre scénarios B et H dont les structures d'offre sont similaires.
     Ainsi, dans les scénarios H2 et B2 qui sont comparables en structure d'offre les émissions cumulées entre 2000 et 2050 sont :
     -pour le carbone : 30 % inférieurs dans B ;
     -pour les transuraniens : 10 % inférieurs dans B.
     D'autre part, les questions qui peuvent se poser sur la sécurité d'approvisionnement (notamment du gaz naturel) renforcent évidemment l'intérêt des scénarios de type B.
     c)Nous noterons enfin que l'étude approfondie des potentiels et des conditions de mise en oeuvre de la maîtrise de la demande d'électricité n'était pas l'un des objectifs premiers assignés à cette étude concernant au premier chef la filière nucléaire. Il n'est donc pas étonnant de constater la relative timidité des scénarios dits de "basse consommation d'électricité" en regard des potentiels techniques qui sont fournis dans le rapport lui-même. On peut s'étonner en particulier du maintien dans tous les scénarios d'une forte consommation pour le chauffage électrique.

4.2- Les scénarios de fourniture d'électricité
4.2.1- Les scénarios
     Les scénarios de demande H et B sont subdivisés en scénarios d'offre d'électricité correspondant à des politiques industrielles et environnementales contrastées se traduisant par des proportions variables des différentes techniques de production de l'électricité, en fait essentiellement de la filière nucléaire (sous différentes formes) et de la filière du cycle combiné au gaz naturel.
     Concernant l'évolution du nucléaire, l'hypothèse centrale de l'étude est une durée de vie moyenne des tranches nucléaires de 45 ans pour l'ensemble des six scénarios H1, H2, H3 et B2, B3, B4 et de 30 ans pour le scénario B4-30.
     Il n'est pas facile de résumer la présentation déjà synthétique de l'étude. Nous essayerons d'en extraire l'essentiel sans en déformer l'esprit.
     Nous caractérisons d'abord chaque scénario par ses aspects dominants tout au long de la période.

Scénarios H : Production d'électricité "haute"
Année 1995 2020 2035 2030 2040 2050
Twh 471 551 672 629 715 795

Trois scénarios de fourniture d'électricité :
H1 : non renouvellement du parc nucléaire actuel par du nucléaire ; les cycles combinés au gaz naturel (CCGN) compensent les capacités des réacteurs nucléaires au fur et à mesure de leur fermeture.
H2 : maintien du nucléaire pour la production en base (50 % de la fourniture sur le réseau de grand transport); donc nouveaux équipements nucléaires à partir de 2030 ; développement des CCGN.
H3 : maintien à haut niveau du nucléaire (70 % en 2050) ; donc mise en place de nouveaux équipements nucléaires à partir de 2025.
 
 

 p.9
     Dans les scénarios H, les combustibles irradiés sont retraités jusqu’à la fin de vie des réacteurs.
     Les parts de production des différentes filières sont indiquées dans le tableau suivant (en %) :
* scénario S2 du Plan ; ** autoproduction et cogénération ; *** dans tous les scénarios la contribution de l'hydraulique est constante et égale à 74 TWh sur toute la période.

     Scénarios B : Production d'électricité "basse" :
Année     1995     2020     2030     2035     2040     2050
TWh        471       494      523        542       560        592
     Quatre scénarios de fourniture d'électricité :
B2 : maintien du nucléaire pour la production en base (50 % de la fourniture eu réseau de grand transport) ; donc nouveaux équipements nucléaires à partir de 2030 ou 2035.
     Développement progressif des CCGN.
B3 : maintien à haut niveau du nucléaire (environ 60 % en 2050) ; donc importants nouveaux équipements à partir de 2030 ou 2035.      Très faible développement des CCGN.
B4 : non renouvellement du parc nucléaire par du nucléaire à la fin de vie des réacteurs (45 ans). Le relais est pris par les CCGN. Effort sur l'éolien.
B4-30 : même scénario, mais arrêt des réacteurs nucléaires à 30 ans.

     Dans B2 et B3 les combustibles irradiés sont retraités ; dans B4 et B4-30 on arrête le retraitement en 2010.
     Les parts de production des différentes filières sont indiquées dans le tableau suivant (en %) :

* scénario S3 du Plan
     Du point de vue de la structure du parc électrique, les différents scénarios B sont donc comparables dans leurs grandes lignes aux scénarios H (B2 à H2, B3 à H3, B4 et B4-30 à H1).
     D’autre part, l'offre d'électricité possède dans les scénarios H et B la caractéristique de l'installation d'une capacité de production d'électricité décentralisée (ne transitant pas par le réseau de grand transport) de 100 TWh en fin de période Dans le scénario B4-30, cette quantité atteint 150 TWh.
     Chaque scénario étant ainsi caractérisé, on peut passer au stade des comparaisons économiques.
4.2.2- Les comparaisons économiques
     Celles-ci sont relativement complexes et on doit se référer pour les comprendre au tableau qui fournit le cumul de l'ensemble des dépenses liées aux scénarios, en distinguant les quatre principaux postes de dépenses (investissement, exploitation, combustibles, recherche et développement), pour les différentes hypothèses d'évolution des prix des combustibles fossiles sur la période 2000 - 2050. 		suite:
     Hypothèses sur les prix du pétrole et du gaz naturel ( 1 dollar = 1 euro = 6,55 F)
  1999 2010 2020 2050
Prix du pétrole
US dollar 99/ baril
1. Stabilité
2. Tension
 
 

17,4
17,4
 
 

20
28
 
 

20
30
 
 

20
40
Prix du gaz naturel
US dollar 99/MMBtu
1.1 Connexion
1.2 Déconnexion
2.1 Connexion
 
 

2,8

2,8

2,8
 
 

3,2

3,4

4,5
 
 

3,2

3,6

4,7
 
 

3,2

4,5

6,0

Cumul de l'ensemble des dépenses liées aux scénarios pour les différentes hypothèses d'évolution

des prix des combustibles fossiles (2000-2050)
 
GF H1 H2 H3 B2 B3 B4 B4 30
stabilité              
Investissement 1 665 1 996 2 232 1 627 1 715 1 392 1 351
Exploitation 1 236 1 382 1 545 1 266 1 322 1 164 884
Combustibles 1 968 1 581 1 142 1 249 1 092 1 549 2 230
R & D 120 146 146 146 146 120 86
Total 4989 5105 5065 4288 4275 4225 4551
Déconnexion              
Investissement 1 665 1 996 2 232 1 627 1 715 1 392 1 351
Exploitation 1 236 1 382 1 545 1 266 1 322 1 164 884
Combustibles 2 449 1 892 1 296 1 483 1 266 1 905 2 739
R & D 120 146 146 146 146 120 86
Total 5470 5416 5219 4522 4449 4581 5060
Tension
Investissement 1 665 1 996 2 232 1 627 1 715 1 392 1 351
Exploitation 1 236 1 382 1 545 1 266 1 322 1 164 884
Combustibles 3 121 2 357 1 545 1 840 1 543 2 415 3 537
R & D 120 146 146 146 146 120 86
Total 6142 5881 5468 4 879 4726 5091 5858

p.10
     Les dépenses sont ainsi classées en trois rubriques principales :
     - les investissements : capacités électriques, gazoducs, renforcement des réseaux électriques, capacités de fabrication des combustibles nucléaires, usines de retraitement, capacités d’entreposage ou de stockage, etc.) ;
     - les dépenses de combustibles : achats aux frontières ou aux producteurs nationaux de charbon, de gaz naturel, de fuel, de combustible nucléaire) ;
- les dépenses d’exploitation autres que les dépenses de combustibles : entretien, exploitation, etc.
     La rubrique R&D correspond aux dépenses de l’Etat en recherche et développement dans le secteur de l’électricité (utilisation et production).
     Nous avons commenté dans la première partie de ce chapitre la comparaison entre les familles de scénarios à "haute" (H) et "faible" (B) demande d'électricité qui montre l'intérêt économique des scénarios B. Nous nous intéressons donc ici aux différences liées à la structure du parc de production et à l'évolution des prix des combustibles fossiles.
     Les résultats essentiels sur le total des dépenses sont les suivants :
     a) Dans l'hypothèse de "stabilité" des coûts des combustibles fossiles, les coûts cumulés des scénarios sans renouvellement du nucléaire à la fin de vie de 45 ans sont plus économes que ceux qui supposent un renouvellement du nucléaire.
     Le scénario B4-30 de sortie du nucléaire pour une durée de vie de 30 ans, moins cher que tous les scénarios H, est plus cher que les autres scénarios B.
     Cependant, alors que l'écart entre scénarios comparables des familles B et H est de l'ordre de 15 % (environ 800 milliards de francs sur la période), l'écart entre B4-30 (le plus cher de B) et B4 (le moins cher de B) n'est que de 7 % (326 milliards de francs).
     b) Dans l'hypothèse de "déconnexion" des prix du gaz et du pétrole, la différence entre H et B se confirme mais les coûts des différents scénarios au sein de chaque famille sont très proches : écart de 1 % entre H1 et H2 et 5 % entre H1 et H3 ; écart de 2 % entre B2 et B3 et 3 % entre B3 et B4.
     Comme précédemment, B4-30 est plus cher de 10 % que B4.
     c) Dans l'hypothèse de "tension" sur les prix des combustibles fossiles, on constate d'abord que l'écart entre H et B devient plus important pour les scénarios à forte composante gazière, ce qui est normal. Les écarts sont de 1 051 milliards (17 %) entre H1 et B4, 1 002 milliards (17 %) entre H2 et B2, 742 milliards (14 %) entre H3 et B3.
     Les différences liées à la structure de production sont plus accentuées que précédemment : le scénario H3 est moins cher de 11 % que H1 et 9 % que H2 ; le scénario B3 est moins cher de 3 % que B2 et 7 % que B4 ; le scénario B4-30 est 13 % plus cher que B4.
     La répartition des quatre principaux postes de dépenses est beaucoup plus contrastée que l'ensemble des dépenses.
     En ordre de grandeur, chacun des trois principaux postes - investissement, exploitation, combustibles - représente environ un tiers de la dépense totale, mais avec de fortes variations autour de cette valeur moyenne.
     Le poste " « Recherche et développement » (qui couvre les dépenses de R&D prises en charge par l’Etat) est faible - au plus 2 % du total - mais ses variations significatives : elles montrent que la recherche développement est quasi exclusivement consacrée au nucléaire et chute dramatiquement lorsque celui-ci est arrêté.
     C'est dans le cas de l'hypothèse de "tension" sur les prix des combustibles fossiles que la différence entre les scénarios H et B est la plus sensible : elle est de 517 milliards par exemple entre H2 et B2 et de 406 milliards entre H1 et B4.
     La présentation de l'ensemble des dépenses cumulées est complétée dans l'étude par la chronologie de chaque poste de dépense dans les différents scénarios et hypothèses, ainsi que par la présentation des bilans économiques actualisés.
     Nous retiendrons sur le premier point que l'analyse chronologique des dépenses annuelles totales à chaque époque montre qu'en dehors du scénario B4-30 pour lequel les dépenses dans la première période 2000 - 2030 dépassent celles des autres scénarios, les trois scénarios H présentent des chronologies de dépenses toujours supérieures à celles des scénarios B. 		suite:
     Les informations synthétiques fournies par les bilans actualisés que nous retiendrons sont :
     i) L'actualisation (taux de 6 % de 2000 à 2030, 3 % après) maintient l'écart significatif de coût entre les scénarios à haute et basse demande d'électricité.
     ii) Le coût moyen actualisé du kWh sur la période 2020 - 2050 suit la même tendance : les scénarios à haute demande électrique ont des coûts moyens actualisés du kWh systématiquement supérieurs aux coûts des scénarios à demande faible ayant une même structure de parc de production.
     iii) Si l'on regarde le coût moyen actualisé du kWh sur la période 2020-2050 en fonction des hypothèses sur les prix des combustibles fossiles, on constate :
     -Dans l'hypothèse "stabilité" des prix, le kWh est nettement moins cher dans H1 (17,2 centimes) que dans H3 (19,5) ; et dans B4 (16,8 c.) que dans B2 (17,8) et B3 (18,0)
     -Dans l'hypothèse "déconnexion" : les trois scénarios H se rapprochent avec un léger avantage pour H1 (19,2 c. contre 19,6 pour H2 et 20,2 pour H3); même chose pour les scénarios B (18,6 c. pour B4 contre 18,9 pour B3 et 19,0 pour B2), à l'exception de B4-30 à 20,4 c.
     -Dans l'hypothèse "tension", les scénarios restent proches avec avantage pour H3 dans la famille des H (21,1 c. comparé à 21,6 pour H2 et 22,0 pour H1) et pour B3 (20,2 c. comparé à 20,8 pour B2 et 21,2 pour B4), dans la famille B, à l'exception de B4-30 à 24,4 c.

4.2.3 Eléments complémentaires sur les scénarios
     a) Les scénarios de production d'électricité se différencient essentiellement par la part relative de la filière nucléaire et celle du cycle combiné au gaz naturel.
     Autant les scénarios à sortie du nucléaire et dominante gazière (H1, B4, B4-30) sont faciles à décrire, autant les scénarios impliquant le renouvellement du parc nucléaire par du nucléaire sont relativement complexes puisque plusieurs filières nucléaires (association réacteur-combustible) sont envisagées, présentées précédemment au chapitre 3.
     Les deux scénarios qui paraissent les plus vraisemblables en cas de renouvellement nucléaire sont H2 (substitution des réacteurs REP déclassés à partir de 2030 - 2035 par des réacteurs EPR et RHR1) et B2 (substitution à partir de 2030 - 2035 soit par des réacteurs EPR soit par des réacteurs RHR1) dans lesquels le parc nucléaire fonctionne en base.
      Notons que la poursuite de l'utilisation du nucléaire par l'introduction de nouvelles filières est compatible, pour certaines de celles-ci, avec l'arrêt du retraitement en 2010.
     b) La question essentielle pour les scénarios à forte composante gazière est évidemment la consommation de gaz naturel.
     On retrouve ici l'importance de l'impact des niveaux de demande d'électricité : en consommation cumulée, H1 (1'784 Mtep) dépasse B4 (1'340 Mtep) de 25 % et H2 (1'233 Mtep) dépasse B2 (748 Mtep) de 39 %.
     La consommation annuelle de gaz naturel pour la production d'électricité en 2050, année où elle est maximale, serait la suivante selon les scénarios, en Mtep :

H1 H2 H3 B2 B3 B4 B4-30
96 46 17 30 17 70 70

     A titre de comparaison, la consommation totale de gaz naturel en France en 1998 était de 34 Mtep (et celle de pétrole de 94 Mtep).

4.2.4 Le traitement des externalités environnementales
     Les aspects environnementaux de l'étude prospective sont traités de façon quantitative à travers les émissions cumulées de gaz carbonique et la production cumulée de plutonium et actinides mineurs sans emploi en 2050.
  


 p.11
     a) Les résultats sur les émissions de CO2 sont sans surprises (avec les réserves que nous avons faites précédemment sur le cas du nucléaire) et suivent à peu près les quantités de gaz consommées.
     A nouveau ces résultats montrent d'abord l'importance de l'évolution de la demande d'électricité sur le cumul de carbone : le scénario H2 à haute consommation d'électricité avec 43 % de production nucléaire en 2050 est aussi émetteur de carbone que le scénario B4 à consommation d'électricité plus modéré sans renouvellement du parc nucléaire par du nucléaire.
     La différence des cumuls des émissions entre le scénario le plus haut (B4-30 : 1646 MtC sur 2000 - 2050) et le scénario le plus bas (B3 : 556 MtC) est d'environ 1'100 MtC. Cet écart est à comparer avec celui du cumul en 2050 des émissions associées aux deux scénarios énergétiques globaux : celles-ci varient entre 5'600 et 7'400 tonnes de carbone.
     b) En ce qui concerne les transuraniens (plutonium + actinides mineurs) les bilans en 2050 varient avec chaque scénario et en fonction des filières nucléaires utilisées. 
     Pour les scénarios B, le cumul varie entre 115 tonnes pour le scénario B2 avec RHR1 et 459 tonnes pour le scénario B3 avec réacteurs EPR.
     Deux enseignements :
     - La différence entre scénarios comparables de type H1-B4 et H2-EPR - B2-EPR avec filière nucléaire "classique", est de l'ordre de 10 à 13 % : on retrouve l'intérêt de la maîtrise de la demande d'électricité.
     - C'est l'émergence à terme de nouvelles filières nucléaires de type APA ou RHR qui permet d'améliorer le bilan en cumul des transuraniens.
     c) La comparaison économique des "nuisances" que constituent le cumul du CO2 dans l'atmosphère et le cumul des transuraniens dans les déchets nucléaires se fait en attribuant un coût à ces quantités cumulées.
     Cette méthode est déjà adoptée internationalement pour les émissions de gaz à effet de serre, elle est originale pour l'estimation du "coût" des déchets nucléaires.
     En s'appuyant sur "l'état de l'art" du débat sur le changement climatique, les auteurs de l'étude ont choisi une fourchette de coût moyen de 400 à 1'000 francs la tonne de carbone.
     En ce qui concerne les déchets nucléaires, la nouveauté du concept ne permet pas de comparaison internationale et les auteurs ont choisi d'adopter comme valeur de la tonne de "plutonium et actinides mineurs" évitée la différence de coût entre les scénarios « sans retraitement » et « retraitement+Mox » permettant cette réduction qui ont été étudiés au chapitre 1 . Le coût obtenu varie entre 0,5 et 1,2 milliard de francs la tonne selon les hypothèses retenues.
     d) En croisant ces différentes hypothèses, on obtient un coût de ces deux "externalités" pour chaque scénario.
     Cette méthode permet de calculer un "surcoût environnement" pour chaque scénario.
     Ces surcoûts peuvent être comparés aux coûts des scénarios précédemment calculés, pour les différentes hypothèses de coûts des combustibles fossiles.
     A titre d'exemple, le choix des valeurs hautes à la fois pour les transuraniens et pour le carbone conduit à un surcoût dû aux externalités variant entre 1'107 milliards de francs pour le scénario B3-EPR et 1 891 milliards pour le scénario B4-30.
     Si l'on compare H1 et B4 qui diffèrent par le niveau de demande d'électricité, à structure de production comparable, le surcoût des externalités est de 1'863 milliards dans H1 et 1 401 milliards dans B4 : l'économie sur les externalités liée à la maîtrise de la demande d'électricité s'élevant donc à 462 milliards. On constate le même phénomène entre H2 et B2 : la différence est de 402 milliards.
     Si l'on compare les coûts des externalités au coût total, ils se situent entre 10 et 17 % pour les fourchettes basses et 26 à 42 % pour les fourchettes hautes en cas de stabilité des prix des combustibles fossiles.
     On peut conclure de ces comparaisons :
     i)La prise en compte des externalités induites par l'application d'un principe de précaution aux déchets nucléaires et aux émissions de CO2 a des conséquences importantes sur le coût cumulé des divers scénarios sur la période 2000 - 2050. 		suite:
     ii)Cette prise en compte des externalités renforce l'intérêt des scénarios à faible demande d'électricité : le gain sur les externalités est de l'ordre de 10 % du coût total d'un scénario moyen.
     iii)Les valeurs choisies dans l'étude pour l'externalité CO2 et l'externalité transuraniens conduisent à un moindre surcoût dans les scénarios à fort contenu en nucléaire.
     iv)Les résultats renforcent l'intérêt du développement de filières nucléaires spécialement conçues pour diminuer la production de déchets.

5. Commentaires
5.1 Nature et objectif de l’étude
     L’ « Etude économique prospective de la filière électrique nucléaire » (que nous nommerons « l’Etude » par la suite) demandée par le gouvernement porte, comme l’indique la lettre de mission envoyée par le Premier ministre aux trois auteurs, sur les données économiques de la filière nucléaire. Le sujet est déjà vaste puisque l’étude doit être comparative et prospective, mais il ne traite pas toutes les questions que l’on peut se poser à propos du système électrique français futur. Notamment, la plupart des questions liées aux risques et à la sécurité énergétique ne sont pas oubliées et font l’objet d’informations de base, mais elles ne sont pas traitées en profondeur car ce traitement ne relève pas de la question posée.
     L’objet de l’étude est de fournir les données les plus fiables possibles sur la composante économique du débat sur la politique énergétique.
     Le travail de fourniture des données économiques est en partie élargi aux questions environnementales puisqu’un calcul des externalités que représentent les émissions de gaz carbonique et les productions de transuraniens a été effectué. Mais, si cette prise en compte représente une avancée, elle ne règle pas l’ensemble des questions de pollutions et de risques.
     L’étude comprend deux grandes parties : la première est relative à l’analyse économique du parc nucléaire actuel et de ses avenirs possibles ; la seconde est relative à la prospective de la demande et de l’offre de l’électricité en France à l’horizon 2050, dans la suite des travaux du Commissariat Général du Plan à l’horizon 2010-2020.
     La nécessité d’arrêter une étude prospective à un horizon raisonnable pour que les données économiques gardent une certaine crédibilité, ici 2050, conduit évidemment à la question de savoir ce qui se passerait après (notamment pour ce qui concerne les déchets nucléaires, mais aussi sur les ressources énergétiques, etc. On peut répondre que plus l’horizon s’éloigne, plus ces questions doivent être traitées à une échelle plus vaste que l’hexagone et que ce sont les scénarios mondiaux de long terme (IIASA, NOE, etc.) qui peuvent seuls fournir des bases de réflexion pertinente.
     L’Etude telle qu’elle existe apporte à notre avis une somme d’informations suffisantes (ne serait-ce que par rapport à la pauvreté de l’information économique sur le nucléaire en France) pour alimenter un premier débat sur l’orientation des choix de politique électrique dans les années à venir.

5.2 Les limites de l’étude
     C’est à l’intérieur de ce cadre thématique (les données économiques) et temporel (horizon 2050) que nous avons quelques critiques, ou réserves, à formuler.
     La première est la limitation quasi-totale de l’Etude à la situation française, à l’exception du chapitre 2 qui présente très brièvement la situation nucléaire internationale actuelle et aborde les question d’environnement global.
     Autant le chapitre 1 dédié à « l’héritage du passé pour la France » est normalement limité à la situation de notre pays, autant il nous semble que l’étude prospective des chapitres 4 et 5 aurait dû s’ouvrir plus largement sur l’Europe (la seule allusion à l’espace européen étant la référence aux scénarios de l’IIASA). Il faut bien reconnaître qu’il n’existe pas actuellement d’exercice de prospective de prospective énergétique sérieux pour l’Europe.

 p.12
     Non pas que les données de base utilisées dans les scénarios eussent été forcément différentes, mais parce qu’il est difficile d’admettre que l’on puisse raisonner sur des scénarios électriques limités à l’hexagone pour 2000-2050 alors que nous ne sommes aujourd’hui qu’à la première année de cette période et qu’avec elle, les marchés européens de l’électricité et du gaz viennent de s’ouvrir, que l’Europe est en train de prendre des décisions sur la production d’électricité par les énergies renouvelables et qu’elle a pris des engagements collectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre.
     A l’évidence, la question de la sécurité des approvisionnements gaziers ne se pose pas en termes nationaux mais européens et le « tout nucléaire dans un seul pays », orientation de certains scénarios, prête à réfléchir.
     Cette limite a bien été perçue par les auteurs de l’étude et exprimée dans son introduction : il reviendra au politique de savoir replacer les résultats de cet exercice purement national dans le contexte international adéquat.
     La deuxième limite de l’exercice tient au fait que la demande centrale porte sur l’économie de la filière nucléaire, les autres filières énergétiques (gaz, renouvelables, autres) n’étant que des éléments de comparaison, traités avec moins d’importance. Le lecteur ne peut que regretter que, tandis que la prospective technologique est largement développée dans le domaine du nucléaire, elle reste relativement faible pour les filières non nucléaires et particulièrement pour les énergies renouvelables et surtout la maîtrise de la demande d’électricité dont l’ensemble de l’étude montre la toute première importance.
     On est en particulier frappé par l’évolution des dépenses publiques de recherche et développement : lorsque le nucléaire s’arrête, ces dépenses chutent radicalement. Si cela confirme la quasi exclusivité actuelle du nucléaire dans les efforts de recherche publics dans le secteur de l’énergie, cela manifeste aussi la non prise en compte du transfert des moyens de recherche vers d’autres filières énergétiques (sur la demande comme sur l’offre).
     Cela est particulièrement vrai pour la maîtrise de la demande d’électricité. Nous avons souligné la timidité des efforts dans le scénario dit de « basse consommation ». Ce scénario est de fait basé sur la mise en œuvre de techniques actuellement disponibles. Un effort conséquent de R&D sur cinquante ans grâce à un certain transfert des moyens de la recherche publique devrait permettre de faire beaucoup mieux.
     La troisième limite de l’exercice est plus gênante car elle est moins évidente : elle tient à la façon dont sont pris en compte les aléas dans les différentes filières.
     Le grand compétiteur du nucléaire est, dans cette étude, le gaz naturel. L’aléa majeur de cette forme d’énergie pour une évaluation prospective est son prix : cet aléa est bien pris en compte puisque trois scénarios de prix des combustibles fossiles sont étudiés (dont le doublement du prix du gaz naturel à l’horizon 2050).
     Dans le cas du nucléaire, l’aléa ne porte pas ou très peu sur le prix du combustible, ni sur l’investissement (du moins pour les filières éprouvées). On voit donc apparaître dans les tableaux des prix du nucléaire extraordinairement stables.
     Or l’aléa majeur du nucléaire est l’incident ou l’accident technique. On comprend qu’une étude économique de ce type exclue l’accident très grave qui mettrait en question l’existence même du nucléaire : l’analyse d’une telle situation de crise n’est pas de son ressort. Par contre, les années récentes ont montré que les conséquences industrielles et économiques d’accidents techniques sans conséquences nuisibles extérieures pouvaient être importantes : immobilisation de tout le palier N4 (6'000 MWe) pendant une année du fait d’une erreur de conception du circuit de refroidissement à l’arrêt, arrêt prolongé de la centrale de Belleville du fait de fissures dans l’enceinte de confinement, et autres incidents relativement fréquents, sans oublier l’exemple de Superphenix qui n’est pas sans enseignements pour la prospective technologique (et économique) nucléaire. 		suite:
     Il paraîtrait intéressant qu’une étude sur les conséquences économiques des aléas techniques de la filière nucléaire soit entreprise afin de compléter la présente étude.

5.3 Les principaux résultats
     A ce stade et sans avoir eu la possibilité matérielle d’étudier les rapports partiels qui ont élaboré les données de l’étude (sur le parc nucléaire existant et sur la prospective technologique), nous nous proposons de tirer les principaux enseignements de l’étude telle qu’elle est.
5.3.1 Le premier résultat de l’Etude est l’avantage incontestable des scénarios à forte maîtrise de la demande d’électricité : la mise en œuvre de politiques de maîtrise de la demande d’électricité pourrait permettre à la fois des économies importantes pour l’ensemble du système électrique et des économies sur le coût du kWh produit.
     Cet avantage apparaît nettement dans toutes les comparaisons économiques « pures » et il est fortement accentué lorsque l’on prend en compte les externalités environnementales.
     Il y a là une indication extrêmement forte pour le choix politique.
5.3.2 L’examen des coûts liés au parc nucléaire actuel met en évidence qu’un scénario avec retraitement des combustibles irradiés et utilisation du MOX est d’un coût plus élevé qu’un scénario sans retraitement.
     On peut en déduire un coût du plutonium évité à prendre en compte dans l’évaluation économique des externalités.
5.3.3 Les différents scénarios prospectifs de production d’électricité portent essentiellement sur la compétition entre différentes combinaisons de filières nucléaires (types de réacteurs et de combustibles) et centrales à gaz naturel à cycle combiné pour le remplacement des centrales du parc actuel lorsqu’elles arriveront en fin de vie.
     Dans l’hypothèse centrale d’une durée de vie moyenne des centrales nucléaires de 45 ans, la date de la prise de relais par de nouvelles centrales se situe autour de 2025-2030.
     Dans l’hypothèse de « stabilité » des coûts du gaz naturel, les coûts cumulés des scénarios sans renouvellement du nucléaire sont moins élevés que ceux qui supposent un renouvellement du nucléaire.
     Dans l’hypothèse d’un prix du gaz multiplié par 1,5 entre 2000 et 2050 , les coûts cumulés des différents scénarios sont très proches à l’intérieur de chaque famille de niveau de demande d’électricité.
     Dans l’hypothèse de doublement du prix du gaz entre 2000 et 2050, la différence entre scénarios extrêmes est d’environ 10% au profit du scénario fortement nucléaire.
     En règle générale, le scénario de fin de vie moyenne des centrales nucléaires à trente ans sans renouvellement du nucléaire est le plus cher des scénarios à faible demande d’électricité mais reste moins cher que les scénarios à haute demande d’électricité, sauf dans le cas du prix maximal du gaz naturel dans lequel son coût est égal à celui du scénario avec renouvellement du nucléaire par un parc nucléaire fonctionnant en base.
     5.3.4 On peut considérer comme raisonnable d’écarter les scénarios à très forte proportion de nucléaire (environ 70%) H3 et B3 pour des raisons de besoin de diversification des sources et des filières énergétiques (sécurité énergétique) et d’optimisation de l’utilisation des parcs nucléaires (fonctionnement en base).
     Les scénarios vraisemblables de renouvellement du nucléaire sont alors les scénarios H2 et B2 qui prévoient ce fonctionnement en base 
 
 
 
 

 p.13
     L’effet du renouvellement ou non du parc nucléaire et donc de la place prépondérante ou non du gaz naturel dans la production d’électricité en 2050 se traduit par des consommations de gaz naturel en 2050 pour cette production de 30 Mtep dans B2, 46 Mtep dans H2, 70 Mtep dans B4 et B4-30 et 96 Mtep dans H1. Ces consommations de gaz sont à comparer à la consommation totale de gaz en France en 1998 qui était de 34 Mtep et à celle de pétrole qui était de 94 Mtep.
     On voit ainsi qu’entre un scénario à basse consommation d’électricité et sans nucléaire B4 et un scénario à haute consommation d’électricité et nucléaire H2, le surplus de consommation de gaz naturel pour la production d’électricité n’est que de 24 Mtep en 2050.

5.4 A propos des questions environnementales
5.4.1 La question de la prise en compte des externalités environnementales progresse de façon indéniable par le traitement parallèle accordé aux émissions cumulées de CO2 et à la production cumulée de transuraniens.
     Quelques remarques sur ce point :
     a) Nous avons souligné l’intérêt d’un point précis sur les émissions de gaz à effet de serre par l’industrie nucléaire.
b) On peut considérer que l’aggravation de l’effet de serre constitue aujourd’hui le handicap majeur, sinon le seul, du gaz naturel sur le plan environnemental. Prendre en compte les émissions de CO2 dans une évaluation économique des externalités sanctionne ce handicap. 

      Du côté du nucléaire, il est important de souligner que le handicap environnemental du nucléaire va bien au-delà de la production des transuraniens : 
     une étude comparative des impacts environnementaux (pouvant ou non se traduire en coûts d’externalités) devrait prendre en compte les rejets radioactifs et chimiques (surtout pour les usines de retraitement) ainsi que les risques d’accidents.
     c) La production de transuraniens est strictement associée à l’utilisation du nucléaire : le problème disparaît avec la non poursuite de celui-ci (scénarios H1, B4, B4-30) ; par contre les émissions de CO2 ne sont que partiellement dues à la production d’électricité et les diminutions que représentent les scénarios à composantes nucléaires doivent être relativisées par rapport aux émissions totales liées à la production et à la consommation d’énergie.

5.4.2 La prospective technologique et les bilans matières présentés dans l’Etude nous montrent que la question de la nocivité à long terme des déchets nucléaires ne ne reçoit pas de réponse satisfaisante par l’utilisation des techniques nucléaires actuelles ou « améliorées » de type EPR. Seuls des sauts technologiques, tant sur les réacteurs que sur les combustibles, tels ceux présentés dans l’Etude, paraissent susceptibles de permettre une réduction significative des productions cumulées de transuraniens (plutonium et actinides mineurs).

début p.14

Energie : le nucléaire "ringard" !
Maurice PASDELOUP

     Le lobby du nucléaire s'obstine à maintenir son image d’atout de la modernité : le secrétaire d'État à l'Industrie se déclare toujours favorable à la réalisation de l'EPR "pour moderniser notre appareil nucléaire et développer le meilleur de la technologie mondiale". Mais ses opposants affirment volontiers que "le nucléaire a fait son temps".
      D’aspect d’abord paradoxal, ce second point de vue ne manque cependant pas d’arguments. On invoque par exemple le fait que les USA n’ont pratiquement plus construit de centrales nucléaires au cours des 20 dernières années, depuis l’accident de Three Mile Island. Ce qui a été pris comme un coup de semonce par la super-puissance des pays industrialisés doit normalement s’imposer comme tel à tous les autres. Mais rien ne dit que cette attitude prudente perdurera chez nos amis américains, soumis aux aléas du marché et aux caprices de leur pouvoir politique (cf. le récent refus de signer le traité d’arrêt définitif des essais nucléaires). Un autre argument fort consiste à rappeler que les centrales nucléaires actuellement en service dérivent toutes de prototypes élaborés à la hâte entre 1945 et 1948, au tout début de la guerre froide, en particulier pour la propulsion des sous-marins. Et c’est encore le cas pour ce projet EPR, le soi-disant "réacteur du futur", qui n’est qu’une version majorée et vaguement renforcée des REP (réacteurs à eau pressurisée) qui équipent déjà la quasi-totalité de nos centrales nucléaires.

Les centrales nucléaires sont aussi des centrales thermiques !

     Il y a un autre argument auquel nous ne pensons pas assez, conditionnés que nous sommes au préjugé d’un nucléaire tout-puissant, et qui a tout changé. Le gigantisme des centrales nucléaires (bâtiment réacteur pour la chaudière nucléaire d’un côté, tours de refroidissement de l’autre), par rapport à l’encombrement restreint des alternateurs, est pourtant là pour nous rappeler qu’elles ne sont que des versions contemporaines de la bonne, vieille, et grosse machine à vapeur... Mais leur encombrement exorbitant n’est pas leur principal défaut.

suite:
Dès le début de l’époque industrielle, on avait perçu que les machines à vapeur consommaient beaucoup, exagérément même, par rapport au travail fourni, en comparaison de ce qu’on tirait des minuscules cours d’eau le long desquels pouvaient tourner de multiples ateliers. On s’est aussi inquiété des nombreux accidents qu’elles causaient, en particulier au fond des mines où les explosions de vapeur faisaient des morts et de grands brûlés. On a même envisagé pour cette raison d’en réglementer l’usage, à une époque où on n’était pourtant pas enclin à s’émouvoir de ces choses.
     L’usage de ces machines s’était en effet développé de façon anarchique et totalement empirique, sans qu’on en ait élucidé le fonctionnement. C’est dans ce contexte, au début des années 1800, que le jeune polytechnicien Sadi Carnot [1] s’est attaché à dégager les principes qui gouvernent le fonctionnement de ces machines, qui seront à la base d’une nouvelle science : la thermodynamique. Il établit en particulier que leur rendement ne dépend que des températures, à la sortie de la chaudière d’une part (source chaude), et à l’entrée du circuit de refroidissement (source froide) d’autre part, mais aucunement de la manière dont ces températures sont obtenues (figure 1):

Rendement pour la machine thermique idéale autorisé par le principe de Carnot: W/Q = 1 - T2/T1
Figure 1: Le rendement maximum d'une machine thermique idéale fonctionnant suivant le cycle de Carnot est nettement inférieur à 1. Ceci vient du fait qu'une partie importante (Q2) de la chaleur produite (Q) par la source chaude doit se transférer à l asource froide pour que la machien tourne. L'énergie primaire transformable en électricité n'est que: W = Q1 - Q2. Le rendement des machines thermiques réelles se situe entre 20 et 40%

     Que la source chaude soit produite par la réaction chimique d'oxydation d'un combustible ou par la réaction de fission des noyaux d'atomes d'un matériau approprié ne change rien à la nature de la machine. C'est la raison pour laquelle on parle de "combustible" nucléaire pour quelque chose qui n'a rien à voir avec une vraie combustion. 

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Les centrales thermiques classiques plus performantes que les centrales nucléaires

     Le rendement des centrales nucléaires actuelles plafonne à 33 %. Il faut donc se rendre compte que pour une tranche nucléaire qui sort 1300 mégawatts électriques, ce sont en réalité près de 4000 mégawatts d’énergie nucléaire qui sont produits par le réacteur. Si la masse de matière fissile consommée est très faible, la quantité de déchets radioactifs produits reste à l’échelle de cette grande quantité d’énergie primaire nécessaire, de même que la contamination et l'activation des matériaux et des structures qu'il faudra ensuite démanteler et assumer.
     Ce rendement, moins dérisoire que celui des meilleures locomotives à vapeur, qui est resté au-dessous de 10 %, est cependant médiocre. Il est nettement inférieur à celui des centrales thermiques actuelles à combustion chimique. Celle-ci s’est prêtée à des améliorations par rapport à la machine à vapeur, avec la généralisation massive depuis un siècle des moteurs à combustion interne, et la réalisation plus spécifique des turbines à combustion. En s’efforçant de se rapprocher au mieux du cycle idéal défini par Carnot, l’ingénieur Rudolf Diesel mit au point dès 1892 le type de moteur qui porte son nom, et qui atteint en station fixe (mais non pas sur un véhicule à fréquents changements de régime) un rendement de 40 % . Les meilleures performances sont réalisées actuellement par les centrales thermiques au gaz dites "à cycle combiné" où une turbine à vapeur fait suite à la turbine à gaz, et qui dépassent les 50 %. De plus, ces installations de moindre puissance que les tranches nucléaires n’en présentent pas le gigantisme ni le risque d’accident majeur, et elles peuvent être mises en service et arrêtées à volonté. Bien sûr leur contribution à l’effet de serre se substitue au problème des déchets, sauf si on remplaçait les combustibles fossiles par ceux tirés de la biomasse renouvelable.
     De telles performances sont probablement aussi réalisables avec des réacteurs nucléaires, mais d’un tout autre modèle que celui qu’on veut continuer à nous imposer dans le projet EPR. Il s’agit de réacteurs fonctionnant à haute température, avec l’hélium à la place de l’eau comme fluide caloporteur, et envisagés pour des tranches de 100 à 300 mégawatts beaucoup plus raisonnables que les monstres à 1'750 mégawatts prévus dans le projet franco-allemand EPR. Ces systèmes pourraient effectivement être qualifiés de "réacteurs du futur", et ils sont déjà paraît-il expérimentés au Japon sur des puissances de 30 mégawatts. Mais EDF et Framatome ne parlent pas d'en promouvoir le développement industriel. Ces gens-là sont seulement obnubilés par la volonté d'ouvrir tout de suite un très gros chantier, en recyclant un projet dépassé et en perpétuant la stratégie du fait accompli : il s'agit pour eux d'arracher la décision d'engager une "tête de série" EPR, afin de rendre inévitable la réalisation du reste du programme.

L’électrochimie beaucoup plus prometteuse que l’électronucléaire

     A partir d’un combustible chimique, on peut produire de l’électricité sans passer par une machine thermique, et donc ainsi échapper à la limite imposée par le cycle idéal de Carnot. Il y a possibilité de convertir directement l’énergie chimique de la réaction d’oxydo-réduction en électricité. 

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C’est l’avantage incomparable qu’offrent les "piles à combustible" (fuel cells en anglais), dispositifs électrochimiques dans lesquels une pile chimique est continuellement réapprovisionnée en ses réactifs (figure 2):
Figure 2: 
     Les piles à combustible sont des dispositifs simples, ne comportant pas de pièces mécaniques en mouvement, donc fiables et silencieux (voir le dossier sur ce sujet dans Pour la science de septembre 1999, ainsi que dans Chemistry and Industry du 18 octobre 1999, p.796 et deux articles récents dans Le Monde des 11/12/99 et 24/03/2000). Leur rendement en électricité (40 à 55 % selon la filière, même pour des modèles de puissance réduite et à faible charge) est nettement plus élevé que celui des machines thermiques, et elles produisent moins de chaleur et de polluants (20 à 50 fois moins de CO et de NOx qu’une turbine à combustion). Elles se limitent encore aux faibles puissances, inférieures à quelques mégawatts, le plus souvent de quelques kilowatts, ce qui convient pour alimenter une maison ou un immeuble. La chaleur produite en même temps que l’électricité sert à chauffer les locaux, ce qui fait que le système est utilisé selon le mode dit de la "cogénération", qui est la bonne façon de tirer le meilleur parti d’un combustible. Dans ces conditions le rendement global peut aller jusqu’à 85 %.
     Les piles à combustibles ont de suite été adoptées pour les engins spatiaux habités : dans les capsules Apollo et Gemini, à partir d’O2 et H2 liquides elles ont fourni à la fois l’énergie et l’eau nécessaires aux cosmonautes. De nombreux modèles sont en cours de développement pour des utilisations courantes, en fonction de la nature de l’électrolyte, de la technologie des électrodes, du catalyseur, du combustible (qui n’est pas forcément directement l’hydrogène, l’oxydant étant généralement l’oxygène de l’air), et la température de fonctionnement, qui peut aller de 80 jusqu’à 1000 °C suivant les filières. La technologie des piles à combustibles "à oxydes solides" et fonctionnant à haute température (850-900 °C) serait à même de battre sur leur propre terrain à la fois la combustion classique ("à flamme") et le nucléaire haute température : débouchant sur une turbine à gaz, son rendement électrique atteindrait 70 %, au lieu de 50 % pour ces concurrents.[*](voir en fin d'article)

Les centrales nucléaires condamnées à rester ce qu’elles sont: de misérables machines thermiques, limitées par le principe de Carnot.

     Une technologie aussi favorable serait-elle pensable, par analogie, pour du combustible nucléaire ? Certainement pas. On ne s'est pas privé de vanter les avantages quantitatifs du nucléaire : une réaction élémentaire de fission libère environ 10 millions de fois plus d’énergie qu’une réaction chimique élémentaire, d’où l’enthousiasme unanime pour, après les bombes, développer le nuclaire civil et le fameux programme "atoms for peace". 

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     Mais c’est justement l’extrême violence des réactions nucléaires élémentaires qui empêche qu’on puisse tirer parti de l’énergie libérée pour produire directement de l’électricité. Dans le cas d’une réaction chimique comme l’oxydo-réduction, il se produit des entités élémentaires régulièrement chargées et également réparties entre espèces positives et espèces négatives, qu’il est ensuite possible de trier et de diriger vers ce qui formera d’un côté la cathode et de l’autre l’anode (figure 2). Rien de semblable ne peut s’envisager après la fission d’un noyau : la réaction est tellement brutale qu’elle produit des fragments électroniquement disloqués, dont l’énergie de recul est aléatoirement répartie suivant les directions de l’espace, comme l’énergie cinétique des molécules d’un gaz. Les réactions élémentaires de fission ne peuvent donner à l'échelle macroscopique qu'un effet thermique, et pas d'effet électrique direct. On ne peut que partiellement en tirer parti pour générer de l'électricité, au moyen de la seule machine thermique. Celle-ci ne peut utiliser que les composantes de ces mouvements qui vont dans le sens de déplacement du piston ou de rotation de la turbine : il y a forcément beaucoup de déchet (thermique) en plus des déchets nucléaires ! C’est ce qu’exprime le principe de Carnot qui, pour la machine idéale fonctionnant entre les températures T1 et T2 qu’il a imaginée (figure 1), conduit au rendement maximum de : 1-(T2/T1). Utilisées comme moteur, les machines thermiques sont donc par nature de mauvaises machines, puisque leur rendement est toujours très inférieur à 1 (100 %) même pour la machine "idéale", c'est-à-dire supposée techniquement parfaite. Il convient donc de les éviter le plus possible, en particulier quand on cherche à produire seulement de l’électricité. La thermodynamique la plus "basique" montre clairement que l’électronucléaire est une mauvaise voie, puisque l’énergie nucléaire utilisée est condamnée à rester dans le camp de la seule chaleur, c’est-à-dire vers le degré zéro de la "qualité" énergétique par rapport à cette énergie "noble" qu’est l’électricité qu’on cherche à produire. Cet argument majeur, parce que tout bêtement physique, vient décidément à l'appui de beaucoup de ceux qui sont développés par les anti-nucléaires. Il montre aussi que l’utilisation raisonnable et raisonnée des combustibles primaires classiques peut encore être un moindre mal. Ceci en particulier si on décide de les produire à partir de biomasses intégrées dans un programme global de "développement durable". Et surtout si on accepte de revenir dès maintenant à des unités de production décentralisée d’électricité qui évitent les aberrations et la gabegie des centrales de trop grande puissance : impossibilité d’utiliser les grandes quantités de chaleur simultanément produites, pertes en lignes importantes, nécessité de lignes à très haute tension coûteuses, insupportables dans la plupart des paysages et mises hors d'usage en cas de tempête (on en a eu une belle démonstration il n'y a pas si longtemps...).

Le projet EPR est une aberration qu'il faut refuser

     Il n'y a donc pas de raison de laisser promouvoir ce programme insensé conçu et développé unilatéralement par le trio EDF-Framatome-Siemens. Il est aussi anti-thermodynamique, anti-scientifique et anti-économique que peut l'être la promotion éhontée du chauffage électrique par effet Joule que mène cyniquement EDF depuis plus de 20 ans. Les scientifiques lucides se doivent de dénoncer de telles impostures : il en va de leur crédibilité, de la dignité de leur discipline, et du crédit de l'enseignement scientifique. Comment ne pas comprendre la désaffection des jeunes pour les filières scientifiques, dont on s'inquiète tant actuellement, quand on accepte de telles dérives sans réagir?
     Le projet EPR perpétue une technologie périmée à tous les points de vue. C'est comme si les militaires des pays développés et nucléarisés voulaient augmenter leur arsenal avec des bombes modèle Hiroshima...
     L'argument d'une meilleure rentabilité des très grosses centrales ne peut tenir que si on accepte que la quantité de chaleur Q2 transférée à la source froide soit une perte inévitable, pour la seule raison qu'on ne peut pas la transformer en électricité. 

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Si on considère au contraire que cette chaleur peut être valorisée pour le chauffage ou le séchage (ce qui tombe sous le sens, au moins si on n'est pas sorti de Polytechnique comme la plupart des dirigeants du nucléaire...), les centrales de faible ou moyenne puissance reprennent l'avantage en étant de bien meilleures sources d'énergies de proximité (cogénération chaleur + électricité).
     D'autre part, la libéralisation et l'ouverture du marché de l'électricité, et des énergies en général, va forcément favoriser ce type de centrales plus souples et aptes à répondre à des demandes de plus en plus variables et segmentées dans le temps et dans l'espace. Et c'est avec les très grosses centrales qu'on manquera les opportunités et qu'on perdra de l'argent... (C’est sans doute ce qu’ont compris les industriels allemands de l’électricité en acceptant (ou en faisant semblant d’accepter...) le compromis sur la sortie du nucléaire dans leur pays ) [7]"

S'il faut continuer à faire du nucléaire, que ce soit au moins du "nucléaire à moindres regrets" !

     Les promoteurs de l'EPR sentent sans doute qu'ils ne pourront pas maintenir encore longtemps ces ahurissantes fictions : leurs dernières propositions ramènent sa puissance de 1750 à 1500 mégawatts. C'est un repli stratégique infinitésimal, mais il faut persuader les responsables politiques qu'on doit aller beaucoup plus loin. Ceux-ci peuvent en effet considérer qu'il n'est pas justifié d'abandonner complètement le nucléaire. Ce serait d'abord très difficile puisqu'on l'a laissé se porter jusqu'à 80 % de notre production d'électricité. Ensuite, on a investi des sommes considérables dans le nucléaire, même si c'est à notre insu, qu'il convient d'amortir en gardant la main dans ce secteur, en le réorientant fermement vers du "nucléaire raisonnable", ce dont il ne prend pas le chemin. Quel pourrait donc être ce nucléaire raisonnable, par rapport au déraisonnable qu'on cherche à nous imposer ?
     Il faut d'abord trouver et mettre en oeuvre les moyens de ne pas remplacer les centrales qui arrivent en fin de service, et ce jusqu'à ce que le nucléaire tombe à 30 % de nos besoins, limite à laquelle il pourrait se tenir au titre de la diversification des sources de notre électricité. Ce serait déjà un beau programme pour les énergies renouvelables, qui n'y suffiront sans doute pas étant donné le retard prohibitif que nous avons accumulé dans ce domaine. Il faudra donc parallèlement améliorer considérablement "l'efficacité énergétique" des sources classiques, et surtout celle du nucléaire restant. Car on nous parle souvent d'efficacité énergétique à la consommation, mais on ferait bien aussi de s'en soucier à la production. Les centrales thermiques "à flamme" ont beaucoup progressé, en améliorant bien leur rendement, et aussi en s'adaptant de plus en plus à la cogénération. Mais les centrales nucléaires se contentent sans complexe de leur rendement brut de 33 % (on parle d'une perspective à 35 % pour l'EPR, quel progrès ! ), et bien sûr pas question de cogénération, on ne va pas s'embêter avec ça...
     C'est au niveau de l'efficacité énergétique à la production qu'il faut imposer un cahier des charges au nucléaire, et pas seulement au niveau de la sécurité des sites et des procédures-. Puisqu'on sait bien que la seule énergie qui ne pollue pas est celle qui n'est pas produite, peut-on accepter des centrales qui ne valorisent que le tiers de leur énergie primaire et qui laissent tranquillement perdre les deux autres tiers ? Un moindre mal serait de promouvoir, à la place de l'EPR, l'adaptation des centrales qui équipent le porte-avions Charles-de-Gaulle : fonctionnant en cogénération, elles fourniraient la chaleur et l'électricité pour 12'000 habitants. Leur sécurité étant conçue pour le site confiné d'un navire, elle doit être a fortiori assurée pour un site terrestre stationnaire. Et ce serait un débouché au civil pour l'industrie nucléaire, qui lui permettrait aussi d'entretenir son savoir-faire.
 

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     Mais les données disponibles sur les réacteurs qui peuvent être développés actuellement montrent qu'on peut atteindre des rendements électriques proches de 50 % aussi avec le nucléaire : c'est donc cet objectif qu'il faut impérativement fixer. Pour prétendre faire du "nucléaire à moindres regrets", il faut exiger un rendement électrique de 50 %, ou un rendement minimum de 75 % en cogénération. Les charges et contraintes dues aux déchets nucléaires peuvent alors ne pas être plus lourdes que celles engendrées par les fossiles et les renouvelables : effet de serre, épuisement des sols, et autres effets "collatéraux" non pressentis qui ne manqueront pas d'apparaître.

Alors, comment expliquer qu’en France, pays de Carnot, il faille en passer par là pour que la production de l'électricité nationale ne se fasse plus en contradiction flagrante avec les principes élémentaires de la physique qu'il a contribué à fonder?

     Tout se passe comme si on n'y avait pas encore fait le deuil du "mouvement perpétuel de seconde espèce", de l’illusion de pouvoir transformer à son gré toute la chaleur à partir de la seule source chaude [8], deuil qu’exigeaient pourtant déjà des physiciens comme Thomson (futur Kelvin) ou Biot, il y a 150 ans. Et ceci lors même que les conditions socio-économiques se prêtent de mieux en mieux à une telle mise à jour. Ce serait quand même un comble d’en être resté aux préjugés d’avant la thermodynamique, comme à l’époque du fardier à vapeur et de la lampe à huile...

Maurice PASDELOUP
formateur (histoire des sciences et épistémologie) au Centre d’Initiation à l’Enseignement Supérieur (C.I.E.S.) de Toulouse
 Bibliographie:
[1]- Réflexions sur la puissance motrice du feu et sur les machines propres à développer cette puissance, S. Carnot, Paris, 1824
[2]- Revue Générale Nucléaire, 1999, n° 2, p. 17
[3]- Le Monde, 15 octobre 1999, p. 20
[4]- M. Pasdeloup, Bulletin de l'Union des Physiciens, Janvier 1999, p. 129-138
[5]- B. C. H. Steele, Nature, 400, 12 août 1999, p. 619
[6]- Brian Steele, C. R. Acad. Sci. Paris, 1998, série IIc, p. 533-543
[7]- Reengineering the electric grid, thomas J. Overleye, American Scientist, may-june 2000, page 220-9.
[8]-Les tenants de la pensée unique sur l'énergie (et en France ils sont tout-puissants...) se montrent toujours très agacés quand on souligne la médiocrité foncière des machines thermiques nucléaires auxquelles ils se résignent pour produire la plus grande partie de notre électricité. Cet agacement confine parfois au mépris, avec une réflexion du genre : ah oui, le "sempiternel rendement de Carnot" ! Ils n'hésitent pas ainsi à faire l'impasse sur le raisonnement qui sert de pierre angulaire au second principe de la thermodynamique, sans doute le plus fondamental de toutes les sciences de la nature. Comment croire, dans ces conditions, que les choix technologiques sont faits en fonctions de critères scientifiques ?
(*) On trouve même cette expression dans l'introduction d'un article très documenté (bien qu'embrouillé de réflexions incongrues du genre : va-t-on ouvrir la boîte de Pandore de sources décentralisées alimentant en chaleur et en électricité des consommateurs autonomes par rapport au réseau ?...) publié dans La Gazette nucléaire (n° 173/174, de mai 1999, p. 7-10) par un chargé de mission d'EDF justement sur les piles à combustibles, dont l'entreprise publique reprendrait enfin le développement, après 20 ans de mise au placard. Mais on admettra que ladite mission n'est pas facile, et qu'il a de bonnes raisons de prendre de multiples précautions de style...
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