Agriculture et énergie

Quelle transition énergétique en France et en Europe ?

03 octobre 2012 • Gérard Bouy

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Au moment où s'ouvrent des débats publics sur la transition énergétique en France avec la conférence environnementale initiée par le gouvernement, il n'est pas inutile de jeter un regard sur la situation de nos voisins, leurs orientations et les problèmes que soulèvent la montée en charge des énergies renouvelables dans l'équilibre de la production d'énergie en Europe.

Une situation de départ contrastée

Pour des raisons d'indépendance énergétique les pays européens ont privilégié des moyens de production d'énergie électrique radicalement différents.

Nucléaire Charbon Gaz Autres thermiques Hydraulique Autres EnR
France 75 4 5 1 12 3
Allemagne 23 42 15 2 4 14
Royaume-Uni 16 28 46 2 2 6
Espagne 21 8 32 6 15 18
Source : Eurostat 2011 – Observatoire de l'Industrie Électrique

Le charbon et le lignite, qui sont les ressources nationales d'énergie qui ont donné à l'Allemagne les moyens de son impressionnant développement industriel depuis 150 ans, sont le principal moyen de production d'électricité (42%), loin devant le nucléaire (23%).

La politique énergétique de la France s'est construite autour du nucléaire grâce à la volonté du Général de Gaulle de redonner sa "grandeur" à la France après la deuxième guerre mondiale. Les grands programmes de recherche sur l'atome lancés en 1958 avaient un volet militaire, la force de dissuasion et un volet civil, l'indépendance énergétique, les deux étant indissociables. La conséquence en est la prépondérance du nucléaire dans la production électrique (75%), loin devant l'hydraulique (12%).

Au Royaume-Uni, la présence de gaz en mer du Nord fait que la production électrique repose principalement sur ce combustible (46%), devant le charbon (28%).

En Espagne les énergies fossiles (charbon, gaz et pétrole) couvrent ensemble 46% de la production électrique, mais un gros effort a été fait sur les énergies renouvelables qui fournissent 33% des besoins (dont 15% pour l'éolien), le nucléaire ne représentant que 21%.

Bien que l'indépendance nationale n'ait plus aujourd'hui la même résonance qu'au temps de la guerre froide, la maîtrise des coûts des approvisionnements en énergie reste une contrainte forte, particulièrement au moment où le déficit du commerce extérieur se creuse dans de nombreux pays européens. C'est pourquoi chaque pays européen devra continuer à définir sa politique énergétique en capitalisant sur les atouts qui lui sont propres.

Le tournant énergétique de l'Allemagne est-il réaliste ?

Le pari ambitieux de "l'Energiewende" (tournant énergétique) consiste à se passer du nucléaire mais aussi à terme des énergies fossiles et carbonées en portant de près de 20% en 2010 à 35% en 2020, puis à 80% en 2050, les énergies renouvelables dans le mix énergétique. Si les objectifs sont clairs, de nombreuses questions restent en suspens sur la façon concrète de procéder : faisabilité technique, coûts et financement des investissements, questions liées à l'insertion dans le réseau de quantités massives d'énergies renouvelables, cohésion avec la politique énergétique européenne, acceptabilité d'un tel plan par la population.

On constate en effet que :

- L'arrêt en 2011 de 8 tranches nucléaires sur 17 après l'accident de Fukushima a entraîné la perte de 70TWh de production annuelle, soit 12% de la production d'électricité. Les énergies renouvelables ne pouvant pas compenser ce manque de production, le recours aux énergies fossiles a été incontournable et les autorisations de mise en chantier de 17 centrales à charbon ou à lignite et 29 centrales à gaz ont été données, ce qui n'est pas cohérent avec les orientations fixées ;

- L'éolien terrestre a connu une relativement faible progression en 2011 (seuls 2GW ont été mis en service) car les meilleures implantations sont déjà équipées. La poursuite du développement de l'éolien terrestre passe par le remplacement sur les sites existants des turbines anciennes par des turbines plus puissantes et un accroissement de 15TWh - seulement - est visé d'ici à 2020. Les objectifs de production pour l'éolien offshore sont de 30TWh en 2020. On voit que ceci est loin de compenser l'arrêt des 9 dernières tranches nucléaires qui va nécessiter de trouver encore 70 à 80TWh annuels ;

- Les nombreuses faillites des poids lourds du secteur du solaire photovoltaïque sous les effets de la concurrence chinoise ont donné un coût d'arrêt à la filière nationale. Par ailleurs le surcoût de cette énergie a conduit le gouvernement allemand à baisser de manière très significative le tarif d'achat en mars 2012. Enfin les conditions d'ensoleillement (1.000 heures par an) limitent l'intérêt économique de la filière ;

- Les capacités de production hydraulique sont saturées. Pour compléter la production d'électricité renouvelable il ne reste que le biogaz qui pourrait apporter 10 à 15TWh supplémentaires d'ici 2020, sauf conflit d'usage des terres avec les cultures vivrières ou la production de biocarburants.

Pour illustrer la difficulté d'insertion des énergies renouvelables, la congestion du réseau de transport d'électricité fait que les éoliennes subissent des arrêts forcés lorsque l'énergie qu'elles produisent ne peut être ni consommée sur place, ni stockée, ni transportée vers un autre lieu de consommation. En outre le raccordement des parcs éoliens en mer du Nord se heurte à des difficultés techniques liées au transport en courant continu haute tension de l'énergie vers le sud du pays qui est en déficit énergétique du fait de l'arrêt des centrales nucléaires.

La décision unilatérale de fermeture anticipée des centrales nucléaires oblige les Allemands à s'appuyer fortement sur les systèmes électriques de leurs voisins européens pour assurer leur équilibre production/consommation. Les électriciens européens se trouvent donc avoir à supporter les risques liés aux variations brutales de production des moyens de production intermittents basés sur l'éolien et le photovoltaïque allemands. Les coûts de construction de nouvelles lignes de transport d'énergie et de maintien de capacités de production de réserve pour suppléer aux interruptions de production des énergies renouvelables devront être pris en charge par les utilisateurs allemands.

Enfin le tarif de l'électricité pour les particuliers est déjà près de deux fois plus élevé en Allemagne qu'en France. Il faudra vérifier que les conséquences financières de "l'Energiewende" seront acceptées par la population.

Ces constatations montrent que le pari ambitieux de l'Allemagne est loin d'être gagné d'avance.

Les orientations du Royaume-Uni et de l'Espagne

Au Royaume-Uni, il se pose un problème d'investissement pour remplacer simultanément d'ici à 2020 les centrales à charbon (28% de la production) et les centrales nucléaires (16% de la production) obsolètes. Le gouvernement britannique veut faire jouer le marché en mettant en place les mécanismes permettant aux investisseurs de couvrir leurs risques en se rémunérant sur les ventes futures d'électricité, de façon à transférer sur les opérateurs et l'industrie la charge de l'investissement. Les consommateurs, qui paient en moyenne 1000 Livres par an leur énergie, craignent de voir leur facture s'envoler de 500 Livres. Le gouvernement souhaiterait pouvoir limiter la hausse à 200 Livres sur la période.

En matière d'énergies renouvelables, les Britanniques mettent l'accent sur les énergies marines qui requièrent des compétences industrielles dont disposent leurs chantiers navals, particulièrement en Écosse et en Irlande du Nord. Dans le cadre du "Marine Energy Plan", ils souhaitent promouvoir les éoliennes offshore, mais aussi les hydroliennes fonctionnant avec les courants de marée et les systèmes houlomoteurs (capture de l'énergie de la houle). Mais le manque de maturité industrielle de ces systèmes engendrera nécessairement des surcoûts importants par rapport aux filières traditionnelles d'ici à 2020 et probablement au-delà.

L'Espagne a fait un gros effort d'équipement en éoliennes et en systèmes solaires photovoltaïques sans en répercuter le coût sur les consommateurs jusqu'à présent, ce qui a entraîné une perte d'exploitation cumulée colossale (24 milliards d'euros) chez les opérateurs. Cette perte est garantie par l'État et elle croît au rythme de 3 milliards d'euros par an. Face à cette situation intenable, les primes d'installation aux nouvelles énergies renouvelables ont été suspendues début 2012, dans l'attente de mesures forcément impopulaires d'ajustement tarifaire. La volonté affichée de l'Espagne de passer de 33% actuellement à 40% en 2020 d'énergies renouvelables dans la production d'électricité sera probablement remise en cause. D'ailleurs le gouvernement espagnol a affirmé qu'il ne pourra pas se passer de l'énergie nucléaire car elle est compétitive et non émettrice de gaz à effet de serre.

Conséquences pour la France et l'Europe de la transition énergétique vers les énergies renouvelables

Le gouvernement vient de lancer la réflexion sur la transition énergétique de la France en donnant quelques principes directeurs, mais le plan détaillé est à construire.

Dans les grandes lignes il s'agirait de remplacer une tranche nucléaire prétendument obsolète (elle aurait pu être modernisée, mais promesse électorale oblige) par deux nouveaux EPR plus puissants (Flamanville et Penly) et à porter de 15% actuellement (12% d'hydraulique et 3% d'éolien, biomasse et solaire photovoltaïque) à 30% en 2020 (13% d'hydraulique et 17% d'éolien, biomasse et solaire photovoltaïque) la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique. Les principales difficultés concernent la réussite technique des projets d'éolien offshore pour lesquels on ne dispose d'aucun retour d'expérience sur le fonctionnement en milieu marin et la mobilisation des moyens de financement correspondants ainsi que de ceux des lignes de transport d'énergie associées. Il faudra également obtenir le consentement des populations concernées par l'implantation des fermes d'éoliennes marines et le passage des nouvelles lignes électriques. Enfin les consommateurs devront accepter les augmentations de tarif qui découleront de ces nouveaux investissements.

La Cour des comptes a publié un audit en juin 2012 sur l'évolution de la CSPE (contribution au service public de l'électricité) qui montre que le surcoût des énergies renouvelables sera de 2,4 milliards d'euros en 2012 et atteindra 8,4 milliards d'euros en 2020. Face à cette croissance exponentielle, on peut se demander si une pause n'est pas nécessaire, d'autant que la modification des techniques d'enrichissement d'uranium récemment mise en œuvre en France, engendre une très substantielle économie d'énergie (l'équivalent de la production de deux tranches nucléaires) et que l'investissement en nouveaux moyens de production n'est peut-être pas une priorité. A ceux qui disent qu'il faut soutenir l'emploi et qu'investir dans l'implantation d'éoliennes est un bon moyen de le faire, il faut répondre qu'il n'y a pas de justification économique à produire de l'électricité deux fois plus chère que celle du nucléaire, même si elle crée deux fois plus d'emplois, d'autant que pour partie ces emplois se trouveront en Allemagne, au Danemark ou en Chine, qui seront à même de fournir des composants clés comme les turbines de manière plus compétitive.

Les changements de la politique énergétique allemande ainsi que les orientations des autres pays européens seront à analyser de très près dans les mois qui viennent. Une concertation entre tous les États membres est plus que jamais nécessaire, sans reniement des spécificités de chacun, mais en cherchant au contraire la satisfaction des besoins communs par la complémentarité, le partage des risques et la mise en commun des investissements.

Le problème soulevé par le développement probable des fermes d'éoliennes marines va être d'acheminer l'énergie produite aux frontières de l'Europe vers les grands centres de consommation intérieurs. Ceci signifie des investissements très importants en lignes de transport avec des interconnexions transfrontalières. En outre, il faudra mutualiser au niveau européen des capacités de production de réserve pour faire face à la nature intermittente des énergies renouvelables, ce qui entraînera là aussi un accroissement des besoins en capacités de transport et des surcoûts car ces installations de réserve ne tourneront pas à leur capacité nominale. Tout ceci devra être financé avec des clés de répartition à définir, mais où la part d'énergie renouvelable intermittente produite par chaque État devra nécessairement intervenir.

Tous les gouvernements européens vont donc avoir à préparer les consommateurs à une hausse significative des tarifs de l'électricité et cette hausse sera d'autant plus forte que la part d'énergies renouvelables sera élevée dans le mix énergétique. En contrepartie, ils devront développer une politique très active d'aide aux économies d'énergie, particulièrement dans le domaine du chauffage et de l'habitat, ce qui sera le seul moyen de limiter l'impact financier de la hausse des tarifs sur les ménages et l'accentuation de la précarité énergétique des plus démunis.

Commentaires

  • Par RPF • Posté le 08/10/2012 à 20:52 Je me permets de vous transmettre le communiqué de presse de Jean FLUCHERE, co-signé par l’ensemble des anciens directeurs de sites électro-nucléaires. Il est adressé à la presse écrite et AFP. Jean a été entre autres directeur de l’Usine de Bugey à Saint Vulbas, puis délégué régional d’EDF à LYON. Cet article est un document récapitulatif sur le sujet du nucléaire et le projet d’arrêt de Fessenheim.
    COMMUNIQUE DE PRESSE

    FESSENHEIM : Un arrêt injustifié en 2016.
    Sur la base de leurs connaissances et de leur expérience, 30 anciens Directeurs de sites nucléaires (liste en annexe) considèrent que la décision d’arrêt définitif de la centrale nucléaire de Fessenheim en 2016 ne repose sur aucun argument rationnel. Selon eux, aucun des grands critères à prendre en compte dans ce type de décision ne justifie la mise à l’arrêt définitif de cette centrale :
    1 – La sûreté de la centrale est-elle déficiente ? Ce n’est pas l’avis de l’Autorité de sûreté nucléaire qui vient de donner son accord pour la poursuite du fonctionnement pendant 10 ans de Fessenheim 1 au vu des examens et des travaux réalisés pendant la dernière visite décennale et instruit actuellement le dossier de Fessenheim 2. Elle a donné des instructions pour que des travaux soient réalisés dans des délais courts à la suite des examens complémentaires de sûreté post-Fukushima. L’exploitant EDF s’est engagé à les réaliser dans les délais.
    2 - Les deux unités de la centrale sont-elles obsolètes technologiquement ? Non : elles font partie d'un parc de production homogène de 58 réacteurs, tous du type à eau sous pression (REP). Elles ont pu bénéficier des améliorations apportées à toutes les unités du parc au fur et à mesure de leur mise en service et de leur exploitation. Fessenheim est au même niveau technique et de sûreté que les autres unités. De plus, il convient de noter que leur centrale de référence construite sous licence Westinghouse aux USA, Beaver Valley 1, qui a démarré un an avant Fessenheim 1, a reçu une autorisation de fonctionnement pour une durée de 60 ans de la part de l‘Autorité de Sûreté des USA.
    3 - Ces deux unités sont-elles obsolètes économiquement ? Non, leur exploitation est au contraire très rentable. C’est ce qui ressort du rapport de la Cour des Comptes et du rapport du Centre d’Analyse Stratégique tous deux réalisés sur ce sujet précis en 2012. Ces deux instances, totalement indépendantes de l’exploitant, confirment l’intérêt économique de la centrale de Fessenheim qui dégage un revenu annuel de 400 millions d’euros pour EDF, ce qui contribue à la compétitivité du kWh nucléaire et aux tarifs modérés de l’électricité vendue aux consommateurs français.
    4 - Y-a-il une surcapacité de production d'électricité en France et plus généralement sur la plateforme continentale de l'UE ? Non, c’est à la situation inverse qu’il va falloir faire face : aujourd'hui, et plus encore en 2016 avec l’arrêt définitif de nombreuses installations thermiques européennes en raison de leur obsolescence vis-à-vis des nouvelles normes environnementales sur les rejets gazeux. En France, la perte de capacité va être de 87OO MWe à l’horizon 2016 (sans compter les 1800 MWe de Fessenheim) ce qui justifie la poursuite du fonctionnement des installations qui, telles les deux unités de Fessenheim, participent à la production d’une électricité sans émission de gaz à effet de serre.
    Par ailleurs, l’argument mis en avant sur la création d’un pôle d’excellence de déconstruction n’est pas recevable. La déconstruction d’une installation nucléaire ne requiert que 10 % environ des effectifs d’exploitation et les profils d’emplois sont complètement différents.

    EDF dispose d’une compétence de haut niveau en matière de déconstruction avec un centre d’ingénierie spécifique, le CIDEN à Villeurbanne, qui supervise la déconstruction de 9 centrales représentant toutes les filières. La France, au travers d’EDF et de ses co-traitants, a donc déjà une expertise globale et reconnue sur la déconstruction de toutes les filières nucléaires.

    En conclusion, aucun argument rationnel ne justifie l’arrêt prématuré de Fessenheim en 2016, arrêt qui entraînerait la suppression de 2 200 emplois directs et indirects et une perte économique importante pour ce territoire.

    Cet arrêt prématuré porterait un grave préjudice à l'un des secteurs industriels dans lequel la France est reconnue au plan mondial.

    Nous proposons donc d’attendre la position qui sera prise par l’ASN lors des prochaines visites décennales. De toute façon, l’ASN peut à tout moment exiger l’arrêt momentané ou définitif d’une installation quelle qu’elle soit.
    Contact : Jean Fluchère

    Tél : 06 07 86 80 84

    Mail : jean.fluchere@wanadoo.fr

    Annexes : Liste des anciens Directeurs de sites nucléaires signataires - Dossier de presse

    Liste des signataires
    Les 30 signataires de ce communiqué sont des anciens Directeurs de sites nucléaires. La plupart d'entre eux ont participé à la construction, à la mise en service, et au fonctionnement du programme électronucléaire français lancé au début des années 70. Ces cadres supérieurs ont mis toutes leurs compétences à la disposition du service public de l'électricité, et exercé leur responsabilité d'exploitant nucléaire en manageant les personnels et les complexes industriels dont ils avaient la charge.

    Sur la base de leurs connaissances et de leur expérience, ils estiment devoir faire connaître leur point de vue au public.

    Abraham Jean-Pierre Ancien Directeur du site du Blayais

    Andrieux Michel Ancien Directeur du site du Tricastin

    Beauchesne Gérard Ancien Directeur du site de Paluel

    Bertron Lucien Ancien Directeur du site de Chooz A, du site du Bugey et du parc EDF

    Bultel Joel Ancien Directeur du site de Flamanville et du site du Tricastin

    Burtheret Jacques Ancien Directeur du site de Cruas

    Canaff Yves Ancien Directeur du site de Golfech

    Carlier Pierre Ancien Directeur du site du Bugey et du parc électronucléaire EDF

    Chevallon Jean-Claude Ancien Directeur du site de Saint Laurent des eaux

    Daumas Jacques Ancien directeur du site de Fessenheim

    Daurès Pierre Ancien Directeur du site du Bugey et ancien Directeur Général d'EDF

    Ferriole Guy Ancien Directeur du site de Saint Alban

    Fluchère Jean Ancien Directeur du site du Bugey

    Giraud Bernard Ancien Directeur du site du Tricastin

    Greppo Jean-François Ancien Directeur du site de Fessenheim

    Griffon Fouco Martine Ancienne Directrice du site du Blayais

    Halbert Jacques Ancien Directeur de l'UNIPE

    Hallé Henri Ancien Directeur du site de Saint Alban

    Houpin Bernard Ancien Directeur du site de Gravelines

    Lacroix André Ancien Directeur du site de Creys-Malville

    Leblond André Ancien Directeur du site de Fessenheim et du site de Saint Laurent des Eaux

    Leroy Michel Ancien Directeur du site de Paluel

    Magnon Bernard Ancien Directeur du site de Creys-Malville et du site du Tricastin

    Maurin Jacques Ancien Directeur du site de Belleville

    Morel Max Ancien Directeur du site de Chooz A et du site de Cruas

    Peyraud Bernard Ancien Directeur du site de Nogent sur Seine

    Schmitt Pierre Ancien Directeur du site de Creys-Malville

    Stéphany Patrick Ancien Directeur du site de Dampierre

    Vedrinne Jean-François Ancien Directeur du site de Dampierre et du site du Bugey

    Virleux Pierre Ancien Directeur du site de Saint Alban
    DOSSIER DE PRESSE

    FESSENHEIM : Un arrêt injustifié en 2016.
    Sur la base de leurs connaissances et de leur expérience, les 30 anciens Directeurs de Centrales nucléaires signataires de ce communiqué considèrent que la décision d’arrêt définitif de la centrale nucléaire de Fessenheim en 2016 ne repose sur aucun argument rationnel.

    La plupart d'entre eux ont participé à la construction, à la mise en service, et au fonctionnement du programme électronucléaire français lancé au début des années 1970. Ces cadres supérieurs ont mis toutes leurs compétences à la disposition du service public de l'électricité, et exercé leur responsabilité d'exploitant nucléaire en manageant les personnels et les complexes industriels dont ils avaient la charge.

    Ils estiment de leur devoir de faire connaître leur point de vue au public.
    1 - La sûreté de la centrale est-elle déficiente ? Ce n’est pas l’avis de l’Autorité de sûreté nucléaire, seule compétente pour en juger, qui vient de donner son accord pour la poursuite du fonctionnement pendant 10 ans de Fessenheim 1 au vu des examens et des travaux réalisés pendant la dernière visite décennale. L’autorité de sûreté nucléaire instruit actuellement le dossier de Fessenheim 2. Comme pour toutes les centrales françaises, elle a donné des instructions pour que des travaux soient réalisés dans des délais courts à la suite des examens complémentaires de sûreté post-Fukushima. L’exploitant EDF s’est engagé à les réaliser dans les délais. Et ces travaux ne remettent pas en cause l’équilibre économique de ces installations.

    De plus, Fessenheim fait partie du parc EDF homogène de 58 réacteurs à eau sous pression, issus de la licence Westinghouse. Il y a plus de 100 réacteurs au monde de cette famille. Chaque événement, qu’il provienne du parc français ou mondial, fait l’objet d’une analyse et les modifications matérielles ou organisationnelles qui en résultent sont approuvées par l’ASN avant d’être mises en oeuvre.

    Fessenheim est à jour de toutes ces modifications à la suite des 2 récentes visites décennales. Il faut bien comprendre qu’une installation industrielle ne vieillit pas au sens biologique du terme. Les composants usés sont remplacés par des composants neufs et souvent de qualité supérieure. La centrale nucléaire de Fessenheim est totalement conforme aux référentiels de sûreté actuels. Elle est aujourd’hui au meilleur niveau de sûreté.
    2 - Ces deux unités sont-elles obsolètes technologiquement ? Non.

    La centrale de référence de Fessenheim construite sous licence Westinghouse aux USA, Beaver Valley 1, qui a démarré un an avant Fessenheim 1, a reçu une autorisation de fonctionnement pour une durée de 60 ans de la part de l’Autorité de Sûreté des USA.

    Par ailleurs, de nombreux réacteurs du même type, en fonctionnement en Europe, sont plus anciens que Fessenheim et continuent à être exploités :

    - En Belgique, Doel 1(date de mise en service : 1974), Doel 2 (1975) et Tihange 1 (1975),

    - En Suisse, Beznaü 1 (1969) et Beznaü 2 (1971),

    - En Espagne, Santa Maria de Garona (1971),

    - En Suède, Ringhals 2 (1975).
    L’Espagne va arrêter définitivement la centrale de Santa Maria de Garona en 2012 après 41 ans de fonctionnement. Cette centrale est du même type que celle de Chooz A dont l’arrêt définitif remonte à 1991.
    3 - Ces deux unités sont elles obsolètes économiquement ? Non.

    Leur exploitation est au contraire très rentable. C’est ce qui ressort du rapport de la Cour des Comptes et du rapport du Centre d’Analyse Stratégique tous deux réalisés sur ce sujet précis en 2012. Ces deux instances, totalement indépendantes de l’exploitant, confirment l’intérêt économique de la centrale de Fessenheim qui dégage un revenu annuel de 400 millions d’euros pour EDF, ce qui contribue à la compétitivité du kWh nucléaire et aux tarifs modérés de l’électricité vendue aux consommateurs français.
    4 - Y-a-t-il surcapacité de production d'électricité en France et plus généralement sur la plateforme continentale de l'UE ? Non.

    C’est à la situation inverse qu’il va falloir faire face : aujourd'hui, et plus encore d’ici 2016 avec l’arrêt définitif de nombreuses installations thermiques européennes en raison de leur obsolescence vis-à-vis des nouvelles normes environnementales sur les rejets gazeux. En France, la perte de capacité de production va être de 8 700 MWe à l’horizon 2016 (sans compter les 1 800 MWe de Fessenheim) ce qui justifie la poursuite du fonctionnement des installations qui, telles les deux unités de Fessenheim, participent à la production d’une électricité sans émission de gaz à effet de serre.

    Le dernier rapport de RTE sur la prévision de l’équilibre production-consommation d’ici 2016 en France, fait état de la perte des outils de production suivants:

    - l’arrêt des 15 groupes au charbon mis en service avant 1975, soit – 3 900 MWe

    - l’arrêt de 6 des 8 groupes à fioul pour le respect de la Directive IED, soit – 3 800 MWe

    - une diminution de la cogénération de - 3 000 MWe

    - la construction de 2 000 MWe de cycle combiné à gaz.
    Soit une perte de 8 700 MWe.
    L’argument mis en avant sur la création d’un pôle d’excellence de déconstruction n’est pas recevable. La déconstruction d’une installation nucléaire ne requiert que 10 % environ des effectifs d’exploitation et les profils d’emplois sont complètement différents.

    EDF dispose d’une compétence de haut niveau en matière de déconstruction avec un centre d’ingénierie spécifique, le CIDEN à Villeurbanne, qui supervise la déconstruction de 9 centrales représentant toutes les filières. La France, au travers d’EDF et de ses co-traitants, a donc déjà une expertise globale et reconnue sur la déconstruction de toutes les filières nucléaires.
    Les centrales en cours de déconstruction sont :

    Centrale de Brennilis à eau lourde, 6 unités à uranium naturel-gaz-graphite de Chinon, Saint Laurent des Eaux et de Bugey, centrale à eau pressurisée de Chooz A dans les Ardennes et la centrale à neutrons rapides de Creys-Malville dans l’Isère. Ainsi toutes les technologies sont représentées.

    La centrale de Chooz A est de la même technologie que celle de Fessenheim et permet de qualifier les techniques de déconstruction du parc français en activité.
    Conclusion
    L'ASN, seule instance compétente pour juger de la sûreté et de l’obsolescence technologique des installations électronucléaires, ne demande pas l'arrêt de Fessenheim.

    La Cour des Comptes ainsi que le Centre d’Analyse Stratégique, tout comme l’exploitant, confirment l’intérêt économique de ces installations malgré les travaux consécutifs à l’accident de Fukushima.

    La consommation d'électricité française augmente et la production de base nucléaire est bien utilisée. L’Europe continentale va perdre « naturellement » plus de 10 000 MW en puissance de production d’ici 2016. Or, aujourd’hui, il n'est plus possible de raisonner de l'équilibre électrique uniquement sur le plan hexagonal.

    L'arrêt prématuré de Fessenheim porterait un grave préjudice à l'un des secteurs industriels dans lequel la France est reconnue au plan mondial. Il serait paradoxal, en ces temps économiques difficiles pour notre pays, de le priver de moyens industriels utiles et des 2 200 emplois productifs associés.

    Les trente signataires considèrent que la décision d'arrêt définitif de Fessenheim 1 et 2 en 2016 est prématurée et ne repose sur aucun argument rationnel.

    Ils proposent donc d’attendre la position qui sera prise par l’ASN lors des prochaines visites décennales. De toute façon, l’ASN peut à tout moment exiger l’arrêt momentané ou définitif d’une installation quelle qu’elle soit.

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