Hydrogène et réseaux de chaleur, débouchés alternatifs du nucléaire ?

Y a-t-il un vide juridique dans la loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive de l’énergie nucléaire à des fins de production industrielle d’électricité ?

Ce que la loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive de l’énergie nucléaire à des fins de production industrielle d’électricité interdit au-delà du 1er décembre 2025 c’est -précisément- la fission nucléaire à des fins de production industrielle d’électricité. En revanche, le texte ne dit rien sur le recours à la fission nucléaire pour produire de l’eau chaude (qui peut alimenter un réseau de chaleur), voire de l’eau très très très chaude (qui donnerait par thermolyse¹ de l’hydrogène et de l’oxygène). La construction à Mol du réacteur de recherche MYRRHA, destiné à transmuter les radioéléments à vie longue en radioéléments à vie courte (avec la perspective de faciliter la gestion et l’enfouissement des déchets nucléaires), semble d’ailleurs étayer l’hypothèse selon laquelle le cadre légal actuel n’interdit pas la construction de nouveaux réacteurs en tant que telle.

La thermolyse de l’eau est notamment étudiée au sein d’un réacteur de recherche à haute température refroidi à l’hélium au Japon, récemment redémarré. Ce procédé pourrait s’insérer dans la stratégie hydrogène de la Flandre, mais nos réacteurs actuels dont l’eau pressurisée du circuit primaire n’atteint que 320°C ne s’y prêtent probablement pas sans des modifications majeures.

Examinons donc plutôt la piste des réseaux de chaleur, qui suscitent un intérêt croissant tant en Flandre qu’en Wallonie. Le gouvernement wallon a récemment adopté un décret relatif à l’organisation du marché et des réseaux d’énergie thermique. Ce texte privilégie les sources de chaleur alimentées par des énergies renouvelables, sans pour autant exclure le recours à la fission d’atomes d’uranium 235 (dont il faut rappeler qu’un seul gramme libère plus d’énergie qu’une tonne-équivalent pétrole, car E=mc²).

Au niveau mondial, ce mode de fonctionnement d’un réacteur (combiné, il est vrai, à la production d’électricité) n’a rien d’une nouveauté, puisqu’il est pratiqué depuis des décennies dans plusieurs pays, essentiellement au Nord et à l’Est de l’Europe où les hivers rigoureux font de la récupération de toute source de chaleur une évidence. Envisagée un temps chez nos voisins français, l’abondance énergétique à l’époque les en aurait dissuadés. La flambée récente des prix du gaz (et ses répercussions sur le prix de l’électricité) dans toute l’Europe pourrait y relancer le débat également. Une récente étude de cas finlandaise propose une analyse approfondie des aspects socio-économiques d’un tel projet de cogénération.

En pratique, une modification des circuits secondaires et/ou tertiaires des réacteurs actuels nécessiteraient certainement des investissements conséquents, soit pour raccorder Tihange à un réseau alimentant les agglomérations de Namur et Liège en eau chaude sanitaire, soit pour aménager des sites de productions industrielles à proximité de la centrale pour garantir un débouché à cette manne d’énergie, indépendamment de la saisonnalité. Il faudrait en outre obtenir le feu vert de l’AFCN sur ces adaptations.

Le jeu pourrait néanmoins en valoir la chandelle: les améliorations techniques permettent aujourd’hui de véhiculer la chaleur sur 100km avec seulement 2% de pertes. On imagine aisément les usagers potentiels d’un réseau de chaleur : qu’il s’agisse des paliers de température en brasserie, de la stérilisation UHT du lait, du traitement par PCR d’échantillons nasopharyngés, du recyclage du papier et de certains plastiques, d’horticulture sous serre ou de la conversion de déchets alimentaires en protéines d’insectes, la disponibilité d’une source de chaleur décarbonée et bon marché est un atout considérable pour les entreprises de secteurs divers et variés. La conversion de chaleur en énergie mécanique étend encore le champs des applications possibles (laminoirs, extrudeurs, presses, scieries,… une Belgique steampunk, en somme).

Soulignons que la puissance thermique d’un réacteur vaut grosso modo le triple de sa puissance électrique (car on évite les déperditions liées à la conversion en énergie mécanique dans les turbines, puis électrique via l’alternateur). Tihange 3 affiche ainsi une puissance de 2988 MW_th contre seulement 1038 MW_e.

Enfin, un autre mérite de ce scénario serait d’effectivement décongestionner le réseau électrique. En “débranchant” nos réacteurs et en réorientant leur puissance vers la décarbonation des industries et du chauffage résidentiel, les lignes à haute tension et interconnexions belges offriraient un boulevard aux producteurs éoliens offshore en Mer du Nord. C’était là l’un des principaux reproches adressés au nucléaire belge: un pilotage lent² qui oblige à délester une partie de la production renouvelable en cas de pic dû à des conditions météo favorables.

Selon le groupe néerlandais Eneco le nucléaire serait même la principale entrave à de nouveaux investissements en énergie renouvelable, et ce discours trouve une oreille attentive auprès d’une frange de notre classe politique. Notons que si la filiale belge d’Eneco soigne son image de producteur d’électricité 100% renouvelable, elle se fait plus discrète sur l’accord de fourniture qui lie le groupe jusqu’en 2030 à Gazprom, dont le mode de gestion dénoncé par la société civile russe ferait passer les protagonistes de l’affaire Publifin pour des enfants de choeur. Il ne s’agit pas de critiquer les projets d’augmentation des capacités renouvelables au large de Zeebrugge (bien au contraire). Mais la stratégie nationale actuelle qui promeut l’importation de gaz fossile pour compenser leur intermittence ne peut être satisfaisante en l’état, au regard du cycle de vie de cette ressource. L’hypothèse de substitution progressive du gaz naturel par de l’hydrogène “vert” laisse par ailleurs de nombreuses questions en suspens (fragilisation de l’acier par l’hydrogène dans les gazoducs actuels, insuffisance de l’offre, etc).

Qu’il s’agisse d’adapter les infrastructures gazières ou de créer un réseau de chaleur national, des investissements massifs seront donc de toute façon nécessaires. Avant d’engager des finances publiques déjà exsangues, il serait appréciable de chiffrer et d’examiner sans tabou toutes les options sur la table. En effet, ce que la formulation laconique de la loi de 2003 illustre surtout, c’est l’insuffisance des échanges entre les législateurs (tous partis confondus) et la communauté scientifique dans toute sa diversité.

La version initiale de ce texte (modifié marginalement au fil des ans) a été rédigée et votée avant les 4e, 5e et 6e rapports du GIEC, avant les accords de Paris, avant la catastrophe de Fukushima, les stress-tests et investissements qui ont suivi, avant que le boom des gaz et pétrole de schiste ne retarde le déploiement des renouvelables, avant la décennie la plus chaude jamais enregistrée, avant qu’un magnat de l’immobilier ne démontre la fragilité d’une démocratie lorsqu’une part importante de sa population est plongée dans la précarité.

Elle a -surtout- été approuvée à une époque où 27% des électeurs belges d’aujourd’hui n’étaient pas encore appelés aux urnes (ou encore 42% de notre population totale, si on compte aussi les mineurs d’âge). Refuser de débattre du nucléaire à coup de métaphores creuses (“vieilles casseroles”, “dinosaures”, “énergie du passé”), c’est manquer de respect envers la génération qui souffrira le plus de l’inaction climatique. Le nucléaire comportera toujours un risque (= danger x exposition), aussi infime soit-il. La trajectoire d’émissions actuelle de l’Humanité nous expose quant à elle avec certitude à des dangers tout aussi conséquents et persistants: Nous pouvons encore nous permettre 7 années “comme 2019” (càd avec 33Gt_éqCO2/an) avant une neutralité carbone mondiale totale, pour conserver 83% de chances de demeurer en deçà d’un réchauffement de 1,5°C par rapport à l’ère préindustrielle (voir p.39 du résumé pour décideurs du 6e rapport du Groupe I du GIEC). C’est une fenêtre d’action bien plus courte que ce que ne laissent entendre les engagements en fanfare des gouvernements pour 2035 ou 2050.

La prolongation des réacteurs actuels ou la construction de nouveaux modèles ne nous dispensent évidemment pas de cultiver une vigilance permanente à l’égard de leur fonctionnement technique et des erreurs humaines que peuvent engendrer la routine. Il y a un large consensus sur la possibilité d’étendre l’exploitation de Tihange 3 et Doel 4. Les inclusions hydrogène dans la paroi des cuves de Tihange 2 et Doel 3 peuvent inciter à la prudence³, tandis que le double réacteur Doel 1-2 nécessite de lourds investissements pour répondre aux normes sismiques mises à jour en 2014. Ce coût n’est-il pas pourtant acceptable au regard du bilan carbone qui en résulterait ? Quel défaut rédhibitoire reproche-t-on exactement à Tihange 1, si ce n’est sa date de mise en service ? Il y a en Belgique environ 60 experts agréés par l’AFCN pour le contrôle physique des réacteurs. Pourquoi ne partagent-ils pas publiquement (ou même anonymement, peu importe) leur avis sur ces questions existentielles ?

Pour ne fermer aucune porte et optimiser la production combinée d’électricité, de chaleur -et éventuellement d’hydrogène- l’idéal serait évidemment de réviser la loi de sortie du nucléaire. L’inertie institutionnelle ne doit cependant pas nous distraire de l’examen minutieux et lucide de toutes les solutions que la science actuelle met à notre disposition.

Nicolas Tsurukawa

¹ procédé à ne pas confondre avec l’électrolyse à haute température, qui nécessiterait comme étape intermédiaire la production d’électricité industrielle, ce qui contreviendrait à ladite loi.

² Cette inertie n’est pas une fatalité, puisqu’un couplage avec un procédé d’électrolyse pour produire de l’hydrogène (comme le suggère un confrère) permettrait de moduler la puissance délivrée au réseau (les conditions pour la rentabilité d’un tel investissement sont le sujet d’un autre débat). Rappelons également que les réacteurs à sel fondu (actuellement à divers stades de R&D) devraient pouvoir passer de 0 à 100% de puissance en 1 minute. Il semblerait par ailleurs que les centrales en France soient plus pilotables de part leur conception.

³ des tests de vieillissement accéléré auraient démontré que ces “bulles” d’hydrogène demeureront stables et sont très probablement présentes dans la paroi des cuves depuis leur fabrication. Concrètement, le flux de neutrons issus de la fission peut occasionnellement transmuter des atomes de l’alliage composant la cuve (par exemple, du ⁵⁸Ni qui capte successivement 2 neutrons pour devenir du ⁵⁶Fe + ⁴He). Ces changements peuvent à terme modifier la structure et les propriétés de l’alliage, et sont donc étudiées. Un vieillissement accéléré consiste par exemple à soumettre un échantillon de l’alliage à un flux de neutrons très intense sur un laps de temps très court pour simuler les effets et déformations à long terme.