Créer un pôle public de l’énergie


Résumé

La France doit se doter d’un pôle public de l’énergie. Il serait constitué d’entreprises « renationalisées » comme Total, EDF, GDF/Suez, Areva. Il s’appuierait sur les instituts de développement public tels que le Commissariat à l’énergie atomique (CEA), l’Institut français du pétrole (IFP), le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM)…

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CREER UN POLE PUBLIC DE L’ENERGIE

Cet outil public serait mis au service d’une politique de la France dégagée des politiques néolibérales. Compte tenu de la dépendance de la France pour son approvisionnement énergétique, elle doit revoir sa politique étrangère dans le domaine de l’énergie, non pas sur des bases agressives ou de corruption, c’est ce qu’elle fait déjà, mais au moyen de partenariats solides qui passent par la Russie, l’Iran, les pays d’Amérique Latine et principalement le Venezuela, les pays d’Afrique et une politique claire vis-à-vis des Pays Arabes.

Or le suivisme actuel de la France vis-à-vis des Etats-Unis fait craindre le pire en matière d’approvisionnements. Le marché de l’énergie reflète l’équilibre stratégique et économique international : en un mot l’énergie relève du politique. C’est pourquoi on ne peut laisser le marché s’ « autoréguler » pour assurer un approvisionnement énergétique du pays. La propriété publique, liée à une planification de long terme et à un débat public permanent, sont les bases d’une nouvelle politique.

Dans tous les raisonnements, il faut constamment intégrer le fait que la chimie (peinture, fibres textiles, médicaments, pneumatiques, huiles industrielles, etc.) relève du pétrole et/ou du gaz avec des secteurs ultra stratégiques comme les catalyseurs et le génie chimique. En matière d’énergie, la France possède encore une excellente organisation, mais qui s’effrite avec les privatisations. En effet, Areva et le CEA pour le nucléaire, EDF-GDF (mais fusion avec Suez) et ses centres de recherches appuyés par de nombreux laboratoires de recherche du CNRS, témoignent de l’excellence des écoles de physique et chimie françaises, et constituent une base forte pour notre pays, aujourd’hui en train d’être bradée.

Dans le domaine du pétrole et du gaz, l’autre puissante base nationale est constituée par le groupe Total et l’Institut français du pétrole (IFP, budget de 300 M€ et statut EPIC depuis 2006, encore public). L’IFP est un institut de très haute qualité. A ceci il faut ajouter l’autre institut, le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) qui participe également à la prospection des sources d’énergies. Le groupe Total, anciennement public, et après avoir absorbé pour une somme ridicule ElfAquitaine et acquis le groupe PetroFina, est devenu une société privée en 1998 où la pétrochimie est aujourd’hui de droit belge. La composante dite « chimie fine » a été détachée de Total et constitue une entreprise appelée Arkéma, créée en octobre 2004 et qui pesait 3,2 Mds€. Le groupe Total garde quelques bijoux de famille comme Hutchinson (pneus) à cause de l’industrie automobile. Le groupe Total possède de hautes qualifications dans la recherche de catalyseurs, de prospections pétrolières et gazières. Il est très lié à l’IFP et au BRGM.

Du côté de l’éolienne, les savoirs de l’aéronautique et du spatial français (Onéra, CNES…) constituent des apports précieux.

Sur la biomasse, l’Institut national de recherche agronomique (INRA) est évidemment titulaire de nombreux savoirs. Rappelons qu’EDF ne contrôle que 60 % de l’énergie électrique produite et que des barrages, apparemment modestes, lui échappent.

La France possède également un groupe de réflexion très avancé et très sollicité à l’étranger (Chine…) et nommé « Groupe interministériel mobilités et véhicules électriques » (expérience concluante de la voiture électrique en ville à La Rochelle suivant le système des bicyclettes ou des bus à Bologne).

En 2007, la France avait besoin d’une énergie primaire de 274 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole, voir la définition plus bas) pour obtenir 178 Mtep d’énergie finale (soit 65 % de l’énergie primaire). La différence a servi à produire l’énergie utilisable elle-même et les pertes dues aux transports de l’énergie. Pour répondre à ce besoin, qui pourrait croitre à la suite d’une politique de réindustrialisation « propre », la France avait produit en 2006 pour 138 Mtep d’énergie primaire (dont 85 % de nucléaire) contre 44 Mtep en 1973 (dont 9 % de nucléaire). Ces 138 Mtep d’énergie se répartissent ainsi : 117,32 Mtep de nucléaire ; 18,3 Mtep d’énergies renouvelables ; la France importe la quasi-totalité des quelques 147 Mtep de produits énergétiques, dont environ 94 Mtep de pétrole, 13 Mtep de charbon, environ 40 Mtep de gaz naturel, et l’uranium. Ainsi le taux de dépendance énergétique de la France en 2007 est de 50 %. Son taux de dépendance vis-à-vis du pétrole est de 33 %.

Fin 2006, la facture énergétique de la France s’élevait à quelques 50 milliards d’euros et représentait 4,6 % du PIB, ce qui est inférieur au taux des années 80.

 Eléments de synthèse

- Les réserves énergétiques potentielles du monde sont considérables.

- Aucune source énergétique y compris le nucléaire ne doit être sous estimée.

- L’Homme va vers un nouveau mix énergétique. Cette évolution prendra du temps et coûtera cher.

- Tous les processus industriels relatifs à la production d’énergie dans le sens du génie industriel sont en évolution y compris le stockage de CO2. L’efficacité énergétique reste donc un axe constant de progrès : ainsi les centrales à charbon atteignent aujourd’hui 45 % d’efficacité énergétique contre 25 % en 1970.

- En 2030 le bâtiment à énergie positive, c’est-à-dire qui produit plus d’énergie qu’il en consomme, devrait être la norme car on sait le faire.

- La moitié des kilomètres effectués en voiture le sont en ville. D’où l’idée d’un véhicule urbain public électrique (penser à l’expérience de La Rochelle) ou à air comprimé.

- La cogénération est aussi un axe de développement en R&D c’est-à-dire on produit à la fois dans le même processus de l’électricité et de la chaleur : cas par exemple des centrales géothermiques.

- La civilisation de l’hydrogène n’est pas pour demain.

- l’expérience à une très grande échelle de l’utilisation des éoliennes au Danemark n’est pas concluante.

- Les sources d’énergie sont diversifiée et riches potentiellement. Aucun pays n’est aujourd’hui autonome sur le plan énergétique, qu’il s’agisse de la maîtrise des sources d’énergie ou des techniques de production et de transformation.

- Le marché de l’énergie reflète l’équilibre stratégique et économique international.

- Les entreprises détentrices de sources d’énergie sont quasiment toutes publiques, nationales (pays de l’OPEP) et celles qui ne le sont pas sont sous haute surveillance des gouvernements.

- Une énorme propagande idéologique existe autour du prix de l’énergie, de sa raréfaction et principalement autour du prix du baril de pétrole.

 Quelques définitions

L’énergie est « Une », déclinée en un nombre important d’unités qui diffèrent suivant son origine permettant ainsi de la quantifier. Sur le plan des unités d’énergies, il existe trois principales unités :

- la tonne équivalent pétrole ou tep (c’est l’énergie obtenue en brûlant une tonne de pétrole et son équivalence avec le nombre de barils de pétrole) ;

- Wattheure(Wh) pour l’électricité ;

- la calorie pour l’agroalimentaire.

Les conversions d’une unité sur l’autre sont facilement accessibles de même que l’équivalence énergétique entre une tep, une tonne de charbon, telle quantité d’uranium, etc.

On appelle « énergie primaire » l’énergie nécessaire à l’obtention d’une énergie utilisable par le consommateur appelée « énergie finale ». Les énergies primaires proviennent des « énergies fossiles » : pétrole, charbon, gaz, uranium. Elles sont appelées non-renouvelables. Les énergies renouvelables sont celles qui proviennent du Soleil : l’hydraulique, l’énergie solaire, l’énergie éolienne, l’énergie de la biomasse (bois, déchets, etc.) ou de la Terre telle que l’énergie géothermique.

Les biocarburants sont des produits de l’agriculture pouvant se substituer à l’essence, au gazole, ou au fioul domestique. Ils sont utilisés purs ou mélangés aux produits pétroliers. Il existe trois grands types de biocarburants :

- l’alcool (tiré de la betterave à sucre ou de l’amidon, il peut remplacer l’essence mais coûte 4 fois le prix de l’essence) ;

- l’éthyl tertiobutyl éther ou ETBE dérivé de l’alcool mais se mélangeant mieux à l’essence que l’alcool ;

- les esters méthyliques d’huiles végétales ou EMVH principalement tirés de l’huile de colza, ils peuvent remplacer le gazole ou le fioul.

Le fonctionnement des moteurs n’est pas modifié si on ajoute à l’essence 15 % pour l’alcool et l’ETBE, ou 5 % pour les EMVH.

L’énergie nucléaire est l’énergie liant les atomes entre eux ; la fission d’atomes lourds comme l’uranium ou le plutonium libère de l’énergie qui constitue l’énergie la plus concentrée utilisable aujourd’hui. Elle génère des déchets. Dans ce cas deux tiers d’énergie primaire sont nécessaires pour obtenir un tiers en énergie finale.

Enfin ne pas confondre « énergie » et « puissance » : la puissance c’est l’énergie dépensée pendant un laps de temps. En électricité l’unité peut être le Watt qui est égal à une énergie de 1 Joule consommée en 1 seconde.

 Termes techniques et unités de mesure

Barils/jour : unité de mesure de volume du pétrole brut équivalant à environ 159 litres (42 gallons USA ; 35 gallons en UK) utilisée couramment dans l’industrie pétrolière, en particulier aux Etats-Unis et en Grande-Bretagne. Son origine remonte aux tonneaux qui servaient à transporter les liquides au temps de la marine à voile.

Equivalent pétrole : en principe l’unité d’énergie, de travail et de chaleur est le Joule, mais la tep (tonne équivalent pétrole) est aussi utilisée (en France 1 tep = 42 milliards de Joules ou un gigajoule ou GJ).

 Equivalences

L’effet Joule c’est la chaleur dégagée par un conducteur traversé par un courant électrique :

1 J (joule) = 1 Ws (un watt seconde) = 0,2388 cal

1 (kilowattheure) kWh = 3.600.000 Joule

1 tep (tonne équivalent pétrole) est équivalent à :
- 7,4 barils de pétrole brut en énergie primaire ou
- 7,8 barils de pétrole raffiné pour consommation finale ou :
- 1 270 m3 de gaz naturel ou ;
- 2,3 tonnes de charbon.

1 million de tonnes de pétrole (Mtep) est équivalent à :
- 1,6 millions de tonnes de charbon ou ;
- 2,5 millions de tonnes de charbon pauvre ;
- 1,2 milliards de mètres cubes de gaz naturel ;
- 2,5 millions de tonnes de bois de chauffe
- 4 térawatt heure (TWh = 1 000 milliards de Wh) d’électricité ;
- 2 tonnes d’uranium (réacteurs rapides).

1 tonne de pétrole = 1,000 tep
1 tonne de charbon = 0,619 tep
1 tonne de charbon pauvre = 0,405 tep
1 tonne de bois = 0,300 tep (environ)
1 tonne de gaz butane ou propane = 1,095 tep
1 Mwh d’électricité = 0,086 tep (énergie finale)
1 Mwh d’électricité = 0,222 tep (énergie primaire)
1 Mwh de gaz naturel = 0,077 tep
1 000 litres de fuel lourd = 0,950 tep

 Les ressources mondiales

Les ressources mondiales en milliards de tep

TOTAL MONDIAL en ENERGIE = 770 Milliards de Tep

Energie primaire en pourcentage dans le monde en 2004

 Pétrole

Les réserves de pétrole sont par nature limitées. Cependant la production de nouveaux bruts dits de « haute technologie » devrait néanmoins retarder leur tarissement. Personne n’est d’accord pour définir le « pic du pétrole ». En 1970, il était dit que le pétrole se tarirait dans 30 ans, soit en 2000 ; aujourd’hui on entend le même discours. Pourquoi ? Parce que les ressources ultimes de pétrole représentent l’ensemble de l’héritage de la Nature, soit 10 000 à 12 000 milliards de barils de pétrole. Mais seuls 30 % sont accessibles aux conditions actuelles de coûts et techniques. On estime les réserves connues et exploitables aux conditions d’aujourd’hui à 1 100 milliards de barils, soit à peu près 40 ans sur une base 2006 de 30 milliards de barils. Mais les sables asphaltiques et les schistes bitumeux représentent un potentiel de 7 000 milliards de barils, soit 50 % du pétrole conventionnel. Dont :

- Les sables asphaltiques et bruts extra lourds : 4 000 milliards de barils dont 600 milliards semblent récupérables. Trop visqueux à transporter ils sont raffinés sur place. Le coût en environnement est lourd (gaz à effet de serre, l’eau utilisée en grandes quantités doit être ensuite traitée). Déjà exploités, leur coût est de deux fois le prix du pétrole actuel.

- les schistes bitumeux : 3 000 milliards de barils sous forme non liquide c’est-à-dire sous forme de roches imprégnées, l’exploitation est du type minier. Ils sont déjà exploités en Estonie. Mais la recherche de nouvelles technologies se poursuit.

On appelle ces pétroles « pétroles de haute technologie », ils sont désormais compétitifs. On est donc loin d’avoir épuisé le sous-sol.

Il n’y a pas de réelle pénurie de pétrole si l’on intègre ces sables bitumeux qui se trouvent pour l’essentiel au Venezuela et en Alberta. Ces deux sites représentent un potentiel comparable au reste du pétrole conventionnel dans le monde. Mais les procédés d’exploitation par injection de vapeur sont coûteux et polluants : ils émettent en effet de grandes quantités de CO2. Cependant à 100$ le baril ils sont compétitifs.

Il faut savoir que 85 % des réserves actuelles de pétrole sont détenues par des compagnies nationales : Sonatrach en Algérie, Saudi Aramco en Arabie Saoudite, qui ne sont pas obligées de fournir des informations sur l’état des réserves. Seul 30 % du pétrole est extrait des réserves par les techniques classiques. Paradoxe : les producteurs sont nationalisés mais pas les prospecteurs, raffineurs et vendeurs (Total).

Il existe aussi les schistes bitumeux dont les réserves colossales sont encore plus difficiles à exploiter, mais pour combien de temps ? On parle aux conditions actuelles :

- de réserves possibles quand la probabilité de récupération du pétrole n’est que de 10 % aux conditions du moment ;

- de réserves probables quand cette probabilité passe à 50 % ;

- de réserves prouvées quand cette probabilité passe à 90 %.

On dit que le pétrole le plus facilement extractible reste le pétrole irakien et le plus riche en potentialité d’obtention de molécules chimiques de base le pétrole iranien. D’où les foyers de guerre. Le raffinage du pétrole exige la présence de catalyseurs généralement minéraux, secteur qui relève de la chimie et la mise au point de processus industriels, secteur qui relève du génie chimique. Ces deux secteurs demeurent toujours des axes de recherche importants.

L’acheminement du pétrole par pipeline est une autre source de conflits : Afghanistan/Pakistan et Syrie pour l’acheminement, ensuite par mer du pétrole caucasien.

 Sur le prix du pétrole :

On constate que fin 2006 le prix du pétrole est inférieur à celui de 1980. Et question bien connue : pourquoi le pétrole étant payé en dollars et l’euro ne cessant d’augmenter par rapport au dollar, toute augmentation du prix du baril ne serait pas compensée ? En fait on paye le baril de pétrole et les intérêts de la spéculation financière sur le pétrole.

Illustration : informations extraites d’une interview de Pierre Terzian, consultant sur le pétrole, janvier 2008. « Rien ne justifie l’actuelle flambée du pétrole ». « A 60$ le baril on couvre largement les coûts de production des pétroles les plus chers, la rémunération des différents acteurs et la prime de risque. Au delà de 60$ c’est de la spéculation. Les cours ont commencé à s’envoler avec la guerre en Irak et la demande de la Chine comme motif est totalement réducteur. En outre les Etats-Unis ont voté une loi qui permet l’opacité des transactions financières en ligne sur les marchés du pétrole. C’est la fameuse loi dite « Enron Loophole ». Sur n’importe quelle bourse il y a un régulateur »

Mais cette loi a suspendu les régulations sur les transactions électroniques du pétrole. Résultat : les hedge funds, qui représentaient à peine 0,2 % des transactions avant 2003, réalisent aujourd’hui 35 % d’entre elles. Il n’y a aujourd’hui aucun manque de pétrole.

L’Arabie Saoudite, par exemple, n’a pas refusé un seul acheteur. Il y a aujourd’hui une capacité de production excédentaire de 3 millions de barils jour, contre 0,5 en 2005, et qui sera de 5 millions fin 2008. Personne ne va stocker une matière première dont la courbe des prix est en baisse sur les marchés à terme. Cette baisse de stockage fait augmenter les prix. Un jour ou l’autre la bulle va se dégonfler et le prix du baril redescendre à un niveau raisonnable.

 Le gaz

Les réserves de gaz naturel : longtemps boudé, le gaz est aujourd’hui très prisé. Production mondiale : 2 900 milliards de mètres cubes, soit 2 900 Gigamètres cubes, ou Gm3, ou 2,9 Tm3 (T = Téra = 1 000milliards et non pas tonne) dont :
- Russie (600Gm3)
- USA (520Gm3)
- Moyen-Orient (340Gm3)
- Canada (180Gm3)
- Europe ( 2OO Gm3)

La liquéfaction du gaz, Gaz naturel liquéfié ou GNL, représente 200 milliards de m3.

Six pays concentrent la moitié de la demande mondiale : USA (23 %), Russie (15 %), etc. Le gaz représente près du quart de la consommation énergétique mondiale.

Réserves mondiales fin 2006 : T= téra = mille milliards.

Comme pour le pétrole, les réserves sont sûres et certaines sont prouvées : 56Tm3. Réserves probables : 100Tm3. Réserves possibles : 180 Tm3. Total : 236Tm3.

Autres réserves : les hydrates de méthane. Elles sont situées dans le domaine maritime profond et dans les régions polaires et circumpolaires (Alaska, Sibérie, Canada). Il s’agit de molécules d’eau organisées en un réseau de cages dans lesquelles est piégé du méthane dans une forme quasi cristalline. Les réserves de gaz contenues dans ces hydrates peuvent dépasser celles cumulées de pétrole, de charbon et de gaz, soit quelques 20 000T m3, soit de 70 à 130 fois les réserves de gaz naturel conventionnel ! Les contraintes sont surtout environnementales avec le réchauffement de la planète, mais aussi technologiques et économiques.

Commerce international en 2006 : 26,1 % de la production est commercialisée.

 Contraintes du gaz :

- coût très élevé pour investir dans les infrastructures gazières : 150 milliards $ par an d’ici à 2030 (source : Agence Internationale de l’énergie) ; le domaine du transport absorbera une bonne partie de ces investissements.
- problèmes politiques soulevés par les pays traversés par les pipelines. On liquéfie aussi le gaz appelé gaz naturel liquéfié ou GNL permettant ainsi d’être transporté par méthanier : 200 Milliards de m3 de GNL sont produits dans le monde.

Gaz non conventionnels : il en existe de trois catégories différentes dont les réserves sont estimées entre 540T m3 et 700Tm3. Bien que limitées, ces réserves sont très importantes et les estimations concernant leur taille continuent de progresser à mesure que de nouvelles techniques d’exploration ou d’extraction sont découvertes. Les ressources de gaz naturel sont abondantes et très largement distribuées à travers le monde. On estime qu’une quantité significative de gaz naturel reste encore à découvrir.

 Les réserves de gaz naturel

Bien que limitées, ces réserves sont très importantes et les estimations concernant leur taille continuent de progresser à mesure que de nouvelles techniques d’exploration ou d’extraction sont découvertes. Les ressources de gaz naturel sont abondantes et très largement distribuées à travers le monde. On estime qu’une quantité significative de gaz naturel reste encore à découvrir.

Les réserves « prouvées » sont celles qui peuvent être produites avec la technologie actuelle. Les pays de l’ex-Union soviétique et du Moyen-Orient se partagent plus de 70 % des réserves mondiales de gaz naturel (respectivement 32 % et 40 % en 2006). Les réserves mondiales de gaz naturel ont plus que doublé au cours des vingt dernières années et s’élevaient à 181.5 milliers de milliards de mètres cubes fin 2006. Le ratio mondial des réserves prouvées de gaz naturel par rapport à la production à son niveau actuel était supérieur à 63 ans en 2006. Ceci représente le temps restant avant l’épuisement des réserves en supposant que les taux actuels de production soient maintenus.

Les principaux pays producteurs en 2006 étaient la Fédération de Russie et les Etats-Unis avec respectivement 21,3 % et 18,5 % de la production mondiale. A noter que l’Amérique du Nord et l’ex-Union soviétique ont produit 53,6 % de la production globale en 2006. D’autres Etats affichent également une production notable. C’est le cas, par exemple, du Canada (6,5 %), de l’Iran (3,7 %), de la Norvège (3 %), de l’Algérie (2,9 %), du Royaume-Uni (2,8 %), de l’Indonésie (2,6 %), de l’Arabie Saoudite (2,6 %) et des Pays-Bas (2,2 %). Ces dix pays ont représenté ensemble les deux tiers de la production mondiale de gaz naturel en 2006.

La production mondiale totale en 2006 était de 2 865 milliards de mètres cubes, en croissance de 3 % par rapport à l’année précédente. Une croissance supérieure à la moyenne annuelle sur la période 1990-2006 (2,3 %). Une hausse de la production de gaz naturel dans le monde est attendue en raison des projets d’exploration et d’expansion planifiés en anticipation d’une demande future haussière. Chiffres pour 2006 extraits du Statistical Review of World Energy 2007, BP Amoco.

Le gaz naturel représente près du quart de la consommation énergétique mondiale. Cette consommation a considérablement augmenté au cours des 40 dernières années. La consommation mondiale totale a représenté environ 2 850 milliards de mètres cubes en 2006. Les principaux pays consommateurs de gaz naturel en 2006 étaient les Etats-Unis avec 22 % de la consommation totale et la Fédération de Russie, avec 15,1 %. L’Amérique du Nord et l’ex-Union soviétique ont consommé ensemble environ 49 % du gaz naturel. La part de l’Europe (UE 25) dans la consommation totale de gaz naturel était de 16,3 %. Ces trois zones ont compté à elles seules pour près des deux tiers de la consommation globale en 2006. La croissance de la consommation a été de 2,5 % entre 2005 et 2006, avec des taux plus élevés en Asie/Pacifique (6,5 %) et en Afrique (5,5 %). Les principales agences énergétiques mondiales prévoient une progression importante de la demande à travers le monde au cours des vingt prochaines années, croissance qui devrait principalement avoir lieu au sein des pays en développement

 Le charbon

Réserves mondiales : 900 milliards de tonnes, soit au rythme actuel d’exploitation, 150 ans.

Liquéfaction du charbon pour en faire un carburant : procédé très connu exploité en Afrique du Sud (obtention de gasoil, de kérosène, de produits chimiques). On appelle alors ce charbon « coal for liquid » ou CTL. Selon le conseil mondial de l’énergie, ces combustibles synthétiques à base de charbon pourraient ainsi fournir 100 millions de tonnes équivalent pétrole en 2020 (soit 4 % de la demande de carburant liquide), voire 600 millions de tonnes en 2050. On dit que d’ores et déjà les CTL ont de beaux jours devant eux. Les investissements nécessaires seraient de l’ordre, pour une unité produisant 50 000 barils jour, entre 3 à 6 milliards de dollars, soit 3 à 4 fois plus cher qu’une raffinerie équivalente pour le pétrole. Signalons que les centrales à charbon atteignent aujourd’hui 45 % d’efficacité énergétique contre 25 % en 1970.

 L’uranium

La production mondiale est de 40 000 T pour une consommation de 70 000T. La différence est constituée par les stocks. Les réserves connues seraient de 5 Mt pour un coût d’extraction inférieur ou égal à 130 $/kg. De nouvelles mines ont été découvertes récemment en Namibie, Chine, Niger et principalement au Kazakhstan, pays qui pourrait devenir le premier producteur mondial d’uranium. Du coup les réserves sont portées à 15 ou 20 Mt, certains parlent même de 100 Mt. La Chine maintient secrètes ses réserves. L’anglo-australien Rio Tinto annonce un doublement de sa production d’uranium. Le cours de l’uranium a été multiplié par cinq en 2007. Le Niger a confié à plusieurs sociétés la prospection d’uranium. Cette croissance mondiale en uranium amène Areva à investir afin de doubler sa production.

 Comment fabrique-t-on le combustible nucléaire ?

L’uranium est un minerai extrait de gisements à ciel ouvert ou en galeries souterraines, et cela dans le monde entier. Naturellement pauvre en uranium, le minerai est concentré sur place et transformé en poudre jaune, le « yellow cake ». 1 000 tonnes de minerai traité donnent 1,5 à 10 tonnes de « yellow cake ». Celui-ci est également traité et enrichi afin d’en augmenter la concentration en uranium 235 qui permet la réaction de fission nucléaire. Le « yellow cake » est ensuite converti en gaz, l’UF6, lui-même enrichi. La proportion d’uranium 235 (l’uranium fissile) passe de 0,92 % à 3,2 %. L’UF6 est ensuite transformé en oxyde d’uranium, devenant ainsi une poudre noire. Comprimée et cuite, cette poudre est transformée en pastilles d’une dizaine de grammes chacune. Les pastilles sont enfilées dans des tubes métalliques de 4 mètres de long. L’ensemble prend le nom de « crayon ». Hermétiquement fermés, ceux-ci sont rassemblés dans le cœur du réacteur. Pour recharger un réacteur de 1 300 MW, on assemble 200 groupes de 289 crayons, ce qui représente près de 15 millions de pastilles. Framatome ANP fabrique le combustible pour EDF qui en contrôle la qualité. EDF, propriétaire du combustible, en assume la gestion tout au long de son cycle de vie.

Comme toute activité industrielle, les centrales nucléaires génèrent des déchets, dont certains sont radioactifs. Les déchets dits « à vie courte » qui perdent la moitié de leur radioactivité tous les 30 ans. Ils proviennent de l’exploitation, de la maintenance et de la déconstruction des centrales nucléaires. Ils représentent 90 % du stock total de déchets radioactifs selon l’inventaire de l’Andra et contiennent 0,1 % de la radioactivité totale. Il s’agit de filtres, résines, vannes, vinyles, tissus... Les déchets dits « à vie longue » qui perdent leur radioactivité sur des durées supérieures à 30 ans. Ils sont issus du traitement du combustible nucléaire usé. Ils représentent 10 % du stock total de déchets radioactifs et concentrent 99,9 % de la radioactivité totale.

Les déchets radioactifs sont connus et inventoriés. Par la loi du 30 décembre 1991, l’Etat a chargé l’Agence Nationale de Gestion des Déchets Radioactifs (ANDRA) du recensement de l’ensemble des déchets présents sur le territoire national. L’inventaire 2006 est disponible sur www.andra.fr

Aujourd’hui, des solutions techniques plus « sûres » existent pour la gestion de tous les déchets radioactifs. En France les déchets « à vie courte » sont triés selon leur niveau de radioactivité et leur nature, conditionnés et stockés dans les centres de l’ANDRA. Les déchets « à vie longue » sont transformés en blocs de verre inaltérable et entreposés dans l’usine Areva NC de La Hague. Il n’en reste pas moins que ces déchets radioactifs représentent un danger potentiel.

Conclusion : les sources d’énergie sont diversifiée et riches potentiellement. Aucun pays n’est aujourd’hui autonome sur le plan énergétique, qu’il s’agisse de la maîtrise des sources d’énergie ou des techniques de production et de transformation. Le marché de l’énergie reflète l’équilibre stratégique et économique international. Les entreprises détentrices de sources d’énergie sont quasiment toutes publiques, nationales, et celles qui ne le sont pas sont sous haute surveillance des gouvernements. Une énorme propagande idéologique existe autour du prix de l’énergie, et principalement autour du prix du baril de pétrole.

 L’énergie en France

Sur le plan économique, l’industrie de l’énergie en France en 2006 c’est 2,5 % du PIB, 19 % des investissements industriels, 5 % des investissements totaux, 2 % des dépenses de R&D des secteurs industriels et commerciaux, 230 000 emplois (directs ou indirects), soit 6 % des emplois de l’industrie et 1 % de la population active.

 Le potentiel français en production d’énergie

La France dispose de 13 raffineries d’une capacité totale de 98 Mt. Arrêt de l’extraction du charbon en avril 2004 ; fin des Charbonnages de France en décembre 2007. En 2006, la production française d’électricité a représenté 549,1 TWh dont 78 % issus du nucléaire :
- Hydroélectricité : 450 barrages dont 220 exploités par EDF ; 2 062 centrales dont 447 exploitées par EDF ; production de 60,5 TWh dont 40,3 TWh exploitées par EDF (soit 2/3 du total).
- Nucléaire : 59 tranches nucléaires sur 21 sites soit une puissance de 63,3 GW.
- Les centrales à charbon, à gaz et à énergie renouvelable, dont principalement le bois qui, broyé et transformé en pastille, fournit un pouvoir calorifique plus important.

 La production d’énergie primaire par la France

ENRt : énergie renouvelable (bois, déchets, éolienne, solaire, géothermie).

 La Consommation d’énergie en France

 L’approvisionnement français en uranium naturel

Il est actuellement aux mains du groupe AREVA. AREVA NC produit de l’ordre de 6 000 tonnes par an de minerai d’uranium, soit environ 15 % de la production minière mondiale. Le groupe a pris des participations importantes dans des gisements canadiens et au Kazakhstan. Il continue néanmoins de dépendre fortement des gisements nigériens. AREVA tente ainsi de diversifier ses ressources. Elle poursuit son effort de prospection, notamment au Canada, au Niger et en Asie Centrale afin de consolider ses acquis et renouveler ses réserves à travers le monde.

Toutes ces difficultés participent à la hausse du prix de l’uranium. Le prix actuel est actuellement de 138 dollars la livre et la tendance haussière semble irréversible. EDF reconnaît ainsi que si l’on a une bonne idée des coûts de l’extraction de l’uranium, il est difficile de prédire les futurs prix de l’uranium.

Aujourd’hui, la part que représente l’achat de l’uranium est très faible dans le coût de l’électricité nucléaire.

 La facture énergétique de la France

 Les énergies renouvelables

Nous constatons que l’énergie obtenue avec le bois et les déchets de bois dépasse l’énergie hydraulique. Le bois et ses déchets sont broyés et transformés en pastilles à pouvoir calorifique élevé. Constatons aussi la faiblesse des autres énergies renouvelables.

 Consommation d’électricité en France

On constate la consommation considérable de l’électricité à majorité tirée du nucléaire dans le résidentiel tertiaire, c’est-à-dire dans les foyers et les bureaux. La montée en consommation électrique traduit la pénétration des appareils électriques dans les foyers.

Notons le doublement de la consommation d’énergie finale entre 1973 et 2006 dans les transports.