Motie M. Samuel COGOLATI ET

16 mars 2022 de Belgique FAIT AU NOM DE LA COMMISSION DE L’ÉNERGIE, DE L’ENVIRONNEMENT ET DU CLIMAT PAR M. Samuel COGOLATI ET MME Leen DIERICK RAPPORT SOMMAIRE Pages

Audition LES NOUVELLES TECHNOLOGIES NUCLÉAIRES DANS LE DOMAINE DE L’ÉNERGIE

N-VA : Nieuw-Vlaamse Alliantie Ecolo-Groen Ecologistes Confédérés pour l’organisation de luttes origi PS Parti Socialiste VB Vlaams Belang MR Mouvement Réformateur CD&V Christen-Democratisch en Vlaams PVDA-PTB Partij van de Arbeid van België – Parti du Travail de Belgi Open Vld Open Vlaamse liberalen en democraten Vooruit Vooruit Les Engagés Les Engagés DéFI Démocrate Fédéraliste Indépendant INDEP-ONAFH : Indépendant - Onafhankelijk Mesdames, Messieurs, Au cours de sa réunion du 18 janvier 2022, la commission de l’Énergie, de l’Environnement et du Climat a organisé une audition sur le thème “Les nouvelles technologies nucléaires dans le domaine de l’énergie”, avec Mme Maria Betti (Joint Research Centre – Commission européenne); Mme Diane Cameron (OCDE); M. Bernard Salha (Sustainable Nuclear Energy Technology Platform); prof. dr. Peter Baeten et prof. dr. Hamid Aït Abderrahim (SCK-CEN); dr. Joannes Laveyne (UGent); et prof. dr. Gilbert Eggermont (Conseil supérieur de la santé).

I. — EXPOSÉS INTRODUCTIFS Pour les exposés introductifs de Mme Maria Betti (Joint Research Centre – Commission européenne); Mme Diane Cameron (OCDE); M. Bernard Salha (Sustainable Nuclear Energy Technology Platform); prof. dr. Peter Baeten et prof. dr. Hamid Aït Abderrahim (SCK-CEN); Dr. Joannes supérieur de la santé), il est renvoyé aux textes et aux présentations PowerPoint qui figurent en annexe du présent rapport (v. annexes).

II. — DISCUSSION A. Questions et observations des membres M. Bert Wollants (N-VA) formule les remarques et questions suivantes à l’adresse des invités. M. Wollants souhaite poser la question suivante à Mme Cameron (OCDE): dans la presse, les réacteurs PRM sont souvent décrits comme n’existant que sur le papier et dans les diaporamas. Pourtant, il existerait aujourd’hui 70 modèles concrets différents, dont certains seront prêts à être construits d’ici cinq à dix ans.

Les premiers PRM seront-ils construits et mis en service à partir de 2027-2028? Est-il concevable qu’un pays puisse franchir d’un seul coup le pas de la construction de centrales nucléaires d’un nouveau type, sans avoir franchi au préalable l’étape intermédiaire des PRM à eau légère, sur laquelle le membre émet des réserves? Mme Cameron a évoqué l’importance de conserver le savoir-faire nucléaire, mais aussi la prolongation des centrales existantes.

Elle a également évoqué la combinaison des énergies renouvelables et de l’énergie nucléaire en vue de l’objectif “zéro carbone”. Mais M. Wollants retient

de l’exposé de M. Laveyne qu’une telle combinaison ne serait pas une bonne chose. L’intervenant souhaite obtenir des précisions sur ces deux points de vue. M. Wollants demande à MM. Baeten et Aït Abderrahim quelles sont les chances du projet MYRRHA de pouvoir participer au développement des nouveaux concepts de réacteurs

MYRRHA

n’est pas un PRM, mais il pourrait fournir un certain nombre de concepts de base utiles. Qu’est-ce que le SCK-CEN attend des autorités fédérales pour faire connaître le projet MYRRHA sur la scène internationale et faire en sorte que le projet MYRRHA puisse être mené à bien? La ministre de l’Énergie a déjà déclaré être disposée à coopérer au positionnement international du projet. Qu’est-ce que le SCK-CEN attend des autorités d’une façon générale? À quoi le SCK-CEN préfère-t-il utiliser les 100 millions d’euros alloués par les autorités fédérales? Quelle est la principale priorité? M. Wollants demande à Mme Betti de répondre à la question suivante.

On a souligné l’importance du soutien de la politique en vue de la réalisation pratique des PRM. Sous quelle forme est-il préférable que les autorités accordent ce soutien? M. Wollants a encore une question pour M. Salha. À l’heure actuelle, il existe dans notre pays une interdiction légale de développer la technologie nucléaire pour la production commerciale d’électricité. Dans quelle mesure cette interdiction désavantage-t-elle notre pays quand il s’agit d’attirer des investisseurs et chercheurs pour la recherche scientifique nucléaire par rapport aux pays où une telle interdiction n’existe pas? L’OCDE et Tractebel ont indiqué que l’énergie renouvelable et l’énergie nucléaire peuvent coexister.

M. Laveyne n’est pas de cet avis. Selon M. Laveyne, quelles sont les éventuelles erreurs de jugement de l’OCDE et de Tractebel à cet égard? Quels problèmes ne sont pas suffisamment pris en compte? Certains orateurs ont souligné que la prolongation de la durée de vie de certaines centrales nucléaires peut être complémentaire au développement de PRM. M. Laveyne a expliqué un jour que la prolongation des unités Doel IV et Tihange III était une évidence.

Que voulait dire M. Laveyne par-là? M. Eggermont a renvoyé au rapport du Conseil supérieur de la Santé. Le Conseil a-t-il également examiné l’aspect de la durabilité pour toutes les autres technologies? À cet égard, M. Wollants a évoqué des études menées par les Nations Unies et par plusieurs

universités sur tous les effets environnementaux causés par d’autres technologies énergétiques, comme les centrales au charbon, etc. Ne serait-il pas préférable de réaliser une évaluation plus large plutôt que d’examiner uniquement les effets environnementaux de l’énergie nucléaire? L’intervenant est par exemple convaincu que la politique énergétique allemande, dans laquelle la lignite occupe encore une place importante, a eu de plus grands effets néfastes sur la santé des européens l’année dernière que l’exploitation de l’énergie nucléaire durant ces trente dernières années.

Certes, une étude sur la durabilité est sans aucun doute recommandée, mais l’intervenant plaide pour qu’elle soit réalisée de manière suffisamment large. Dès lors, la question est de savoir si le choix de ne pas recycler les combustibles nucléaires depuis 1993 ne devrait pas être reconsidéré, précisément pour des raisons de durabilité. Enfin, M. Wollants indique que l’on évoque souvent les applications nucléaires pour le transport maritime (il existe, par exemple, une entreprise danoise qui mise sur la propulsion).

L’intervenant constate que l’OCDE pose généralement des questions sur l’application nucléaire dans le domaine de la navigation. Quels sont les défis à relever pour le développement de cette technologie et quelles sont les attentes pour son introduction sur le marché? M. Wollants aimerait recevoir une réponse de la part de Mme Cameron. M. Samuel Cogolati (Ecolo-Groen) pose 4 questions aux intervenants: — La première concerne le caractère opérationnellement industrialisable ou non des différentes technologies proposées (SMR, fusion nucléaire, réacteurs à sels fondus ou au thorium).

Quels en sont les délais d’industrialisation? Si ces technologies s’avéraient véritablement opérationnelles, quels en seraient les délais d’installation? À cet égard, l’intervenant évoque l’EPR de Flamanville en France dont le chantier a démarré en 2007 et qui n’a pas encore abouti actuellement: non seulement les délais sont hallucinants, mais le budget a également été multiplié par 3. La question est donc de savoir si ces technologies sont réalistes, compte tenu des différentes échelles de temps évoquées (2040, 2050, 2070, voire 2100).

Il souligne que, face aux défis que constituent le dérèglement climatique et l’augmentation des coûts de l’électricité, il faut une réponse rapide. — La seconde question concerne le prix et les assurances évoquées par le prof. dr. Gilbert Eggermont. Le secteur nucléaire constitue une exception en matière de droit des assurances en Belgique. À l’inverse, le prix des énergies renouvelables a considérablement baissé (divisé par 2 en 15 ans).

Ces énergies renouvelables peuvent protéger contre la hausse des prix du gaz et

de l’uranium (dont on parle moins). Quel est le coût de chacune des technologies évoquées par MWh produit et par kW installé? En France, un coût de 4 000 euros pour un SMR de 170 MW est évoqué. C’est à comparer avec 37 dollars/MWh pour le photovoltaïque et 40 dollars/ MWh pour l’éolien. Il faut donc prendre en compte la question de la compétitivité des technologies en question car ça ne vaut pas la peine de discuter de quelques chose qui coûterait 10 fois plus cher. — La troisième question concerne les déchets radioactifs.

Est-ce que les technologies évoquées permettent de supprimer les déchets radioactifs dangereux pour plusieurs milliers de générations à venir? — La quatrième et dernière question a trait à la sécurité et à la prolifération nucléaire. M. Cogolati évoque notamment la situation du SMR flottant russe, l’Akademik Lomonosov. Mme Kim Buyst (Ecolo-Groen) fait, quant à elle, remarquer que 10 ans sont une éternité en matière de développements technologiques dans le domaine de l’énergie et que chaque euro ne peut être dépensé qu’une seule fois.

Elle demande s’il ne serait dès lors pas plus logique d’investir les moyens dédiés à la recherche en matière de SMR, dans les technologies d’énergies renouvelables et de stockage d’énergie. Par ailleurs, plusieurs délais différents ont été évoqués pour le développement de prototypes. Actuellement ces modèles sont très chers. Dans quel délai un développement à l’échelle commerciale est-il possible pour parvenir à un prix plus compétitif? L’intervenante constate que tout le monde ne semble pas prendre le problème du traitement des déchets des centrales nucléaires actuelles au sérieux.

Pourtant c’est un réel problème et qui perdurera avec les SMR. Le SCK-CEN effectue des recherches sur le traitement des déchets nucléaires ainsi qu’en matière de médecine nucléaire. Dans les prochaines années, ces recherches s’étendront aussi au démantèlement des centrales nucléaires. Ne serait-il pas préférable que le SCK- CEN se concentre sur ces trois types de recherches (déchets, médecine nucléaire et démantèlement) plutôt que d’effectuer des recherches sur des nouveaux réacteurs.

Le SCK-CEN pourrait devenir un centre de référence en sécurité nucléaire, ce qui présenterait aussi des opportunités économiques. Mme Buyst revient également sur la mission de recherches en matière de nouvelles technologies que le gouvernement fédéral a décidé de confier au SCK-CEN, lors de son accord de décembre 2021. Elle demande s’il

ne serait pas logique de mettre sur pied une taskforce scientifique qui pourrait encadrer cette mission. L’oratrice s’interroge sur la possibilité réelle de pouvoir implanter des SMR dans un pays aussi densément peuplé que la Belgique. Quel périmètre de sécurité serait nécessaire? Une des plus-values des SMR serait qu’ils pourraient être produits en série. Mais, pour ce faire, il faudrait une harmonisation des politiques et de la réglementation au niveau mondial.

Qu’en pensent les orateurs? Une telle harmonisation est-elle envisageable? Ne serait-il pas aussi utile d’entendre l’AFCN à ce sujet? Mme Mélissa Hanus (PS) rappelle tout d’abord que, le 23 décembre 2021, le gouvernement fédéral a annoncé son projet d’investir 100 millions d’euros d’ici à 2025, à raison de 25 millions d’euros par an, dans la recherche relative au nucléaire du futur, plus particulièrement dans la recherche relative au SMR.

L’audition de ce jour sur les nouvelles technologies nucléaires dans le domaine de l’énergie représente donc une chance de pouvoir préparer le travail parlementaire en lien avec ce projet. Mme Hanus interroge ensuite les prof. dr. Baeten et Aït Abderrahim qui représentent le SCK-CEN, lequel sera directement associé au projet de recherche souhaité par le gouvernement. Elle demande de plus amples informations au sujet des possibilités de développement de SMR en Belgique, ainsi que sur les moyens déployés par le SCK-CEN dans la recherche à ce sujet.

Dès lors que la puissance énergétique des SMR est en général comprise entre 50 et 500 MW, dans quelle mesure ces réacteurs pourraient théoriquement participer à l’approvisionnement du pays en électricité? M. Reccino Van Lommel (VB) estime que cette audition apporte un certain nombre d’éléments importants pour une bonne compréhension de la problématique. Il constate que, à l’échelle mondiale, il y a pas mal de choses qui bougent en matière de SMR.

De nombreuses technologies ont été évoquées au cours de cette audition. À l’avenir, si un changement d’échelle devait être envisagé, il faudra sans doute aller vers une plus grande standardisation. Certains orateurs ont souligné que, pour atteindre l’objectif de neutralité climatique à l’horizon 2050, les SMR pouvaient être combinés avec les énergies renouvelables, et que, dans certains cas, il ne pourrait même pas en être autrement.

L’intervenant constate que plusieurs projets concrets de SMR sont en cours dans différents pays. Ils s’agit de

prototypes dont certains aboutiront dans 5 ans tandis que d’autres sont prévus pour 2030. Il faut donc arrêter de dire que les SMR ne sont pas quelque chose de concret et que ça n’existe que sur papier. M. Van Lommel demande dans quel délai une production de SMR en série pourrait être envisagée. Les SMR plus avancés présenteront l’avantage de produire moins de déchets nucléaires que les SMR à eau pressurisée (Light Water Reactor) qui seront disponibles à plus court terme.

M. Van Lommel demande dans quelle mesure les déchets des SMR à eau pressurisée seront recyclables et si le recyclage sera possible pour les SMR plus avancés. Mme Marie-Christine Marghem (MR) souligne quelques éléments marquants des exposés: la possibilité de mise en service de SMR vers 2030 et le coût comparable à celui de l’énergie renouvelable. Elle observe aussi qu’il existe une confusion chez certains entre “renouvelable” et “décarboné”.

Elle rappelle que l’objectif est d’atteindre une société neutre en carbone à l’horizon 2050. La représentante de l’OCDE a d’ailleurs rappelé la limite de carbone à ne pas dépasser pour éviter un réchauffement qui dépasserait 1,5 °C. À propos de l’hydrogène, elle estime qu’il s’agit d’une solution de stockage lorsqu’on a un excédent d’électricité. Cependant, il vaut mieux le produire localement car, vu qu’il y a déjà une grande perte d’énergie à la production, le coût du transport de cet hydrogène ruinerait le modèle économique.

Elle ajoute que, à l’endroit où cet hydrogène serait produit, on aurait peut-être besoin de l’électricité nécessaire à la production de cet hydrogène. L’oratrice retient des exposés l’importance de maintenir une filière et un environnement industriel favorable. Elle demande aux intervenants quelle serait, dans une perspective industrielle, la ligne du temps et les opérations à réaliser dans un pays comme la Belgique où il existe un parc nucléaire actif, au cas où le gouvernement déciderait d’installer des SMR, tout en respectant les 8 axes définis par le gouvernement dans son annonce du 23 décembre 2021? Qu’en est-il du combustible, des déchets, de la sécurité d’approvisionnement et de la fiabilité à cet égard? Mme Leen Dierick (CD&V) indique que son groupe estime important de maintenir l’expertise dont notre pays dispose en matière de technologies nucléaires et de regarder vers l’avenir sans œillère.

Elle revient tout d’abord sur le lien établi par Mme Cameron entre les nouvelles technologies nucléaires et celles qui existent déjà, dans le sens où il serait plus facile d’aller vers des SMR là où il existe déjà des réacteurs nucléaires. Dès lors que la Belgique se trouve à la veille de la sortie du nucléaire, elle demande de quelle manière la Belgique pourrait conserver la connaissance et l’expertise dont elle dispose en matière nucléaire.

L’intervenante interroge ensuite M. Salha au sujet des cartes qui montrent les pays où des projets de SMR sont en cours ainsi que la situation projetée en 2040. Mme Dierick constate que la Belgique ne figure pas sur ces cartes. Elle demande dès lors sur quelle base ses cartes ont été établies et pour quelle raison la Belgique n’y figure pas. Est-ce en raison de la législation actuelle qui n’autoriserait pas la construction de SMR? L’oratrice demande au prof. dr. Peter Baeten des précisions sur la ligne du temps d’un projet SMR.

Ce dernier a évoqué qu’il faudrait 10 ans avant de pouvoir exploiter un SMR à eau commercialement. Pour un SMR fonctionnant avec une autre technologie, il faudrait encore compter 5 ans de plus. Il a aussi été dit qu’il fallait avoir ses partenaires dès le début du projet. Mme Dierick souhaite savoir ce qui est inclus dans ce délai de 10 ans. Est-ce uniquement le délai nécessaire pour la construction et le démarrage de l’exploitation? Ou, est-ce que, par exemple, la recherche d’un lieu et la procédure de demande de permis font aussi partie de ce délai de 10 ans? À cet égard, l’intervenante demande où un tel SMR pourrait être construit dans un pays comme la Belgique qui est aussi densément peuplé.

Y a-t-il des conditions spécifiques quant au lieu qui pourrait accueillir une telle installation? Dans l’hypothèse où la Belgique adapterait sa législation pour permettre la construction d’un SMR, quelles autres conditions devraient être remplies avant de pouvoir entamer une telle construction? Enfin, vu qu’il existe plusieurs projets pilotes dans différents pays, mais que l’objectif est que la production de SMR puisse, à un moment donné, être standardisée, dans quel délai les orateurs estiment-ils que cette technologie sera suffisamment mûre pour pouvoir déboucher sur une production standardisée? Mme Marianne Verhaert (Open Vld) souligne que la présente audition porte explicitement sur les possibilités d’avenir en matière de technologies nucléaires pour produire de l’électricité pauvre en carbone.

Elle estime

qu’il n’y a aucun domaine politique où il faudrait ignorer la science et l’innovation. Elle déplore que ce soit le cas avec la loi sur la sortie du nucléaire, dont l’article 3 ne permet pas la construction et l’exploitation de nouveaux réacteurs nucléaires. Elle constate que de nombreuses possibilités ont été évoquées par les orateurs afin d’évoluer vers un mix énergétique neutre en carbone d’ici à 2050.

Elle espère que le gouvernement examinera ce qui est possible plutôt que ce qui ne l’est pas. L’intervenante pose ensuite un certain nombre de questions sur les conséquences de la sortie du nucléaire pour la recherche nucléaire belge: — Dans quel délai les orateurs estiment-ils possible une commercialisation en Belgique, compte tenu des délais requis pour les permis et la construction? — Comment les autorités belges peuvent être faciliter les nouvelles technologies nucléaires? — Quel est le point de vue des orateurs au sujet du budget de 25 millions d’euros par an, dégagé pour soutenir la recherche? Quelles seraient les priorités dans cette recherche? — À quel point des entreprises privées sont-elles prêtes à prendre des risques en investissant dans ces nouvelles technologies? — Des investisseurs étrangers sont-ils indispensables pour la recherche belge? Où en est la recherche d’investisseurs étrangers? — Outre l’article 3 dont question ci-dessus, quels sont les obstacles réglementaires? — Concernant le volet “sécurité”, y a-t-il suffisamment d’expertise au sein de l’AFCN pour évaluer ces nouvelles technologies? Mme Verhaert est d’avis qu’il faut donner toutes leurs chances à ces technologies et ne pas rater le train, train dans lequel les pays avoisinants ont déjà pris place.

Il serait en outre étrange que les autorités aient investis tant de moyens dans la recherche au sujet de ces nouvelles technologies pour finalement décider de ne pas les utiliser. L’oratrice craint que, vu le contexte incertain, la Belgique perte l’expertise de haut niveau dont elle dispose aujourd’hui. Quelles initiatives le SCK-CEN prend-il pour conserver ses connaissances et son personnel? Comment le SCK-CEN évalue-t-il les possibilités de maintenir ce secteur en vie, malgré la sortie du nucléaire

prévue en 2025? Une prolongation du nucléaire est-elle indispensable? Enfin, Mme Verhaert demande aux orateurs s’il est exact que les centrales nucléaires ne seraient pas suffisamment modulables pour pouvoir fonctionner de pair avec les énergies renouvelables. M. Christian Leysen (Open Vld) demande, quant à lui, aux orateurs internationaux comment ils classent le potentiel et la qualité des recherches du SCK-CEN et dans quel mesure il existe, pour le SCK-CEN, des possibilités de coopération et d’échange accrus au sein de l’Union européenne.

Il demande également si d’autres pays sont confrontés à des réductions suivies de remises à niveau de leurs capacités nucléaires. Y a-t-il dans ces pays des tergiversations comme on en connaît en Belgique? M. Kris Verduyckt (Vooruit) souligne que la politique énergétique se doit d’être une politique de long terme. Il fait remarquer que les problèmes que l’on rencontre actuellement dans certains dossiers énergétiques est dû à un manque de vision à long terme.

M. Verduyckt estime que la question n’est pas d’être pour ou contre le nucléaire. L’important pour lui est qu’on ait un marché de l’énergie qui soit fiable sur le plan de la sécurité d’approvisionnement, qui soit propre, c’est-à-dire neutre sur le plan climatique, et qui soit payable. Pour ce faire, il faut se dégager de la dépendance aux énergies fossiles, mais le caractère payable est aussi lié aux coûts de développement.

À cet égard, le développement des SMR peut poser problème. En ce qui concerne l’énergie nucléaire actuelle, les problèmes que rencontre la France avec ses réacteurs montrent que la fiabilité de cette énergie n’est pas optimale. Quant aux nouveaux projets, ils démontrent que le caractère payable de ceux-ci n’est pas garanti. La question que tout le monde se pose est donc de savoir de quelle manière les SMR pourraient jouer un rôle positif.

Au début, M. Verduyckt pensait qu’il s’agissait d’une nouvelle technologie. Mais, au fur et à mesure, il a pris conscience qu’il s’agit surtout d’une nouvelle approche, dans le sens où, même si la forme est différente, les problèmes posés par les réacteurs actuels demeurent. L’intervenant estime donc que, avant de construire des SMR, il faut éviter de répéter les erreurs du passé, en faisant à l’avance un inventaire des problèmes qui peuvent se poser (déchets nucléaire, responsabilité, sécurité civile).

L’orateur rebondit sur la remarque de Mme Buyst à propos des budgets considérables qui sont nécessaires pour ces technologies. Il faut comparer ces budgets

avec ceux nécessaires pour le développement d’autres sources d’énergie. Dans sa présentation, Le dr. Joannes Laveyne a montré la forte baisse du coût de développement des énergies renouvelables. Au regard de ce constat, cela vaut-il vraiment la peine d’autant investir dans les SMR, alors qu’il s’agit d’une technologie qui n’a encore rien démontré? Enfin, M. Verduyckt constate que ces technologies de SMR n’apportent aucune réponse à l’approvisionnement en énergie à court terme.

L’orateur pose ensuite 5 questions: — En matière d’emploi, est-ce que la situation avec des SMR serait différente de la situation actuelle? — Est-ce que le risque de prolifération nucléaire serait équivalent ou plus faible avec les SMR qu’avec les centrales actuelles? — Est-ce que le projet MYRRHA est une bonne amorce pour participer au développement de SMR? Est-ce que la connaissance et l’expérience accumulée dans le cadre du projet MYRRHA pourrait-être utile et applicable dans le cadre des SMR? La Belgique dispose-t-elle, grâce au projet MYRRHA d’un avantage concurrentiel pour participer au développement des SMR? — L’énergie nucléaire est chère.

Les SMR ne deviendraient intéressants sur le plan économique qu’à partir d’une certaine échelle de production (par exemple, 100 SMR). Il faut donc qu’il y ait suffisamment de demande. Comment les orateurs évaluent-ils cette demande? — Ne serait-il pas préférable de développer un plan global au niveau européen pour voir où il y aurait encore lieu d’implanter des unités de production nucléaire sur le continent? Est-il judicieux d’implanter des unités de production nucléaire en Belgique, alors qu’il s’agit d’un des pays les plus densément peuplés d’Europe? M. Georges Dallemagne (cdH) estime que, pour pouvoir atteindre une société décarbonée, on ne peut pas se passer des nouveaux développements technologiques.

Il observe l’enthousiasme d’une partie des orateurs pour les perspectives offertes par ces nouvelles technologies. Il se joint aux questions déjà posée concernant la ligne du temps. Certaines choses ont été formulées au conditionnel et il y a un fossé entre maintenant et 2035. Il est important, si on fait appel à ces technologies, de pouvoir être certain qu’on peut compter sur elles. À partir de quand pourra-t-on compter sur ces technologies en Belgique,

pas seulement pour un premier réacteur, mais pour que cette énergie fasse la différence? Si ces réacteurs font entre 5 et 300 MW, pour produire entre 2 et 3 GW, il en faudra quelques dizaines. Quelle pourrait être la part de ces réacteurs dans le mix énergétique. Quelles sont les raisons pour lesquelles il y a des incertitudes quant à la ligne du temps? S’agit-il d’obstacles technologiques ou d’obstacles d’ordre légaux et administratifs? M. Dallemagne demande aussi s’il est exact que le combustible de ces nouveaux réacteurs resterait de l’uranium.

Quel budget la Belgique devrait-elle consacrer à ces technologies durant la décennie qui vient pour pouvoir faire la différence en matière d’énergie décarbonée? À l’échelle mondiale, l’objectif est d’atteindre une production de 1 160 GW, plutôt que 400 GW aujourd’hui. Cela ferait donc environ 10 000 à 11 000 réacteurs. Quelle est l’état de la réflexion pour éviter une dissémination de ce carburant? Même si la transformation en carburant militaire est peu probable, cela pourrait quand-même poser des problèmes de sécurité.

B. Réponses Mme Marie Betti (Joint Research Center – Commission européenne) commence par rappeler que chaque État membre de l’Union européenne est souverain quant à la politique énergétique qu’il souhaite mettre en œuvre sur son territoire. Dès lors que cela lui a été demandé, la Commission européenne soutient les thématiques de la sécurité nucléaire et de la recherche en matière de nouvelles technologies nucléaires, en travaillant notamment en étroite collaboration avec les différents organismes nationaux en charge du contrôle et de la sécurité nucléaire ainsi que de recherche nucléaire, comme c’est le cas du SCK-CEN en Belgique.

Le soutien de la Commission européenne peut également se matérialiser dans le contexte de l’action directe, en développant des projets avec les organismes nationaux. Comme cela a été exposé, ces projets s’inscrivent dans trois axes: sûreté, sécurité et non-prolifération. Ils se font également en étroite collaboration avec la Direction Générale de l’Énergie de la Commission européenne. Mme Diane Cameron (OCDE) revient tout d’abord sur la question de la ligne du temps.

L’étendue des dates qui ont été fournies reflète l’étendue des différentes technologies qui sont actuellement en développement. L’appellation “SMR” est utilisée pour se référer à une série de technologies différentes. Certaines d’entre elles

sont des technologies de court terme, alors que d’autres sont des technologies plus avancées et plus innovantes et donc de plus long terme. Afin d’apporter une réponse claire à la question du calendrier, elle précise qu’il existe une première vague de SMR qui utiliseront des types de combustibles existants. Ces SMR seront largement disponibles et connectés au réseau, par exemple au Canada, en 2028-2029.

Il existe aussi des projets de prototypes en cours pour des réacteurs qui utiliseront des types de combustibles légèrement différents, appelés “High-Assay Low-Enriched Uranium”. La démonstration du caractère opérationnel de ces réacteurs est attendue pour la fin des années 2020 et le déploiement commercial pour les années 2030. La vague suivante de réacteurs seront des “High-temperature gas-cooled reactors” qui devraient raisonnablement pouvoir être opérationnels dans un délai similaire, à savoir vers 2030, avec un déploiement commercial peu après.

À côté de ces réacteurs, il existe de nombreux autres concepts de réacteurs plus avancés qui visent notamment à recycler le combustible utilisé. Les réacteurs à sels fondus et les réacteurs rapides refroidis au sodium sont des réacteurs de quatrième génération. Pour ces réacteurs, le travail sur des projets de recherche et développement est en cours, le stade du prototype étant attendu pour les années 2030.

Les projets autour de la fusion nucléaire sont à encore plus long terme. Mme Cameron ajoute que, pour l’instant, il n’y a aucune tendance globale à mettre en œuvre un secteur nucléaire basé sur le thorium. Quant au marché du transport maritime, elle indique que les PRM sont une solution technologique concrète pour la décarbonation du secteur, bien qu’elle ait encore à être plus largement documentée. L’intervenante aborde ensuite la question de l’intégration de l’énergie nucléaire avec les énergies renouvelables.

Elle estime que la présentation selon laquelle il faudrait effectuer un choix entre l’énergie nucléaire et les énergies renouvelables (éolien et solaire) peut induire en erreur. En réalité, l’énergie nucléaire et les énergies renouvelables fonctionnent ensemble. Mme Cameron affirme que, même si on donne priorité aux énergies renouvelables, il y aura toujours un trou à combler car le vent ne souffle pas tout le temps et le soleil ne brille pas tout le temps non plus.

Il faut donc un filet de sécurité. Or, actuellement, les batteries ne sont pas disponibles à une échelle suffisante. Le gaz est une option plus intéressante que le charbon, mais reste une énergie émettrice de gaz à effet de serre. Les SMR constituent donc une source excellente de base load et un filet de sécurité pour compenser l’intermittence du renouvelable, spécialement dans les régions du monde qui n’ont pas un grand potentiel hydraulique.

Concernant l’opportunité de déployer des SMR dans des zones densément peuplées, Mme Cameron estime qu’il s’agit d’une décision politique. Elle fait cependant remarquer qu’un des éléments pertinents à prendre en compte est la densité de l’énergie nucléaire. Produire 1 GW d’énergie nucléaire nécessite beaucoup moins de surface de terres que produire de l’énergie éolienne ou solaire. Ainsi, un pays comme le Japon continue avec l’énergie nucléaire en raison du fait que cette dernière est non émettrice de gaz à effet de serre, qu’elle est extrêmement dense et permet dès lors d’offrir une souveraineté énergétique à un pays aussi densément peuplé que le Japon.

L’oratrice aborde enfin la question des coûts. Elle estime qu’il existe une confusion sur la manière de comparer les coûts de l’électricité. Les intervenants qui ont évoqué le coût de l’électricité, font référence aux coûts au niveau de l’usine (plant-level costs). Ainsi, pour l’éolien et le solaire, ils citent le Levelised cost of electricity (LCOE). Mais, si on veut comparer des pommes avec des pommes, et non des pommes avec des poires, il est important d’adopter une perspective systémique en tenant compte des coûts au niveau du réseau (grid-level costs).

En effet, chaque option de production impose des coûts au niveau du réseau. Mme Cameron affirme que les énergies renouvelables imposent au reste du système électrique des coûts au niveau du réseau qui sont disproportionnellement élevés pour compenser leur intermittence. Une étude menée par l’Agence de l’énergie nucléaire, en collaboration avec l’Agence internationale de l’énergie, démontre que, lorsqu’on compare les coûts au niveau du réseau, le nucléaire s’en sort très bien.

Des résultats similaires ont été obtenus par de nombreuses études académiques. Mme Cameron se réfère plus particulièrement à l’article intitulé “System Costs of Electricity” qui figure en annexe du présent rapport, en tout particulièrement à la figure 3 “Total costs for different mixes of electricity (driving to net-zero emissions)” (v. annexe 7). Ce graphique représente l’impact de différentes contraintes carbone sur les coûts du système électrique selon le niveau d’intégration des énergies renouvelables intermittentes.

La ligne bleue représente l’évolution des coûts du système lorsque la part d’énergie renouvelable augmente sous une contrainte carbone de 50 grammes par kWh. La ligne rouge montre ce qu’il advient des coûts totaux lorsque la contrainte carbone est de 0 gramme par kWh. Sur la base de ce graphique, l’on peut voir que les coûts système augmentent à mesure que la contrainte carbone se durcit, et ce d’autant plus que la part des énergies renouvelables intermittentes est élevée.

Les implications politiques sont importantes. Alors qu’il

semble possible techniquement et économiquement, de répondre à l’objectif d’émission 2030 en augmentant la part des énergies renouvelables dans le mix électrique, cette stratégie devient prohibitive à mesure que l’on se rapproche de l’objectif de neutralité carbone. C’est dû en partie au fait que, au départ, au fur et à mesure que des énergies renouvelables variables sont introduites, leur intermittence peut être compensée par une option à faible coût, qui, en l’absence de contrainte carbone sérieuse, pourrait être le gaz naturel.

Mais, dans un monde où la contrainte carbone est élevée, les options permettant de compenser l’intermittence des énergies renouvelables deviennent de plus en plus coûteuses. M. Bernard Salha (Sustainable Nuclear Energy Technology Platform) revient tout d’abord sur les questions relatives à la ligne du temps. Il explique qu’il existe deux types de technologies de SMR qui sont envisagées. La première est une technologie à eau.

Comme l’a dit Mme Cameron, plusieurs projets sont en cours de conception et d’évaluation. Il prend l’exemple du projet français NUWARD. Le début de la construction est envisagé pour 2030. La réalisation devrait être terminée 4-5 ans plus tard. Cela donne une idée du calendrier, sachant que certains projets peuvent être plus précoces et d’autres plus tardifs. Pour obtenir un effet de série sur ces réacteurs à eau, il faut tabler sur la décennie 2030 ou 2040.

En ce qui concerne la technologie plus avancée, le stade du prototype est attendu pour 2035. La réalisation industrielle et commerciale se situe à un horizon plus lointain, 2050 ou au-delà. L’intervenant se rallie ensuite aux propos de Mme Cameron quant au fait qu’il n’existe pas d’opposition entre énergie nucléaire et énergies renouvelables. Il estime au contraire que ces énergies sont complémentaires.

Cette complémentarité devrait même être recherchée car il faudra bien disposer d’une énergie sans carbone pendant les périodes où il n’y a pas de soleil et où il n’y a pas de vent, sans que le coût en soit trop élevé. Ainsi, dans un système où il y aurait beaucoup d’énergie solaire, le prix de l’électricité serait très bas à la mi-journée et très élevé le soir ou pendant la nuit. L’équilibre économique entre le nucléaire et les énergies renouvelables s’établit de cette façon.

Le nucléaire peut fonctionner de manière plus importante durant les périodes où il y a moins d’énergies renouvelables et de manière moins importante dans les périodes où il y a plus d’énergies renouvelables fournies à bas coûts. L’enjeu réside donc dans le fait de les faire fonctionner ensemble, ce qui est tout à fait possible sur le plan technique.

M. Salha souligne aussi l’importance de conserver des compétences dans la durée afin de réaliser ces projets de très long terme. Les difficultés évoquées par certain concernant certains projets de réacteurs en France – mais des difficultés similaires existent aussi en Finlande et aux États-Unis – sont précisément dues au fait qu’il y a eu une interruption forte entre le lancement des parcs nucléaires antérieurs et ces nouvelles réalisations.

Il est important de donner de la visibilité aux projets nucléaires dans la durée pour pouvoir maintenir les compétences disponibles afin de réaliser de nouveaux projets (installations de recherches, projets d’innovation, participations internationales). C’est ce qui est fait à propos des SMR pour lesquels il existe un partenariat entre plusieurs centres de recherches et des industriels de différents pays européens afin de parvenir à définir les conditions de réalisation de ces projets.

Concernant la carte des installations nucléaires projetées en 2040 que l’intervenant a utilisé dans sa présentation, celui-ci précise qu’elle a été établie à partir des plans nationaux énergie-climat des différents pays. Il s’agit d’un instantané, sachant que ces plans évoluent constamment. L’objectif est de montrer l’ampleur des projets et installations nucléaires qui pourraient exister à l’horizon 2040.

Enfin, pour M. Salha, la question des sites est une question politique. Il estime cependant que la solution la plus simple consisterait à utiliser des sites nucléaires existants qui disposent d’une surface suffisamment grande pour servir de base à de nouvelles réalisation. Prof. dr. Peter Baeten (SCK-CEN) indique que ce que le SCK-CEN fera en matière de SMR dépendra des contours précis de la décision définitive qui sera prise par le gouvernement en la matière et des missions qui y seront prévues pour le SCK-CEN.

Des discussions seront engagées avec la tutelle du SCK-CEN à ce sujet. L’intervenant peut en revanche donner un aperçu de l’expertise spécifique que le SCK-CEN pourrait mettre à disposition. Le SCK-CEN a une expertise historique en matière de réacteurs à eau, mais la grande plusvalue du SCK-CEN réside aujourd’hui dans les études innovantes de recherche et développement que le SCK- CEN réalise dans le cadre du projet MYRRHA.

Au cours des 10 dernières années, le SCK-CEN a développé une base technologique qui peut être utilisée pour des réacteurs à spectre rapide innovants. Prof. dr. Hamid Aït Abderrahim (SCK-CEN) ajoute que, au niveau européen, des États et des entreprises sont

en train de former des consortiums visant à développer différentes technologies (technologies actuelles de SMR et technologies futures) pour lesquelles le SCK-CEN a bâti une grande expertise au cours des 20 dernières années. Grâce à cette expertise du SCK-CEN, la Belgique pourrait donc contribuer et apporter une sérieuse plus-value au développement de réacteurs avancés. L’intervenant fait cependant remarquer qu’il est aussi important de regarder dans le sens d’une application plus large, par exemple, celui d’une décarbonation globale.

Le fait que les technologies développées dans le cadre du projet MYRRHA puissent également être utilisées dans le cadre de réacteurs à haute température a déjà été souligné par d’autres orateurs. Outre les caractéristiques des technologies qui y sont développées et la connaissance qui y a été bâtie, l’orateur met en lumière la qualité des installations de recherche dont le SCK-CEN dispose et qui peuvent être utilisées pour le développement de plusieurs types de SMR.

Le réacteur BR2 peut encore réaliser des recherches dans le cadre des technologies actuelles. Celui de MYRRHA peut servir pour des technologies innovantes. Les machines d’irradiation sont en effet très utiles pour continuer à développer ces technologies. L’intervenant répond enfin à M. Wollants que ce qui pourrait aider à amener ces technologies à un niveau industriel, c’est d’impliquer les acteurs industriels du pays dès le début.

Il serait important de bâtir un partenariat industriel en Belgique, qui pourrait ensuite conclure des partenariats au niveau international. Dr. Joannes Laveyne (UGent) répond tout d’abord à M. Wollants et Mme Verhaert au sujet de la combinaison entre énergie nucléaire et énergies renouvelables. L’OCDE et Tractebel ne font pas d’erreur de raisonnement. Il est exact de dire que, sur le plan technique, l’énergie nucléaire et les énergies renouvelables peuvent parfaitement être combinées.

Cela peut se faire en modulant la production des centrales nucléaires actuelles, par exemple en modifiant la concentration d’acide borique pour diminuer la production. Dans d’autres centrales, on peut ajouter des barres de commandes grises, comme c’est le cas en France dans des projets plus avancés. Ce faisant, il est possible d’obtenir une flexibilité similaire à celle d’une centrale à gaz. S’il n’y a pas de problème sur le plan technique, il y a en revanche un problème d’ordre économique.

Une centrale nucléaire ayant essentiellement des coûts fixes, sa rentabilité diminue lorsque la production baisse. Ainsi, lorsqu’on module à 50 %, voire même à 30 %, il y a toujours autant de personnel. Il y a donc un défi économique. L’OCDE a d’ailleurs souligné que, pour pouvoir combiner l’énergie nucléaire avec les énergies renouvelables, il faudrait aller vers un partenariat public-privé. C’est par exemple le cas au Royaume-Uni

où les nouveaux réacteurs nucléaires sont financés par le biais d’un contract for difference prévoyant une intervention financière de l’État. C’est également le cas pour des modèles encore plus innovants où un soutien structurel des autorités publiques est prévu via un système de regulated asset base. L’intervenant fait le lien avec les questions de M. Verduyckt et Mme Dierick sur les adaptations qui seraient encore nécessaires pour le développement de SMR.

Il estime que c’est encore surtout le cadre financier qui doit être examiné. Les développements récents aux Pays-Bas seront intéressants à cet égard. Il y aura certainement une forme de soutien structurel de la part des autorités publiques. Il faudra d’ailleurs voir si la Commission européenne l’autorisera au regard des règles en matière d’aides d’État. Le modèle de financement ira-t-il dans le sens d’un contract for difference ou d’un regulated asset base? L’orateur rebondit sur la remarque de M. Verduyckt au sujet des SMR que ce dernier a qualifié de vieille technologie mais de nouveau concept.

Il rejoint ce point de vue et estime que l’industrie nucléaire a effectué un mauvais choix au début des années 2000 en investissant dans un agrandissement d’échelle, tels que les super réacteurs de 1,6 GW dont la complexité et la durée de construction ont sans doute été sous-estimées. Les SMR constituent donc une réponse à ce problème. Dr. Joannes Laveyne réagit ensuite à l’interpellation de M. Wollants à propos d’un ancien tweet dans lequel il préconisait une prolongation des deux réacteurs les plus récents.

Il confirme que, du point de vue de la neutralité climatique, la non prolongation est une occasion ratée. Il pense néanmoins que, si on avait voulu prolonger ces réacteurs, il aurait fallu commencer à s’en occuper en 2018-2019. Le professeur et dr. Gilbert Eggermont (Conseil supérieur de la Santé) invite, dans le cadre de la mission qui sera confiée au SCK-CEN et de l’adaptation du contrat de gestion, à élargir le champ de la recherche sur les PRM aux TA de réacteurs à haute température, refroidis à l’hélium avec combustible inhérent de carbure de silicium plus sûr et technologie à lit fluidisé, autrement dit à se tourner vers la réalité future de concept énergétiques totaux qui sont plus sûrs et qui sont capables de produire, outre l’électricité, également un processus industriel de chaleur à haute température, de l’hydrogène, du dessalage et peuvent donc également être utiles pour l’industrie chimique et l’industrie de l’acier, notamment.

En France, le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) applique déjà une approche plus large en matière de recherche énergétique. En

effet, cet institut est également compétent en matière de recherche énergétique non nucléaire, comme l’énergie solaire. Il y existe deux conseillers belges, dont un professeur de l’UGent, spécialiste de l’hydrogène et de la chimie. Le SCK-CEN devrait aussi pouvoir s’ouvrir de cette façon, ainsi qu’à des économistes et à des analystes en durabilité. Au Royaume-Uni, on travaille à des systèmes hybrides (nucléaire et renouvelables).

Le SCK-CEN est un centre d’excellence qui a reçu des moyens importants au cours des 10 dernières années. Il souligne à cet égard qu’il n’y a donc pas de sous-investissement dans la recherche nucléaire en Belgique, puisque le budget pour la recherche nucléaire au SCK- CEN a augmenté de 100 % en 10 ans, alors que le budget moyen pour la recherche en Région flamande a, quant à lui, augmenté de seulement 22 %.

L’intervenant estime qu’il faudra, à présent, opérer des choix stratégiques. En effet, il faudra une production de SMR à grande échelle pour comprimer les coûts. Cela signifie qu’il y aura seulement un ou deux projets européens qui subsisteront. Ce ne seront donc pas des projets belges, mais des projets européens auquel la Belgique participera. La Belgique doit donc choisir à quel projet elle veut participer.

Une première option consisterait à poursuivre avec les réacteurs à eau actuels, mais à plus petite échelle. Le projet français, qui offre peu d’avantages en matière de gestion des déchets, va dans ce sens. La deuxième catégorie de projets PRM passe par la technologie des réacteurs à neutrons rapides dans laquelle la France et la Russie possèdent un excellent savoir-faire, tandis que les États-Unis sont en train de rattraper leur retard avec Bill Gates et DoE.

Selon l’orateur, ce n’est plus une priorité pour la Belgique, en particulier en raison du risque de prolifération qui concerne surtout le recyclage de stocks militaires de plutonium (Pu) pour les réacteurs à neutrons rapides et leurs nombreux cycles de retraitement de combustible. Ce sont plutôt les États disposant d’un armement nucléaire, comme les États- Unis, la Russie ou la France, qui doivent effectuer des choix à ce sujet.

Le problème est que la Belgique a besoin d’une décision pour pouvoir poursuivre le projet MYRRHA à terme. À cet égard, l’intervenant rebondit sur la question de M. Verduyckt quant à l’opportunité de recycler les déchets nucléaires plutôt que de les stocker. Dès lors que les Français n’ont pas encore décidé de construire une nouvelle usine de stockage à La Hague dont le coût de construction serait de 10 milliards d’euros, et ont même suspendu leur projet de réacteur à neutrons rapides Astrid, l’orateur ne voit pas où ce recyclage aux grandes incertitudes industrielles pourrait avoir lieu.

La troisième option serait d’investir dans les réacteurs à haute température évoqués par le professeur et dr. Hamid Aït Abderrahim et dont Fabrimetal avait déjà sondé l’intérêt industriel il y a quelques années, ce qui offrirait des perspectives pour l’industrie, grosse émettrice de CO2. Il ne faut cependant par perdre de vue qu’il existe aussi une compétition dans ce domaine-là entre les États-Unis et la Chine, tandis que l’Allemagne et le Royaume-Uni ont réduit leurs études menées antérieurement.

L’intervenant appelle donc à la modestie quant au rôle de la Belgique dans le développement industriel de SMR. En effet, les projets belges sont de moindre taille que les grands projets américains ou même français. C’est pour cette raison qu’il faut faire des choix stratégiques. Il sera aussi essentiel d’effectuer une évaluation continue en fonction du contexte. Le prof. dr. Eggermont répond à M. Wollants que le reprocessing n’est, pour l’instant, pas une option sur le plan économique.

Même pour les réacteurs anglais, la France n’a pas imposé de reprocessing. Les États-Unis, la Finlande et la Suède ne se préoccupent pas non plus de reprocessing. Dans une première phase, la Belgique ne pourra dès lors pas s’engager dans cette voie faute d’usine de retraitement industriellement mature. Sur le plan de la ligne du temps, le déploiement des PMR sera pour après 2035, à moins que, comme la Pologne, on décide d’acheter ceux qui sont actuellement développés aux États-Unis de manière très volontariste; il s’agit de réacteurs PWR identiques à ceux que nous utilisons actuellement pour la production d’électricité, mais en plus petits.

Pour le professeur et dr. Eggermont, la priorité est d’atteindre une meilleure efficacité énergétique, car elle n’est actuellement que de 33-35 % et consomme énormément d’eau et engendre beaucoup de pertes de chaleur dans les tours de refroidissement par rapport aux unités modernes de coproduction de gaz. Si on peut les combiner avec des réseaux de chaleur, de l’hydrogène et de l’industrie plastique, on ouvrira d’autres perspectives et on réduira du même coup les déchets nucléaires.

Pour finir, l’orateur revient sur l’aspect légal. Il rappelle que l’article 3 précise que, en l’absence de sortie complète du nucléaire, ce dernier devra être limité à une production électrique de 2 GW. Il considère que c’est, en fait, très réaliste. Lorsqu’on regarde les chiffres de la Commission européenne pour 2050, il est prévu 85 % d’électricité à base d’énergies renouvelables et 15 % d’électricité à base d’énergie nucléaire.

Si l’autre dimension que l’électricité peut être développée avec le nucléaire, la part de nucléaire pourrait être plus élevée. Mais, cela signifie que la Belgique n’a pas besoin de

plus que 2 GW de production électrique à base d’énergie nucléaire. Actuellement, 2 GW représente 10 % de la consommation et 20-25 % de la production d’électricité. C’est plus que la moyenne et que l’objectif fixé par l’Union européenne. C. Répliques M. Samuel Cogolati (Ecolo-Groen) rappelle quatre points essentiels pour son groupe politique. — Il souligne d’abord que son groupe regarde ces développements technologiques avec objectivité.

Il est inexact d’affirmer que son groupe politique en aurait une approche idéologique ou dogmatique. Le groupe Ecolo-Groen soutient par exemple la recherche en matière de nouveaux isotopes médicaux qui permettent de guérir des cancers, ainsi que la recherche et la mise en place d’un nouveau centre d’excellence en matière de démantèlement, lequel pourra servir à l’étranger aussi. Il soutient enfin la recherche en matière de traitement et de stockage des déchets radioactifs.

L’intervenant fait d’ailleurs remarquer que les SMR n’apportent pas de solution directe au problème des déchets radioactifs. Il dénonce notamment le largage des déchets faiblement radioactifs en Mer du Nord jusqu’en 1983. — M. Cogolati se rallie ensuite à l’appel du prof. dr. Eggermont à rester modeste. Il faut garder les pieds sur terre. Lorsqu’on parle de délais d’opérationnalisation d’ici 2070-2080, ce sera beaucoup trop tard.

Les responsables politiques recherchent des solutions pour les gens maintenant, par exemple, pour faire face à la hausse de la facture énergétique. Ce n’est pas la fusion inertielle ou magnétique qui pourra solutionner ça. C’est pour cette raison que la question des délais d’industrialisation est importante. Quand on parle de SMR, est-ce que les filières existent réellement? — L’intervenant revient encore sur la question du prix.

Pour un dollar investi, le nucléaire produit 3 à 13 fois moins de MWh que les énergies renouvelables. Du point de vue de l’efficacité des coûts, ne serait-il pas préférable d’investir dans des solutions qui sont déjà disponibles, qui protègent déjà la planète et qui sont déjà rentables aujourd’hui (même sans subside comme l’a souligné M. Laveyne)? L’orateur invite à comparer le coût de chaque type d’énergie par MWh produit. — M. Cogolati revient enfin sur la question de la sécurité et de la sûreté nucléaire.

Ayant grandi à Huy, il indique avoir été sensibilisé au danger du nucléaire. Même lorsqu’on parle de nouvelles technologies nucléaires,

les responsables politiques se doivent de garder cette question de la sécurité en permanence à l’esprit. En conclusion, l’intervenant déclare que l’argent à investir dans la recherche et le développement n’est pas infini. Il est donc favorable au soutien de la recherche et du développement, y compris dans le nucléaire, mais à condition que cette recherche et ce développement représentent de réels progrès pour la facture des ménages, pour la compétitivité des entreprises, pour la sécurité d’approvisionnement, ainsi que pour la planète et les générations futures.

Mme Kim Buyst (Ecolo-Groen) souscrit entièrement aux propos de M. Cogolati. Elle souligne que le débat actuel n’a pas trait qu’aux dix prochaines années, mais aux prochaines décennies. Ce débat devrait donc être large. C’est pourquoi, elle regrette qu’un certain nombre de voix n’aient pas été entendues. Elle espère que ce débat pourra se poursuivre sérieusement. Mme Kathleen Verhelst (Open Vld) pose encore une question concrète.

Selon un professeur entendu aux nouvelles sur la chaîne de télévision Eén, le thorium serait un combustible plus intéressant que l’uranium car il présenterait moins de risque lors de la fission et produirait aussi moins de déchets. Est-ce exact ou s’agit-t-il d’un élément qui doit être encore davantage étudié? Si cette affirmation est correcte, cela pourrait répondre à un certain nombre de préoccupations qui ont été exprimées.

D. Réponses complémentaires Prof. dr. Hamid Aït Abderrahim (SCK-CEN) répond qu’il est parfaitement exact que le cycle du thorium présente un certain nombre d’avantages. Mais, il n’est actuellement pas encore suffisamment avancé pour pouvoir être utilisé à l’échelle industrielle. Prof. dr. Gilbert Eggermont (Conseil supérieur de la Santé) ajoute que le Conseil supérieur de la Santé a également été saisi de cette question au sujet du thorium.

Il se réfère à cet égard au rapport du Conseil supérieur de la Santé, ainsi qu’aux trois références les plus récentes sur la problématique du thorium, notamment dans la revue Nature. Il signale aussi que la Chine a démarré un petit réacteur d’essai de 2MWth qui fonctionne au thorium. Des réacteurs qui utilisent du thorium comme combustible posent aussi des problèmes en matière de déchets et de prolifération.

Il fait remarquer que lorsqu’il était étudiant en 1977, on évoquait déjà la piste du thorium.

La principale raison qui freine le déploiement du thorium est le fait qu’il y a encore de l’uranium pour au moins 100 ans. L’Inde dispose de stocks importants de thorium, mais n’a pas encore réalisé grand-chose avec. Récemment, on a découvert des gisements de thorium en Alaska. Il faut voir ce que les Américains en feront. Mais, tant qu’il y a de l’uranium à un prix correct, il est peu probable qu’on observe une utilisation rapide du thorium comme combustible.

Les rapporteurs, Le président, Samuel COGOLATI Leen DIERICK Christian LEYSEN Annexes: Texte de Mme Maria Betti; Présentation de Mme Diane Cameron; Présentation de M. Bernard Salha; Présentation du prof. dr. Peter Baeten et du prof. dr. Hamid Aït Abderrahim; Présentation du dr. Joannes Laveyne; Présentation du prof. dr. Gilbert Eggermont; Article “System Costs of Electricity” (OECD - NEA).

Intervention de Maria BETTI, dir nucléaires au Centre Commun d Européenne (CCR) à l’audition d de l’environnement et du clima Représentants du Parlement be 14:00 - 17:00

Monsieur le Président, Mesdam Mesdames et Messieurs, Je vous remercie de l’invitation ce que nous faisons à la Co quelques années au sujet des p « SMR »), et en particulier à ma de la sûreté et de la sécurité nuc En effet, grâce à ces études et très bien les défis auxquels les face, sur le plan politique, décarboniser leurs systèmes én pleine souveraineté. La Belgique pays dans une situation décarbonisation va demande coordonné pour arriver aux ob Commission von der Leyen

ANNEXES

Depuis longtemps, la Belgique e et expérimenté. Mais tout co Belgique a à plusieurs reprises nucléaire pour la production nécessitant des investissemen infrastructure à long terme, a d’une stabilité et continuité su par la formation des techniciens organismes de Recherche & compétences et infrastructure autorités de sûreté et les Organisations ») ou les organism

Avec son programme de re Commission Européenne et le puissent proposer des polit scientifiques. Pour ce qui conce de travail du CCR est encadré pa vigueur pour la période 20 programme Horizon Europe) a de 20% du budget. Le CCR prép faire face à cette réduction. nucléaire et des SMR, le CCR ne parallèle à l’industrie. Notre rôle projets en cours dans l’industrie de sécurité nucléaires pour les c

J’aimerais maintenant mettre e nos activités sur les SMR. Parmi les nombreux modèles SM plus avancés sont, selon leur mis  Les réacteurs basés sur la t pour la génération de l’élec  Les réacteurs à haute tem pour la cogénération, la c applications non-électrique  Les réacteurs rapides refro minimisation des déchets.

Si l’on prend ici le seul exem pression, la technologie est réacteurs existants à grande é évolution l'intégration des com (pompes, générateurs de vape même. Actuellement, la majori est basée sur cette technologie Elle devrait contribuer à un niv au système de refroidisse refroidissement primaire par systèmes de sûreté reposant su Néanmoins, compte tenu de l matériaux, combustibles, missio de sûreté etc., pour tous les typ d’innovations reste encore à autorisations ultérieures.

En effet, beaucoup de concepts Gen

IV. Compte tenu de l’inté

années, le CCR travaille étroite recherche dans les Etats Me plateformes spécialisées comm formule régulièrement un « Str Agenda », un document guide niveau européen. Cette collabo but de maximiser les synergies d indirectes. Nous sommes auss dehors de l’Europe dans le cad International Forum », dans lequ

Travaux en cours Les travaux du CCR sont fortem de sûreté, de sécurité, de non (les 3 « S »). Le CCR est im institutionnels et européens p conception de ces SMR. Ces tra des fois ensemble avec des orga dans les Etats Membres.  Nous contribuons au con faciliter les autorisations méthodes d’analyse en organismes experts dans la  Pour un grand nombre d conduit des analyses de s point des outils de calculs p  Le CCR conduit également exemple pour établir des p matériaux ou combustible dans une plage de tem également testés la com différentes combinaisons caloporteurs, y compris l’e ou des sels fondus.

 Le CCR travaille égalemen combustible, notamment l expérimentaux et les tech gestion optimale de déchet  Au-delà de la production c analyse aussi plusieurs l’énergie nucléaire portan chaleur industrielle jusqu’ d’ammoniac ou d’hydrocar applications cruciales p l’ensemble des secteurs industrialisés ainsi que p fraction importante d’énerg

Conclusions actuelles Nos travaux confirment le pote pour améliorer la sûreté nucléa notamment l’intégration refroidissement et l’absence d’urgence ce qui permettrait de de la zone de la planification autorités plus de liberté dans la Plusieurs de ces concepts s systèmes énergétiques compr renouvelables variables, par stockage de chaleur ou de pro stockage. Mesdames, Messieurs les déput souhait que votre discussion en des solutions positives pour industriels belges. La Commis plateformes et structures (SET P Je vous remercie de votre atte disposition pour des renseignem

© 2021 Organisation for Economi Meeting Climate The Role of Nuclear Energy a Diane Ca Head of Nuclear Technology D Nuclear Ener Presentation to the Belgian H Committee for Energy, En January 1 Outline 1. Context The Climate Change and Clean Energ 2. Nuclear Energy - Nuclear Energy Today Future Energy Systems & the Role of 3. Small Modular Reactors Technologies and Applications 4. Timelines and next Steps Development Timelines Condition for Success

1. Co Global Action Is Urgently Needed The magnitude of the challenge should not be underestimated gigatonnes of carbon dioxide emissions for the 1.5°C scenario At current levels of emissions, the entire carbon budget would be consumed within 8 years Emissions must go to net zero, but the world is not on track Tempera

Pathways to Net Zero Emissions Organisation IIASA (2021) D Z IEA (2021c) Bloomberg NEF (2021) carbon budget, emissions reductions targets and timelines have been modelled and published by various organisations None of the published pathways project aspirational scenarios for nuclear innovation All published pathways include levels of nuclear energy deployment based on currently available commercial technologies Nuclear innovation does not feature prominently because of a lack of specialised expertise in nuclear technologies among modelling teams Samp Nuclear in Emissions Reduction Pathw Scenario Climate target IAEA (2021b) High 2°C Not included Conserv plans a Net Zero (NZE) 1.5°C Not included but HTGR and nuclear heat potential are acknowledged. project than th Shell (2021) Sky 1.5 Not specified Ambitio investm build re Divergent for dela policies Bloomberg NEF (2021) New Energy Outlook Red Scenario Explicit focus on SMRs and nuclear hydrogen Highly a scale de All pathways require global installed nuclear capacity to

2. Nuclea Nuclear reactors in operation globally Countries with

Future Energy Systems & the + H2 Electricity and clean-hydrogen is the new energy paradigm There is no silver bullet, all available clean technologies have to contribute to decarbonization As a reliable source of clean electricity and high heat, nuclear is a key pillar of future energy systems The Full Potential of Nuclear Energy to Long Term Operation Gen-III Reactors S

Long-term Operation of the Exist Long-term operation is the most competitive low-carbon option in many regions Operation cost of nuclear are historically low and predictable Nuclear generation also enables variable renewables integration at a lower cost Additional time to sequence investment decisions and optimise industrial plans and policies. Note: Co Source: Source: N Full Potential of Nuclear Contribution The contributions from long-term operation, new builds of large-scale Generation III nuclear technologies, small modular reactors, nuclear hybrid energy and hydrogen systems project the full potential of nuclear energy to contribute to net-zero Reaching the target of 1160 gigawatts of nuclear by 2050 would avoid 87 gigatonnes of cumulative emissions between 2020 and 2050, positioning budget most likely de to be consistent with a 1.5°C scenario

3. Small Modu What is a Small Modular Reac SMALL Smaller power output and smaller physical size than con SMRs are smaller than 300 megawatt electric MODULAR Modular manufacturing, factory production, portable, s REACTOR Nuclear fission reaction creates heat that can be used d Lessons learned from 60 years of reactors operations and passively safe SIMPLIFIED SAFETY

Nuclear Reimagined Remote Communities New Frontiers Range of Sizes Range of Tem POWER SMRs vary in size from 1 to 300 megawatts electric TEMPERATURE Near-term and medium term SMRS generate a range of temperatures from 285°C to 850°C Some designs may generate higher temperatures, up to or over 1,000°C in the future TECHNOLOGY Some SMRS are based on Generation III and Light Wate reactor technologies Other are based on Generation IV and advanced reacto FUEL CYCLE Some SMRS are based on a once-through fuel cycle Other seek to close the fuel cycle by recycling waste streams to produce new useful fuel and minimize waste streams requiring long-term management and disposal

SMR Applications and Markets ON GRID Larger SMRs (200-300 MWe) are designed primarily for on-grid power generation The size of SMRs is especially wellsuited to coal power plant replacement OFF GRID Smaller SMRs could create an alternative to diesel generation in remote communities and at resource extraction sites SMRs could be used to provide power as well as heat for various purposes such as district heating or mine-shaft heating The Status of SMR Developme

Several SMR designs are expected to be commercially deployed within 5- 10 years and ready to contribute to near-term and medium-term emissions reductions SMRs could see rapidly increasing rates of construction in net zero pathways Up to 2035, the global SMR market could reach 21 gigawatts Thereafter, a rapid increase in build rate can be envisaged with construction between 15 and 150 gigawatts per year Ins 4. Timelines a

Global Installed Nuclear Capacity Gap Under current policy trends, nuclear capacity in 2050 is expected to reach 479 gigawatts well below the target of 1160 gigawatts of electricity There is a projected gap between the minimum required global installed nuclear capacity and planned global nuclear capacity of nearly 300 gigawatts by 2050 Owing to the timelines for nuclear projects, there is an urgency to action now to close the gap in 2030-2050 Conditions for Success Regulatory and Policy Enabling Frameworks Ramped up S and Talen Strategic Pa Public-Private Interna Public Confidence and Community Support

The Role of the Nuclear Energ The OECD Nu agency that fa advanced nuc nuclear safety This includes NEA @ COP26: brochures https://www.oecd-nea.org/jcm

Thank ANN Waste Man

What is nuc Different categories of nuclear waste exist depending on the level of radioactivity/heat an time that the waste will stay radioactive Very low-level and low-level waste (VLLW LLW): suitable for disposal in near surface facilities. Examples: material used for routine operations in nuclear facilities Intermediate level waste (ILW): requires underground disposal. Example. Irradiated components in nuclear power plants High level waste (HLW): requires undergrou disposal and produces significant residual he Example: spent nuclear fuel and waste from reprocessing activities.

Volume of nuclear HL US case: Since the 1950, the U.S. has produced roughly 83,000 metrics tons of used fuel and all of it could fit on a single football field at a depth of less than 10 yards. Canadian case: Since the 1960s, Canada's nuclear power reactors have used over 2.5 million fuel bundles. If these bundles were packed end to end, they would fit into a space the size of 7 hockey rinks, stacked to the top o the boards.

Reprocessing is used in some countries Once-through fuel cycle is the ap Managing spen Cooling Stor Repro New useful fuel Cooling an After around 6 years of operation, the spent nuclear fuel is removed from the reactor and cool down in pools next to the reactor building The spent nuclear fuel stays around 6-10 years in the pools before being stored Two options for storage: Wet storage in pools Dry storage in casks Source: Interim stora

Insights into dry sto Dry storage can be considered attractive alternative to wet storage Heavy casks are used to accommodate direc both spent fuel assemblies or vitrified waste Passive cooling Interim (next to the nuclear power plant) and/o centralized facilities can be used to safely sto the casks for around 100 years Proven technology with more than 30 years of experience allowing countries not to rush for final disposal at a reasonable cost Final disposal: Deep G No operational experience but strong, international and scientific consensus that DGRs are a safe, appropriate and effective approach to the permanent disposal of high-level waste and spent nuclear fuel Three main projects in different stages of development: Onkalo, Finland Forsmark, Sweden Cigeo, France

Reprocessing the

What are Small M (SMR ISC: Restricted In a nutshell: Small Modu

• Small Reactor: up to 300 MWe
• Modular reactor: grouping of individual rea
• Two main technologies of Small Modular Re
• Mature: Light Water Reactor technology: L
• Innovative: Fast Reactor SMR technology:
• Diversity of designs: today +/- 90 SMR conc

LWR and Fast Reactor SM Benefits Description 1. Economics: both CapEx Lower capita Factory-production Factory man Economies o 2. Climate and Safety benefits: f Sustainability For LWR-SM High Level W Increased fu Lower powe Proliferationresistant Very long re Modularity Deployment 3. Other benefits: beyond electr Grid integration More easy to more easy lo Stable load No volatility New markets E.g. isolated Benefits SMR: 1.

Econom Affordability (known info for LWR-SMR) • Lower upfront capital cost Expected CAPEX : 3000 – 5000$/kW ~1B$ range project (instead of ~10B$) Expected LCOE: 50 – 85 $/MWh Source: Tractebel

Typical timeline for a LW Pre-Feasibility Preliminary studies Exploration Prepar Stakeholder engagement Pre-licensing Site Identification Preliminary Investment Decision Y + 0,5 Y + 2,5 Site prep Design fr Construct Final Inve Decision Y Strong International Momentum BWR-X 300 FOAK: 2028, Canada Boiling Water Reactor Basic Design – Licensing ongoi Nuscale FOAK: 2027 - 2029, USA Pressurized Water Reactor Detailed Design - Certified Government Planned Investment in SMR Unknown <100 millions € >100 millions € >1bn €

SMR Benefits: 2. Climate Passive cooling principle by natural • No need f • Based on gravity be and the h • Implemen • Proven ex SMR Benefits: 3. Beyond Heat for industrial use

Small Modular Reactors &

• LWR-SMR
• Same challenges in nuclear waste a
• FR-SMR
• Less waste & lower radiotoxicity

FR-SMR: how, what, why

• FR-SMRs use an alternative coolant to
• Eligible alternative coolants (today)
• Gas (He, Air or even CO2)
• Liquid metals : sodium, lead or lead
• For liquid metal
• Working at atmospheric pressure in
• Lead and lead-bismuth do not pre

Are there SMRs based on Pb BREST-300 in Russia (ROSATOM) Pure Pb, 300 MWe Start construction in Tomsk in July 2021 SVBR-100 in Ru Pb-Bi, 10 Certified by licensi MYRRHA is not an S concepts of Pb MYRRHA: World Class to serve Pb-Bi SM

• LiLiPuTTeR-II
• HELIOS 3
• HLM Lab
• MEXICO
• CRAFT
• LIMETS 3
• RHAPTER
• COMPLOT
• ESCAPE
• Ultrasonic Lab
• GUINEVERE

MYRRHA REACTO

OBJECTIVES = WASTE TRANSMUTATION + RADIOISOTOP MYRRHA supports the fas development + Maximise technology taken from MYRRHA - as + Take profit of SMR-LWR development Prelicensing Basic design Basic R&D Prelic Basic Initiate licensing Finalise R&D Conceptual design (Take profit SMR LFR

Creating an opportunity Belgium is a pioneering country in peac

1. SCK CEN is the cradle for nuclear expertise & i

2. SMR development in Belgium needs an indust

3. SMR

industrialization needs international partn • Condition: to maintain industrial nuclear know (reactor exploitation, maintenance, engineering New initiative in Belgium for Nuclear Energy R&D Based on innovative concepts Horizon 2040 100 M€ (2022 - 2025) to start

NEW NUCLEAR TECHNOLO

Joannes Laveyne Hoorzitting Commissie OVERVIEW Issues with current and new Small modular reactors to th Role of hydrogen production Conclusions Policy recommendations

NEW CONVENTIONAL N

Biggest challenge: hurdle ra Weighted Ave Cost of Cap (WACC) Minimum required rate of return by investor (hurdle rate)

Risk premium on new conv High capital footprint for s Long lead times (up to 10 No revenue until grid c Risk of regulatory chan Risk of construction de Long deprecation times ( Exposure to: Technological innova producing techs Changes in societal Design defects (also

Risk of business case de of intermittent renewable Heatmap of potential RES share in total Belgian Laveyn

Nuclear: >75% fixed co of energy production Reducing output reduc LCOE kernenergie afgezet tegen capacite

EU green taxonomy only ad Capital (even Next Gen EU SMALL MODULAR REAC Potentially mitigate some ch Lower capital footprint pe Split risk over several uni Standardisation Lower lead times (year Simplifies compliance t Lower cost/MW (?)

Some issues remain: Depreciation time Bad economic match with Reactor coola type Water reactor Molten salt reac Heavy water reactor Light water reactor Boiling water Pressurised heavy water Generation III/III+

HYDROGEN PRODUCTI

Hydrogen production requires cheap electricity high capacity factors -2 Joris Proost, State-of-the art CAPEX data for w

Les modes de productio Heatmap of potential RES share in total Belgia Lavey Technically, hydrogen produ make a perfect match (both Economically, electricity pric -2/kg H2 LCOE new nuclear: 70- Simplified cost estimation of hydrogen production

LCOE new solar PV (BE es LCOE new offshore wind (B However: EU production profiles do leading to lower electroly Scarce renewable energy electrification

Hydrogen costs from hybrid solar PV and o International Energy Agency,

Hydrogen delivery costs for a simple (point t electricity cost EC Joint Research Center, Preliminary conclusion Green hydrogen will becom production will compete aga production by mix of solar P capacity factor Conventional new nuclear:

High temperature electrolys Solid Oxide Electrolyser C Thermochemical electroly Highly efficient if high temperature steam steady supply of low-cost is available Gen IV SMR (molten salt, H reactor) show potential CONCLUSION SMR show potential to mitig conventional nuclear: Lower capital footprint Lower financial risk per u Mostly unproven for now Especially learning effect Biggest potential is in Gen I Time to market? No solution for pressing c

NOT DISCUSSED

Nuclear fuel cycle Nuclear waste production No changes with Gen I Gen IV SMR remain un Dual-use/military aspects Government support/subsid EU taxonomy aspects PERSONAL POLICY REC Energy Technological aspects Soc aspe

Focus on increasing: direct electrification European interconnection o flexibility of energy producti Prioritise: low-carbon electricity for dir green hydrogen for industria Make use of market processes energy source THANK YOU

Electrical Energy Laboratory (EELAB Department of Electromechanical, Systems and Met E joannes.laveyne@ugent.be T +32 9 264 57 00 @Laveyne_J www.ugent.be/ea/eemmecs/en/research/eelab/elect www.ugent.be

Que dit l'avis CSS 9576 sur l'é les nouvelles technologies nuc l'énergie ? (TA) d décision du gouvernement Notion de durabilité dans le pr matière de taxonomie Aperçu Initiative propre avec groupe de trav experts: Le CSS dépasse Conformément aux procédures du C Contrôle des conflits d'intérêts des ex autorité d l'énergie nucléa énergétique

Le nouveau paradigme énergétique nécess de réflexion traditionnel du secteur nucléai comme suit: Focus sur le défi climatique planétai Risque proportionnellement le plus élev Expérience acquise et enseignements t : 10 ans après Fukush les déchets Stockage des déchets à longue durée cycle du combustible Inspiration (OMS), Input pluraliste des connaissances scienti EnergyVille, NASEM Analyses éthiques, e.a. die Choix du CSS en tenant compte des déficits structu nouvelles indications de risque Approche plus large que celle du sec durable (DD) 5 principes du DD de la conférence d (Bureau fédéral du Plan) méthode d'analyse « du GT et étude de suivi réalisée à la SEPIA) en collaboration avec UA, Ulg présentée à la Commission du Sénat pour le concept d'énergie totale Examen de la nucléaire dan

1. Intégration Environnement, 2. Précaution 3. Participation des parties pre 4. Equité dans la distribution de (intra- et intergénérationnelle 5. Responsabilité globale ave le plus pertinent 6. Pollueur-payeur 6 principes de considération avantag en termes de durabilité doivent être adre Le risque nucléaire en Belgique pose environnemental et éthique: Incertitude quant au risque radiolo Le risque d'un accident de réacteu transfrontalières et de longue durée attention particulière pour e.a.

Grave La gestion des déchets à longue duré dans le respect des questions éth L'énergie nuc avec le dévelo

Gestion de la vulnérabilité (technologiqu Énergies renouvelables essentielles pour la 2050) Utilisation de l'eau et des matières premières entrent en ligne de compte CO2 d'électricité seulement 14 % du total L'énergie nucléaire et le climat ont en commun La durabilité de l'énergie nucléaire concerne ég accidents majeurs Risque croissant d'utilisation de la bombe durabilité Développemen climat, techno déchets, risque Pas d'éléments marquants pour ou c 2 réacteurs Pas de feu vert pour la durabi Parallèlement aux travaux du CSS, un sur une sélection plus étroite d (sectoriel) en vue de leur financeme Message nuanc européen en év

Développement accéléré des nouvelles te développer des réacteurs plus petits, plus et moins de risques de prolifération MAIS La plupart d'entre eux sont toujours en p approfondies sont encore nécessaires économie, industrie des cycles du combu Pas une solution aux choix actuels à opé Davantage de perspectives énergétique chaleur de processus. La finalité militaire de la récente comp est-elle compatible avec les principes d Pele (DoD/DoE (HTR)) La poursuite des investissements dans sur les objectifs et les implications à long « nouvelle » a Projet de loi sur les provisions relatives étape vers un plan déchets ? Fermeture des deux réacteurs les plus réce l'approvisionnement (AFCN sollicitée) Élaboration de pistes pour le financement Mission de au SCK-CEN Sûreté, minimisation des déchets, nonanalyse de la durabilité et de l'éco av vue d'un éventuel déploiement des SMR p etc. à intégrer dans la loi pour la production La décision du 23/12/2021 o énergie nucléa

électricité et chauffage urbain (basse temp risque moindre, déchets, système potent. avance Russie/Chine ; intérêt au Canada e SMR de type surgénérateur (Terrapower Gat électricité et stockage innovant neutrons rapides, utilisation (militaire) du p prolifération ! récupération du savoir-faire français, conc SMR de type HTR à lit de boulets ( ) r électricité et chaleur de processus combustible sûr (ARF), cycle du combustib accélération militaire du processus R&D via La gamme des d'une plus gra Par le biais de conglomérats industrie horizon 2028 pour la R&D (DoE), m coopération militaire/civile ( et développement du cycle du com de nouveau, conditions favorables Sélection drastique des projets su Les projets req combustible, u un marché en s même ordre de

Un projet industriel européen peutau sens large, la durée de constructi l'indépendance Application pour l'hydrogène et autre risques (Be?) Installations d'irradiation nécessaires autorisations, combustible, matériau Davantage nécessaire que le concep Taxonomie européenne La R&D du SM préparation d (AEN, AIEA, E Le gouvernement explore davantage la Avis CSS : a dressé un tableau équilibr intérêts sectoriels.

Approche en mat La situation vulnérable de l'énergie nu des options claires pour le stockage de après la sortie partielle du nucléaire. La libéralisation du marché européen d divisée sur la Taxonomie européenne. Conclusion : l'innovation large de la du

© OECD 2021 System Costs of Understanding the costs of electricity provision requires systems level thinking The first level of analysis is plant-level costs of generation, which include, among other costs, the costs of the concrete and steel used to build the plant, as well as the fuel and human resources to operate it. These plant-level costs are typically referred to as the levelised cost of electricity (LCOE), and they may include some costs that were previously considered as externalities – for example, if there is a price on carbon or a legislated requirement to internalise the end of life cycle costs into plant-level costs.

The next level of analysis takes into account grid-level system costs. These are the costs that generating units impose on the broader electricity system – including the costs of maintaining a high level of security of supply at all times as well as delivering electricity from generating plants to customers – in other words, in addition to production, they include connection, distribution, and transmission costs.

Most importantly, grid-level costs include the costs associated with compensating for the variability and uncertainty in the supply from generating plants. This includes the costs of additional dispatchable capacity to account for the variability of certain renewables such as wind and solar PV and for maintaining spinning reserves that can be ramped up when the production of variable sources falls short of forecasts.

The final level of analysis addresses the full costs, including the social and environmental costs that different technologies impose on the well-being of people and communities, including negative externalities like atmospheric pollution, impacts on land-use and biodiversity, as well as, in certain cases, positive externalities such as impacts on employment and economic development, or spin-off benefits from technology innovation.

These are the externalities that are not accounted for in plantlevel costs or grid-level system costs. » Limiting the rise of global temperature to less t whole electricity sector Decarbonising the electricity sector in a cost-ef requires the rapid deployment of all available low System costs are not properly recognised by cu the overall electricity system in a manner that m informed decisions and investments

To be clear: while all technologies impose some system costs, variable, intermittent, and uncertain sources of power generation impose far greater grid-level system costs, which is why it is so important to take a systems level perspective when comparing the costs of variable renewables with nuclear, baseload hydro, and fossil generation. Total costs rise as the share of variable renewables increases and imposes greater stability and flexibility costs on the grid.

The breakdown of system costs as the share of variable renewables grows from 10% to 75% of the mix. Profile costs (to compensate for variability and intermittency) are the dominant driver of increasing total costs as the share of variable renewables grows. Figure 2: System costs for different mixes of electricity (with a carbon constraint of 50 grams per kWh) Main No IC No IC, no flexible hydro 10% VRE 30% VRE 50% VRE 75% VRE System costs (USD/MWh VRE)

Profile costs Connection costs Balancing costs Grid costs Source: NEA (2019). Figure 3 shows the effects on total costs as carbon emissions are increasingly constrained. The blue line shows how total costs grow as shares of variable renewables grow in a system with a carbon constraint of 50 grams per kWh. The red line shows what happens to total costs when carbon constraints reach net-zero emissions. The relationship between the share of variable renewables and systems costs, driven by profile costs to compensate for variability, is even more pronounced when carbon constraints become more stringent.

Figure 3: Total costs for different mixes of electricity (driving to net-zero emissions) 300-320 275-300 250-275 225-250 200-225 175-200 150-175 125-150 100-125 75-100 50-75 Nuclear and VRE VRE Decarbonisation scenarios Carbon emission constraint (gr/kWh) Electricity price (USD/MWh) Source: Based on Sepulveda (2016) in NEA (forthcoming).