L’avenir de l’énergie nucléaire

Pendant des années, en France, parler d’énergie nucléaire a été un sujet sensible dans le débat public. Après des décennies où le nucléaire a été relégué à la marge, le thème est revenu sur le devant de la scène.

Aujourd’hui, le scénario évolue: la nécessité de réduire les émissions de CO₂ et de garantir une production d’énergie stable remet le nucléaire au cœur du débat. Même en France, où le gouvernement a décidé d’explorer de nouvelles technologies en vue d’un éventuel retour du nucléaire.

Mais de quel nucléaire parle-t-on ? Quelles options existent déjà et lesquelles sont encore en développement ? Les experts évoquent les réacteurs de troisième et de quatrième génération, les « small modular reactors » (SMR) et les « advanced modular reactors » (AMR) : que signifient ces termes ? Passons en revue ces technologies dans une miniguide pour comprendre les technologies dont on parle.

Elles représentent aujourd’hui le référentiel technologique pour toutes les nouvelles centrales dans le monde. Il ne s’agit pas d’une rupture radicale avec le passé, mais d’une évolution profonde des réacteurs de seconde génération, qui constituent encore la majeure partie du parc nucléaire mondial.

Comme l’explique Alessandro Dodaro, directeur du Département Nucléaire de l’ENEA, la troisième génération répond à une priorité vitale: porter la sécurité à un niveau jamais atteint auparavant. «C’est possible», déclare Dodaro, «grâce à l’introduction des fameuses « sécurités passives », c’est-à-dire des systèmes qui n’ont pas besoin d’intervention humaine ni d’apport d’énergie extérieur pour entrer en fonction». Le point de référence est l’un des défis les plus critiques dans la gestion d’une installation nucléaire: la panne d’alimentation électrique. «Une coupure d’électricité est l’un des principaux problèmes. Sans électricité, il est difficile de gérer le réacteur. Dans les systèmes de troisième génération, ce problème est surmonté».

Comment ? Avec des solutions simples mais robustes, «fondées sur des phénomènes physiques», précise Dodaro, «et donc indépendantes d’autres facteurs externes. Une pomme tombe parce que la gravité existe indépendamment de l’électricité, et cela vaut aussi pour les nouveaux systèmes de sécurité passive mis en œuvre dans les réacteurs de troisième génération».

Le refroidissement du cœur en cas d’urgence n’est plus assuré par des pompes, des vannes et des contrôles actifs, mais par des mécanismes automatiques: de l’eau qui s’écoule par gravité, des fluides qui circulent par convection naturelle, des barres de contrôle qui tombent pour arrêter la réaction de fission.

Tactiquement, les réacteurs de troisième génération continuent de s’appuyer sur le refroidissement à l’eau. Un choix qui garantit fiabilité et une filière bien établie, mais entraîne une limitation: l’utilisation peu efficace du combustible.

«Une fois consommé environ 10% de l’uranium 235, le combustible devient épuisé», explique Dodaro. Le recyclage est possible, mais coûteux, et donc peu pratiqué.

Aujourd’hui, les principaux modèles se concentrent sur trois familles.

1. En Europe, on a misé sur l’EPR, un réacteur de grande taille réalisé à Olkiluoto (Finlande) et Flamanville (France) ;
2. Dans les États-Unis, on a développé la famille des AP de Westinghouse;
3. En Asie, des réacteurs sud-coréens ont été construits et sont entrés en service aussi à Barakah, aux Émirats Arabes Unis.

La comparaison entre ces projets met en lumière une question sensible: l’absence de continuité industrielle en Occident. « Les Coréens, les Chinois et les Russes n’ont jamais cessé », remarque Dodaro. « Ils ont continué à construire des réacteurs, en conservant les compétences, les filières et l’organisation ». Le résultat est que le projet Barakah s’est conclu en environ six ans, voire moins que prévu. « La centrale était prête plus tôt que prévu », raconte Dodaro, « et il a fallu attendre que le personnel termine le parcours de formation avant de la mettre en service ».

Le scénario européen est très différent. Les chantiers d’Olkiluoto et Flamanville, prévus initialement sur des temps similaires, se sont étalés sur des décennies, avec des coûts en hausse considérables. « L’Europe et les États‑Unis se sont arrêtés trop longtemps », explique Dodaro.

« Construire une centrale nucléaire n’est pas une chose banale. C’est un peu comme un diesel: si on le laisse au repos des années, puis il faut relancer la machine ». La difficulté n’a pas été tant technologique qu’organisationnelle et industrielle.

Les réacteurs de troisième génération

From this point, the growing interest in small modular reactors (SMR) rises. « Ils représentent des réacteurs de troisième génération à échelle réduite. Ce n’est pas une nouvelle technologie, mais un nouveau modèle économique », précise Dodaro. Plusieurs projets sont déjà en phase avancée de développement: « des modèles certifiés par les autorités de contrôle, qui pourraient être construits tout de suite ».

Parmi eux, le français Nuward d’EDF, l’américain NuScale et le britannique Rolls-Royce. « Ce sont tous des réacteurs à eau, dérivés de la troisième génération, mais conçus dès l’origine pour être fabriqués en série ». Un premier réacteur est déjà en construction au Canada et devrait entrer en fonction en 2029.

À la logique de la grande centrale se substitue celle de la série. « Le coût d’une centrale nucléaire réside en grande partie dans la construction », remarque Dodaro. « La gestion, l’exploitation et le démantèlement entrent beaucoup moins en jeu ».

Réaliser de grands ouvrages signifie concentrer d’énormes investissements en un seul chantier. Avec les SMR « l’effet d’échelle est remplacé par la série : au lieu d’une centrale gigantesque, on peut en réaliser beaucoup plus petites, avec des composants standardisés fabriqués en usine et assemblés sur place ». L’objectif : réduire les délais, les risques financiers et les incertitudes des grands chantiers.

Si la troisième génération représente une évolution axée sur la sécurité, la quatrième apporte un changement plus profond, qui concerne aussi l’usage du combustible et l’énergie produite. « Les réacteurs de quatrième génération ne sont pas encore déployés », explique Dodaro, « car des résultats technologiques plus avancés sont nécessaires, mais ils permettent de dépasser certaines limites structurelles des réacteurs actuels ».

Le point central est le système de refroidissement. « Dans les réacteurs de troisième génération le réfrigérant est l’eau, qui ralentit les neutrons », dit Dodaro. « Ils deviennent des neutrons thermiques et peuvent induire la fission presque exclusivement avec l’uranium 235 ». Dans la quatrième génération, en revanche, le réfrigérant ne ralentit pas les neutrons, qui restent très énergétiques. La fission peut ainsi avoir lieu aussi sur l’uranium 238, sur le plutonium et sur d’autres actinides (éléments lourds radioactifs présents dans les déchets) aujourd’hui considérés comme des déchets. Le combustible est utilisé beaucoup plus en profondeur, sans pratiquement laisser de déchets radioactifs. Une approche qui a aussi un impact direct sur la prolifération des armes nucléaires.

Parmi les différents concepts de réacteurs de quatrième génération en phase de développement, « le programme le plus avancé semble être le Brest russe ». La Russie n’a jamais interrompu la construction et la recherche dans le secteur nucléaire, maintenant une continuité industrielle qui se reflète aujourd’hui dans un avantage temporel.

En Europe le parcours est plus progressif. Un premier développement est les advanced modular reactor (Amr), « réacteurs de petite taille refroidis par des métaux fondus », explique Dodaro. Ils constituent une sorte de « quatrième génération », qui permettent de tester matériaux, systèmes de refroidissement et configurations du cœur à l’échelle réduite.

Dans ce cadre, l’ENEA joue un rôle de premier plan. Grâce aux infrastructures du Centre de Recherche de Brasimone et de Bologne et à des compétences sur les métaux liquides conservées même pendant les décennies de suspension du nucléaire en Italie, l’agence est partenaire dans tous les principaux projets européens sur les réacteurs de quatrième génération de petite taille.

Un de ces projets est le programme développé par le consortium EAGLES, composé d’Ansaldo Nucleare, ENEA, Raten et Sck Cen, qui vise à réaliser d’ici 2034 un premier prototype pour tester des combustibles et matériaux avancés suivi d’un deuxième démonstrateur pré-commercial.

Le réacteur commercial (EAGLES-300) devrait être prêt pour 2039.

À côté de cette trajectoire, il y a le projet Newcleo, soutenu en grande partie par des capitaux privés et mené en collaboration avec l’ENEA. « Avec eux nous travaillons à la réalisation d’ici 2026 d’un premier démonstrateur non nucléaire à Brasimone », explique Dodaro. Une installation qui utilise une résistance électrique à la place du cœur et qui sera capable de reproduire le fonctionnement d’un réacteur dans tous ses aspects techniques, thermohydrauliques, de régulation et de contrôle. « Suite aux résultats que nous obtiendrons », poursuit-il, « l’objectif est de réaliser en France un premier réacteur de puissance d’environ 30 MW au début des années 2030 puis passer à des tailles de 200-300 MW vers la moitié de la décennie ».

Aux côtés des réacteurs au plomb fondu, il existe aussi d’autres volets de recherche. Aux États‑Unis, on travaille sur des réacteurs refroidis au sodium ou par des sels de sodium, comme le projet Natrium, développé par Terrapower, une société dans laquelle Bill Gates a aussi investi. « Le sodium réagit fortement avec l’air et l’eau », observe Dodaro. « Mais si les Américains avancent sur cette voie, c’est probablement parce qu’ils ont résolu certaines des problématiques qui rendaient ces réacteurs peu compétitifs dans le passé ».

Un élément distinctif supplémentaire de la quatrième génération concerne la façon dont l’énergie produite peut être utilisée, avec beaucoup moins de gaspillages. Lorsque le réseau ne réclame pas d’électricité, la chaleur produite par le réacteur peut être utilisée pour extraire de l’hydrogène ou pour des systèmes de stockage thermique. Une différence majeure par rapport aux réacteurs de troisième génération, pensés principalement pour la production continue d’électricité.

Mais le vrai défi reste technologique. « Un compte est de gérer de grandes masses d’eau, un autre de manipuler le plomb liquide », souligne Dodaro. « Les températures opérationnelles atteignent 600 °C, avec des exigences de sécurité jusqu’à 800 °C. Ce sont des défis technologiques, non scientifiques, sur lesquels nous travaillons dans nos projets de recherche », conclut-il. « Et les problèmes technologiques, par leur nature, se résolvent ».

Les réacteurs de quatrième génération