Le blog de doc zaius

12 Décembre 2012

On sait que la France doit faire appel à l’étranger pour se procurer de quoi produire 80% de l’énergie primaire dont elle a besoin. Les autres 20% sont fournis par l’hydraulique et la biomasse, avec une faible contribution d’énergies nouvelles.

Ces importations portent sur le Gaz naturel, les produits pétroliers, un peu de charbon, et de l’Uranium.

L’Uranium sert à faire de l’électricité, son prix impacte assez peu le prix de revient du KWh en sorte qu’il ne fait pas la une des médias, sinon pour d’autres raisons…Le prix de l’électricité en France dépend donc assez peu du coût de l’énergie sur les marchés mondiaux, ce qui permet à l’Etat de fixer un tarif public relativement à l’abri des tumultes extérieurs.

Le charbon est encore utilisé dans quelques centrales EDF et dans l’industrie, à raison de 18 millions de tonnes par an. On en trouve également dans le chauffage ( 0,5 millions de tonnes). Il est en forte diminution et ne constitue plus une denrée stratégique, tout au moins pour la France.

Les produits pétroliers sont par contre un domaine sensible, le prix des produits finaux dépend du prix du baril, lequel suit des fluctuations directement indexées sur les évènements géopolitiques incontrôlables. L’usager domestique est accoutumé à subir ces hauts et ces bas. Aucun gouvernement, qu’il soit de gauche ou de droite, n’a le pouvoir d’influer sur le cours de la précieuse denrée. Par contre, il lui est toujours possible de moduler les taxes afin d’atténuer le yo-yo des prix du fuel domestique et des carburants, c’est à peu près le seul levier disponible entre les mains de l’Etat, mais c’est aussi une ressource financière bienvenue pour le budget.

Reste le Gaz Naturel .

L’usager, habitué du tarif public de l’électricité, exige de bénéficier du même traitement avec le gaz.

Mais ce qui est possible avec le nucléaire ( ou avec l’éolien et le solaire) ne l’est pas avec le gaz, qu’il faut acheter en totalité sur les marchés mondiaux.

Les approvisionnements de la France en gaz naturel s’effectuent sur la base d’un cours établi à la bourse du gaz. Ce gaz est ensuite acheminé, puis stocké avant d’être distribué à travers un réseau complexe. Il y a donc des coûts d’exploitation, des coûts financiers pour rembourser les emprunts, des coûts commerciaux pour gérer les 11 Millions de clients nationaux. Le prix de vente final comprend tous ces coûts, plus la TVA.

Le prix d’achat du gaz est une part importante du coût final ( environ 50%). Lorsque ce prix varie, cette variation doit normalement se répercuter sur le prix de vente final, comme c’est le cas avec les poireaux ou le pétrole.

Pour la France, la bourse du gaz est tenue par Powernext SA, qui gère les PEG ( Point d’Echange du Gaz) , et qui établit les cotations à court terme «　Powernext Gas Spot　» et les cotations à terme «　 Powernext Gas Futures　» sur trois mois, trois trimestres, ou trois saisons gazières.

Aujourd’hui, à 9h30, la cote à terme trimestriel s’établissait à environ 26 euros le MWh.

Le prix public HT de ce même gaz est de 48 euros/Mwh ( GDF Suez), soit 57 euros/Mwh TTC réglés par l’usager.

Le coût d’approvisionnement représente presque 50% du prix de vente, qui doit donc supporter les fluctuations du cours avec un coefficient de 0,5.

Pour atténuer malgré tout les effets des fluctuations des cours sur le prix public du gaz, la CRE ( Commission de Régulation de l’Energie) a établi une équation qui indexe les fluctuations du prix public sur celles du marché du gaz, mais aussi sur celles des produits pétroliers, et bien entendu sur la parité Euro/Dollar pour tenir compte des transactions en Dollar.

Voici cette équation:

EY = 0,01079 * (EFD) + 0,01568 * (EFL) + 0,06077 * ( EBRENT)

+ 0,25887 * ( EGN) + 1,90944 * ( EU/USD)

EY est l’évolution du coût d’approvisionnement en Gaz Naturel.

( Valeur administrative, retenue comme référence pour fixer le tarif public)

FD est l’évolution de la cotation du fuel domestique.

FL est l’évolution de la cotation du fuel lourd.

BRENT est l’évolution de la cotation du brent.

GN est l’évolution de la cotation réelle du Gaz Naturel

EU/USD est la parité Euro/USDollar

Dans cette équation l’impact de la variation du cours Powernext du gaz sur le prix public a été minimisée, le coefficient est de 0,26 alors qu’il est de 0,5 dans la réalité.

On peut alors présenter un «　pseudo tarif public　» comme pour l’électricité, sauf que pour le gaz ce tarif repose sur une équation arbitraire, qui est une cote mal taillée dont le but est d’éviter des fluctuations trop importantes du prix public, tout en ménageant les intérêts du fournisseur de gaz qui ne doit pas y être de sa poche.

Lorsque l’équation donne un prix qui dépasse le tarif public d’un certain seuil, on a deux solutions:

Soit on augmente le tarif public pour se rapprocher du vrai prix souhaitable, mais avec l’assurance d’une «　bronca　» des associations de consommateurs,

Soit on modifie l’équation pour retrouver un résultat plus politiquement correct, mais avec l’assurance des protestations des fournisseurs de gaz qui doivent alors réduire leurs marges pour respecter ces prix artificiellement bas.

Le présent gouvernement est précisément dans cette situation, le prix public du gaz est trop bas par rapport à son prix d’achat sur le marché.

Il est probable que les deux leviers seront actionnés. Une modification de l’équation diabolique, et une «　légère　» augmentation du tarif public.

Il existe bien une troisième voie, qui est l’amélioration de la rentabilité du fournisseur. Entre un coût d’achat de 26 euros et un prix de vente HT de 48 euros, il y a du grain à moudre, mais au prix de la suppression de quelques milliers d’emplois, ce que personne ne souhaite aujourd’hui.

Reste une possible baisse de TVA, mais compensée par quoi ?

L’équation retenue pour fixer le prix du gaz est contestable, les paramètres pourraient être différents, de même que les coefficients.

Il n’en demeure pas moins que ce n’est pas cette équation (sortie d’un chapeau) qui fixe les cotations de Powernext, et qu’il faudra bien un jour accepter de payer l’énergie à son vrai prix…

7 Décembre 2012

Le Jackpot a encore augmenté à Flamanville. La cagnotte, que le consommateur devra alimenter un jour ou l’autre, s’élève maintenant à 8,5 Milliards d’euros. On a tout lieu de penser qu’elle atteindra les 10 milliards en cinquième semaine.

Mon voisin financier a cherché à me rassurer en me démontrant qu’il n’y a pas le feu au lac, attendu que cette somme ne représente que 26,3 euros par an pendant dix ans pour chacun des 38 Millions d’abonnés, qu’au bout de dix ans la bécane sera amortie et fournira alors du courant à prix d’ami.

Mathématiquement il a raison mais je lui fais part de mes inquiétudes sur l’origine des fonds qui serviront à payer les travaux à la fin du chantier. Là aussi il tente de calmer mes angoisses en m’assurant qu’un bon emprunt obligataire y pourvoira. Un coupon de 4,5% sera versé, qui se traduira par une dette annuelle de 450 Millions, soit 11,8 euros par an et par abonné, toujours sur dix ans, ce qui porte la note annuelle à 38,1 euros par abonné jusqu’au terme de l’emprunt.

Cette somme modeste pourra être soit imputée à égalité sur tous les abonnés en bas de leur facture, soit payée au prorata par une petite augmentation du prix du KWh, de l’ordre de 0,11 centime, sur la base d’une consommation globale de 400 TWh.

Mon voisin m’a expliqué que ce miracle est rendu possible grâce à l’économie d’échelle.

La finance est vraiment un art remarquable…

Il m’a cependant un peu refroidi en ajoutant que, sur la base d’une consommation nationale de 400 TWh, ce n’est pas 1 réacteur EPR qu’il faudrait construire, mais 40, ce qui change la donne financière ( Pour délivrer 400 TWh annuellement, il faut une puissance installée de 60 GWe). Les 10 Milliards d’investissement deviennent 400, et le surcoût du KWh passe à 4,4 centimes.

Ce qui, de manière surprenante, demeure encore très acceptable, d’autant plus que ces réalisations seraient étalées dans le temps.

Toujours l’économie d’échelle.

Mon autre voisin, grand amateur d

’énergies nouvelles, s’est alors étonné que l’on ne fasse pas la même chose avec, par exemple, des éoliennes, puisque ce n’est pas une question d’argent.

Je lui ai alors expliqué que le problème des éoliennes n’est effectivement pas une question d’argent, mais qu’il se trouve ailleurs, dans l’acceptabilité par les populations, et dans leur caractère intermittent.

En effet, les éoliennes off shore ( les autres ne sont pas dans le coup) ont une efficacité moyenne de 30% car le vent ne souffle pas toujours à sa valeur optimale. De plus cette efficacité est modulée par l’intermittence (quand le vent souffle fort à Dieppe, ce n’est pas forcément le cas à Noirmoutiers). Pour disposer de 1 MWe moyen, il faut en installer au moins trois fois plus, ce qui correspond à un nombre vertigineux de grosses éoliennes off shore de 5 MW.

Et de plus pour compenser l’intermittence il faut des capacités de stockage d’électricité que personne ne sait mettre en œuvre aujourd’hui.

Et l’on voit assez mal les populations accepter de voir leur littoral encombré par plusieurs dizaines de milliers de machines, chacune aussi haute qu’une demi tour Eiffel !

Pour achever de saper le moral de mon voisin écologiste, mon ami financier, qui ne se sépare jamais de sa calculette, effectue un rapide calcul du coût d’un parc éolien offshore capable de fournir autant d’énergie que LE réacteur de Flamanville.

Un réacteur de 1 500 MWe peut fournir environ 11 TWh d’énergie par an.

Pour obtenir le même service en éolien off shore il faut installer 850 machines de 5 MW, sur la base d’un facteur de charge de 35% et un coefficient de disponibilité de 85% ( maintenance). A ces machines il faut ajouter les structures adéquates de stockage d’énergie pour compenser l’intermittence.

L’investissement en éolien offshore est d’environ 3 M euros / MW installé, ce qui conduit à environ 13 Milliards d’euros pour 850 machines de 5 MW. Auxquels il faut ajouter les moyens de stockage d’énergie, impossibles à chiffrer aujourd’hui faute d’une solution disponible.

( Rappelons que le projet éolien offshore 2015-2020 de la côte atlantique porte sur la construction de 1 200 éoliennes de 5 MW, pour un coût de 20 Milliards d’euros, donc loin devant le budget de Flamanville qui fait figure de projet mesquin. Et rien n’est prévu pour le stockage de l’énergie !).

Voici donc renvoyés dos à dos le Nucléaire et l’Eolien, sur le plan des investissements.

Comment protester d’un côté contre un projet à 8,5 Milliards, et accepter sans sourciller de dépenser 20 Milliards de l’autre côté pour faire quasiment la même chose avec du vent ?

Ce n’est donc pas sur le plan financier que le Nucléaire et les ENR peuvent être départagées, mais strictement sur le plan de la protection de l’environnement et les risques d’accidents majeurs.

Il y a suffisamment d’arguments contre le nucléaire sans qu’il soit besoin de recourir à des analyses financières approximatives qui peuvent s’avérer contre-productives.

Il ne faut pas se tromper de combat.

28 Novembre 2012

Le débat inauguré cette semaine était attendu par tous ceux qui se posent des questions sur notre avenir énergétique.

Rappelons la situation française:

La France ne produit que 20% environ de l’énergie qu’elle consomme (Nucléaire, Hydraulique, Biomasse), le reste est acheté sur le marché libre sous forme d’énergie fossile. Nous sommes donc, pour 80% de nos besoins, dépendants de sources extérieures, ce qui engendre deux problèmes:

L’insécurité des approvisionnements, qui nous met à la merci d’évènements géopolitiques sur lesquels nous n’avons aucun contrôle.

Un déséquilibre de la balance du commerce extérieur, dont le contrôle nous échappe également puisque les prix sont fixés par le marché.

D’autre part, 80% de notre énergie est d’origine fossile carbonée (Charbon, pétrole, gaz naturel). Ces produits présentent trois inconvénients:

La France doit les acheter en totalité, avec les problèmes décrits plus haut.

Leur usage génère des émissions de gaz à effet de serre, et ne respecte pas les résolutions du Grenelle de l’environnement.

Les réserves sont en voie d’épuisement avec donc une perspective de pénurie et de flambée des prix.

La situation actuelle est donc appelée à devenir intenable à moyen terme. Il est donc important de définir une autre stratégie énergétique, capable de nous donner une indépendance suffisante et de prendre des distances vis-à-vis des énergies fossiles importées.

Certes la catastrophe n’est pas pour demain matin. L’échéance ne peut être déterminée avec précision puisque le phénomène de pénurie sera progressif et ne touchera pas toutes les énergies en même temps. Mais il est souhaitable que d’ici 2020 les grandes lignes de la stratégie de transition soient définies et que les éléments de réalisation soient en place.

Par ailleurs le problème de l’énergie est mondial. La stratégie française devra s’intégrer à une stratégie au moins européenne pour bénéficier de l’économie d’échelle et rechercher ensemble les meilleures solutions.

La transitions énergétique fait évidemment référence aux énergies nouvelles, essentiellement solaire et éolien, avec un volet constitué par les économies d’énergie.

Au centre du débat se trouve l’électricité nucléaire, dont le maintien ou l’abandon conditionnera le reste du dossier.

Les débats vont donc porter sur des décisions à prendre au sujet de questions connues:

Des questions d’ordre général:

- En quoi consiste exactement la transition énergétique ?

- Quels sont les objectifs stratégiques ?

- Quels sont les plannings souhaitables ?

- Comment assurer la transition sans créer de rupture ?

- Quelle politique européenne de l’énergie ?

- Quelle transition énergétique mondiale ?

- Quels sont les ordres d’urgence ?

- Quels sont les éléments constitutifs de la transition ?

Des questions de stratégie nationale:

- Quel mix énergétique pour 2030 et 2050 ?

- Quelle position adopter vis-à-vis du nucléaire ?

- Même question pour les gaz et huiles de schiste.

- Même question pour l’exploitation du pétrole et du gaz off shore.

- Quels objectifs pour l’éolien et le solaire ?

- Quels objectifs de développement de l’hydraulique ?

- Quels objectifs de développement de la biomasse ?

- Quel programme pour le stockage de l’énergie ?

- Même question pour la géothermie.

- Quel programme pour la capture et la séquestration du carbone ?

- Quels objectifs pour les économies d’énergie ?

- Quels seront les impacts de la transition énergétique sur l’activité économique ?

- Même question à propos des modes de vie ?

- Même question à propos de l’habitat, des transports.

- Même question à propos des infrastructures.

- Quels seront les coûts prévisionnels des différents scénarii ?

- Comment les coûts de développement seront-ils répartis entre l’Etat et le privé ?

- Quelles seront les sources de financement ?

- Quelles structures mettre en place pour supporter ces travaux ?

- Quel sera le cadre règlementaire, législatif, fiscal, d’accompagnement de la transition ?

Il s’agit donc de mener une réflexion approfondie non seulement sur l’évolution du mix énergétique souhaitable, mais aussi sur l’impact de cette évolution sur la société, son acceptabilité, et son coût.

Le scénario résultant ne pourra être qu’évolutif, tout en fixant une ligne directrice pour limiter les risques de dispersion des moyens.

L’un des risques qui guettent le bon déroulement des programmes est l’exposition aux influences externes liées à l’instabilité politique des Etats.

Les grandes décisions stratégiques sont en dernier ressort politiques, et les méandres de la politique auront un impact sur une affaire aussi importante que la transition énergétique.

Il se peut que cette révolution soit l’affaire du siècle, eu égard à son impact sur tous les aspects de l’économie. Les Etats qui la mèneront à bien en tireront un avantage certain, qui leur garantira un développement durable.

Affaire à suivre…

20 Novembre 2012

Nous avons rappelé dans l’article du 16 Novembre que le stockage de l’énergie est un passage obligé que les industriels devront franchir pour prétendre au basculement vers les énergies nouvelles.

Nos amis allemands, toujours en avance d’une guerre, fut-elle économique, nous ont devancés dans la course au solaire et à l’éolien.

Cet empressement a été dû à des raisons écologiques ( réduire les émissions de CO2), à des raisons politico-écologiques ( sortir du Nucléaire), et à des raisons économiques sous tendues par la recherche de l’indépendance énergétique.

Ces raisons existent également chez nous, mais demeurent à l’état théorique et s’expriment sous forme de programmes d’études non ( ou peu) suivis de réalisations industrielles.

Par contre, l’enthousiasme industriel coutumier Outre-Rhin s’est vite concrétisé par une abondance d’installations productrices d’énergies nouvelles. Et tout aussi rapidement le secteur de l’énergie s’est trouvé confronté au mur du stockage créé par le caractère intermittent de la nouvelle production électrique.

C’est ainsi que l’on a vu des parcs éoliens arrêtés pour éviter une saturation du réseau en période de basse consommation mais de fort vent, ou des centrales à charbon appelées en renfort dans la situation inverse !

Cette situation ne saurait être acceptée dans un pays soucieux de cohérence et qui fonde de très grands espoirs sur le Solaire et l’Eolien.

Le stockage de l’énergie est ainsi devenu le problème numéro un, autour duquel se mobilisent tous les acteurs de l’énergie.

En premier lieu, et pour des raisons historiques, il a été fait appel à l’hydraulique qui permet, par le pompage/turbinage, de stocker des quantités importantes d’énergie avec un rendement intéressant ( 70 à 80%).

Cette technique est utilisée depuis longtemps, mais sur une échelle réduite.

Elle était jusqu’à présent utilisée surtout pour stocker de l’énergie lorsqu’elle peut être produite à bas coût afin d’échapper aux fluctuations des cours du MWh en période de forte demande.

L’Europe possède ainsi un parc de pompage/turbinage de 45 GW de puissance installée, en 170 sites. D’ici 2020, 60 nouvelles installations apporteront une capacité supplémentaire de 27 GW.

La France possède ses propres sites de pompage/turbinage permettant de fournir plus de 5 GW , dédiés au stockage de l’électricité nucléaire produite en période de basse consommation.

La consommation annuelle Européenne d’électricité est de l’ordre de

3 000 Twh.

Ce montant déjà considérable ne doit pas faire oublier que la consommation d’énergie finale est beaucoup plus élevée, environ 15 000 TWh ( incluant toutes les énergies ).

La stratégie de retrait des énergies fossiles, aidée par le simple bon sens, suppose que la plupart des applications qui y recourent aujourd’hui se convertissent aux énergies nouvelles, c’est-à-dire essentiellement à l’électricité.

Donc, pour les énergies nouvelles le challenge est de fournir non seulement les 3000 TWh de la consommation électrique actuelle, mais aussi au moins 50% du reste à moyen terme, ce qui conduit à un objectif voisin de 9 000 TWh.

Encore cet objectif ne pourra-t-il être maintenu que grâce à un programme drastique d’économies d’énergie.

La puissance moyenne correspondant à cette quantité d’énergie est de l’ordre de 1 000 GW , qui ne pourra être fournie par les énergies nouvelles que si les moyens de stockage nécessaires existent.

Rappelons qu’il est prévu 70 GW de moyens de stockage pour 2020, ce qui donne la mesure de l’effort à fournir.

Effort d’autant plus considérable que le besoin de stockage porte sur des durées beaucoup plus importantes qu’actuellement.

Aujourd’hui le stockage/turbinage est appelé pour intervenir durant quelques heures seulement, pour répondre à un besoin de courte durée.

Demain il faudra relayer le Soleil et/ou le vent sur des période non plus de quelques heures, mais de quelques jours, voire même quelques semaines !

Les capacités de stockage devront donc être augmentées en conséquence, ce qui implique des retenues d’eau absolument colossales.

Il faudra donc mettre en œuvre d’autres procédés de stockage capables de compléter la ressource nécessaire.

Parmi les candidats, l’électrolyse de l’eau avec stockage de l’Hydrogène semble prometteur grâce à des capacités potentielles très importantes constituées par les infrastructures du réseau de distribution du gaz.

L’idée de mélanger de l’Hydrogène au gaz naturel n’est pas nouvelle et a déjà été mise en pratique par le passé. Notre ancien gaz de ville était déjà un mélange d’hydrogène, de Méthane et d’oxyde de Carbone.

Les expérimentations en cours montrent que les infrastructures actuelles pourraient tolérer un apport de 15% d’Hydrogène dans le réseau de distribution, ce qui réduirait d’autant les émissions de CO2 .

L’utilisation de l’Hydrogène comme vecteur d’énergie entre d’une part les installations solaires et éoliennes, et d’autre part les sites de stockage ou de consommation, est une idée qui fait son chemin.

Ce gaz peut également être stocké dans des matériaux solides, comme l’Hydrure de Magnésium, avec une efficacité très améliorée grâce aux nanotechnologies. Il peut ainsi être utilisé dans une pile à combustible ou dans une turbine pour équiper des véhicules, sans les inconvénients et les risques associés à un stockage sous forte pression.

La filière Hydrogène semble donc appelée à un brillant avenir.

Mais l’Hydrogène et le pompage/turbinage ne suffiront pas à absorber les fluctuations liées à la production intermittente du solaire et de l’éolien.

D’autres procédés devront être mis en œuvre pour s’accommoder de la situation nouvelle:

Par exemple, stockage distribué sous forme de chaleur dans des matériaux à changement de phase, sous forme d’énergie cinétique dans des volants à inertie, ou sous forme chimique dans des batteries.

Côté distribution, il sera nécessaire d’adapter la consommation à la production afin de minimiser les capacités de stockage nécessaires. Chaque logement devra comporter une capacité de stockage tampon à la mesure de la puissance souscrite, et sera équipé pour laisser au fournisseur d’énergie le contrôle de la gestion des équipements de puissance dans le cadre d’un contrat négocié.

Le passage aux énergies nouvelles ne se fera pas sans de profonds changements de mentalités et d’habitudes de consommation.

Une ou deux générations seront nécessaires pour que notre société s’adapte à cette petite révolution.

Les esprits doivent y être préparés dès maintenant…

Les cuves de réacteurs nucléaires fissurées, une nouvelle histoire belge ?

Pas seulement…

14 Novembre 2012

La cuve d’une réacteur nucléaire en est le cœur. C’est l’athanor de nos modernes alchimistes, dans lequel s’effectue la transmutation de l’Uranium non pas en or, hélas, mais en énergie pour notre plus grand bénéfice ( ou notre plus grand malheur selon le point de vue adopté).

En son temps, Nicolas Flamel opérait sa «　cuisine　» dans un athanor de dimensions modestes, tout au plus une grosse marmite, ampoule de verre épais contenant les réactifs et chauffée au charbon de bois. Il convenait alors de surveiller attentivement la température du four et l’évolution de la préparation sous peine de voir l’ensemble athanor et opérateur pulvérisés dans une grosse explosion.

Plusieurs confrères de notre célèbre Nicolas y ont ainsi laissé la vie, mais sans trop de dégâts collatéraux, eu égard à la modestie des installations.

Pour un réacteur nucléaire, c’est exactement la même chose.

Sauf que dans ce cas l’athanor est énorme. C’est un chaudron en acier de plus de quatre mètres de diamètre et treize mètres de hauteur, avec des parois de vingt centimètres d’épaisseur pour un poids à vide de trois cent tonnes !

A l’intérieur, plusieurs dizaines de tonnes de matériau radioactif au sein duquel se déroulent des réactions de fission qui dégagent une chaleur colossale. Cette chaleur est évacuée par un circuit d’eau et transformée en vapeur pour faire tourner une turbine couplée à un alternateur.

Présenté ainsi cela paraît très simple, mais la réalité est évidemment plus complexe.

Tout l’art de l’opération consiste à maintenir l’intensité de la réaction de fission à un niveau suffisant pour produire de l’énergie, sans toutefois lui permettre de dépasser le point de divergence qui produirait un emballement du cœur. Il faut maintenir un équilibre subtil entre les paramètres qui accroissent la réaction, et ceux qui la freinent, et ceci avec une précision diabolique et une grande réactivité.

Si le contrôle de la réaction est perdu, il y a emballement et fusion du cœur, ce qui induit un accident nucléaire pouvant aller du cas de Three Mile Islands jusqu’à celui de Tchernobyl ou Fukushima.

Tout dépend de la résistance de la cuve et de la réactivité des dispositifs de secours.

Une cuve très solide peut résister à une fusion du cœur et donner le temps d’intervenir pour limiter les dégâts ( ce temps se mesure en minutes !).

Une cuve fragilisée a toutes «　chances　» de se briser, et de reproduire le scénario Tchernobyl.

C’est pourquoi il est extrêmement important de s’assurer de la parfaite solidité de la cuve.

Une cuve peut présenter des défauts d’origine.

Elle est constituée de plusieurs anneaux soudés entre eux, dans un acier dont les caractéristiques sont choisies pour l’usage futur, solidité et élasticité, pour résister aux contraintes thermiques et à la fluence ( flux de neutrons).

Elle est munie d’un couvercle démontable pour permettre le remplacement du combustible usagé. Ce couvercle comprend des orifices pour permettre le passage des barres de contrôle de la réaction et de diverses sondes.

Sur les côtés il existe des orifices qui recevront les tuyaux pour la circulation de l’eau de refroidissement, six gros tuyaux alimentant les trois générateurs de vapeur d’un réacteur REP.

A la fabrication de la cuve, et selon la présence d’impuretés dans le métal, il se produit des petits défauts localisés qui peuvent évoluer par la suite. La détection de ces défaut et leur caractérisation est évidemment très importante.

Le contrôle de la réaction de fission s’effectue à l’aide de «　ralentisseurs　» de neutrons constitués d’une part des barres de contrôle plus ou moins enfoncées dans la cuve, et d’autre part d’acide borique dilué dans l’eau de refroidissement. Tout ceci est réglé automatiquement en fonction notamment de l’usure du combustible.

Mais l’acide borique attaque l’acier de la cuve.

Il est donc nécessaire de protéger celle-ci par un revêtement en acier inoxydable d’une épaisseur de un cm environ, soudée à la paroi interne de la cuve.

Cette opération s’effectue à chaud évidemment, et elle est cause d’apparition de «　fissures sous revêtement　», difficiles à détecter.

Une cuve de réacteur, même de bon aloi, présente donc d’origine un taux de micro fissures non nul, qu’il est impossible d’éliminer totalement.

Il est donc nécessaire de contrôler l’état des cuves périodiquement pour surveiller l’évolution des ces fissures.

Au cours de la vie du réacteur, l’acier des cuves est soumis au flux de neutrons. Ce flux provoque une évolution des caractéristiques de l’acier qui devient plus «　cassant　» à froid ( conditions de refroidissement d’urgence). Cette évolution touche également les micro fissures.

Depuis les années soixante ( époque de fabrication des plus anciennes cuves) les méthodes de détection et d’analyse des aciers ont beaucoup évolué. Il est aujourd’hui possible de détecter des défauts qui passaient inaperçus autrefois.

Les fissures «　découvertes　» sur les réacteurs fabriqués par le Groupe RDM affectent probablement beaucoup d’autres cuves de par le monde, elles existent depuis des décennies et seuls les instruments modernes ont pu les révéler.

Le problème de vieillissement de l’acier des cuves n’est donc pas nouveau.

Par contre les nouveaux éléments recueillis avec les appareils de mesure modernes sont susceptibles de fournir des indications alarmantes concernant une fragilisation prématurée des cuves, qui n’aurait pas été découverte avec les méthodes d’inspection classiques.

Reste ensuite à décider si tel taux de micro fissures doit conduire à réformer la cuve, c’est-à-dire arrêter le réacteur définitivement.

Dans l’Industrie, pour déterminer les limites de résistance d’une structure, et valider les programmes de simulation, on procède à des crash-tests en sacrifiant quelques pièces, ce sont des essais destructifs.

De tels essais ne peuvent être réalisés en vraie grandeur sur la cuve d’un réacteur. Aussi, pour évaluer le degré de dégradation des qualités de l’acier de cuve, on a placé à l’intérieur des éprouvettes disposées aux endroits soumis à un flux élevé de neutrons. Lors des inspections décennales on prélèvent quelques-unes de ces éprouvettes sur lesquelles on effectue des mesures destructives.

D’autre part, lors des mêmes visites, on procède à une inspection détaillée de l’ensemble de la cuve par les méthodes radiographiques les plus perfectionnées du moment, afin de détecter et mesurer les micro fissures et autres défauts.

Cette inspection, et les essais d’éprouvettes sont utilisées par des programmes de simulation pour conclure sur la capacité de la cuve à poursuivre son travail pour encore dix ans, et de résister à des conditions extrêmes accidentelles définies préalablement.

Il y a d’une part des programmes de simulation qui indiquent la probabilité que tel accident se produise, et d’autre part d’autres programmes qui indiquent la probabilité que telle cuve résiste à tel accident.

Mais c’est l’Homme qui décide en fin de compte si telle probabilité est acceptable ou non…

Et comme chacun sait, les décisions humaines sont fortement influencées par toutes sortes de considérations, y compris de rentabilité financière…

Nous entendrons donc encore parler de micro fissures, et pas seulement en Belgique.