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[Corée Affaires 113] Place du nucléaire dans la politique énergétique de la Corée du sud
La République de Corée est un pays dépourvu de ressources énergétiques dont le réseau électrique est isolé de son environnement régional.
Le développement économique, orienté vers l’export (principalement l’électronique, la sidérurgie et la construction navale), a entraîné une forte croissance de la demande en énergie (+4,5% par an en moyenne entre 1990 et 2015) et une pression importante pour produire de l’électricité à faible coût.
Depuis les années 70, la capacité de production d’électricité a doublé pratiquement tous les 10 ans, pour finalement atteindre 124 GW fin 2021. Le mix électrique en production est largement dominé par les énergies fossiles (charbon, gaz et pétrole représentent environ 67%) suivies du nucléaire (environ 26%), tandis que les énergies renouvelables restent marginales (6%).
Sur le plan de la politique intérieure, le Président Moon Jae-in en poste de 2017 à 2022 avait inscrit la politique énergétique du pays dans un choix assumé de sortie progressive du nucléaire et du charbon et dans une dynamique très ambitieuse de développement des énergies renouvelables. Cependant, l’intensité lumineuse modeste et une topographie dominée par des reliefs peu favorables aux éoliennes limitent le développement de ces technologies.
Les élections présidentielles de début 2022 ont vu le retour des Conservateurs au pouvoir avec l’élection du Président Yoon SukYeol qui a rapidement pris des engagements forts en faveur du retour du nucléaire dans le mix électrique coréen afin qu’il joue un rôle central dans la transition énergétique du pays. Il a annoncé assez rapidement l’abandon de la politique de sortie progressive du nucléaire, la relance de deux projets de construction de réacteurs qui avaient été arrêtée par son prédécesseur et la prolongation de la durée de vie des réacteurs en fin de licence.
Selon le 10ème plan énergétique global présenté en décembre 2022, le gouvernement prévoit ainsi d’augmenter la part de l’énergie nucléaire à plus de 32% d’ici 2030.
La Corée est, depuis de nombreuses années, un acteur de premier plan sur la scène internationale du nucléaire civil et un concurrent majeur de l’industrie nucléaire française.
En effet, son parc nucléaire est composé de 25 réacteurs en exploitation (le dernier a été connecté au réseau en décembre dernier) et de cinq en construction. Elle dispose de sa propre filière avec, à sa tête, un réacteur de troisième génération, l’APR-1400 (concurrent de l’EPR français), dont trois modèles sont opérationnels en Corée et cinq autres sont en construction.
La Corée du Sud dispose également d’un « Small Modular Reactor » (le SMART) certifié depuis 2012 mais qui, malgré son statut prometteur, n’a encore trouvé aucun acheteur. KEPCO, l’équivalent d'EDF en Corée, travaille également sur un projet d’ « Innovative-SMR » avec l’ambition de pouvoir construire le premier modèle d’ici 2028. Ces projets sont susceptibles de concurrencer le projet français NUWARD, dont EDF est le chef de file.
En 2009, la Corée a décroché son premier contrat à l’export de quatre réacteurs APR-1400 pour les Emirats arabes unis. Aujourd’hui les deux premiers réacteurs sont connectés au réseau émirati ce qui en fait les premiers réacteurs nucléaires électrogènes du monde arabe. Grace à ce contrat, la Corée s’est forgé un statut crédible de fournisseur de réacteurs nucléaires à l’international.
La Corée est également très active en Europe et dans la péninsule arabique, en concurrence directe de l’offre française d’EDF sur la grande puissance, que ce soit en Pologne (KHNP a signé un lettre d’intention en octobre dernier avec une compagnie privée polonaise pour la construction d’un réacteur), en Tchéquie ou en Arabie saoudite.
En revanche, sa relation avec les Etats-Unis dans la compétition internationale du nucléaire civil est assez ambiguë comme a pu le montrer la plainte qui a été déposée en septembre dernier par l’électricien Westinghouse envers KEPCO, alors que quelques mois auparavant, les Présidents des deux pays affichaient une volonté de rapprocher leurs industriels.
Pour comprendre la situation, il faut savoir que la filière nucléaire coréenne est issue d’un modèle de réacteur conçu aux Etats-Unis dans les années 80 par Combustion Energy dont Westinghouse a hérité en 2001 par le jeu des rachats de sociétés. Pour la petite histoire, Combustion Energy a brièvement appartenu à Alstom.
L’accord de licence maintenant détenu par Westinghouse a expiré en 2007 mais certaines clauses ont perduré sous forme d’un accord de coopération signé la même année qui a été respecté pour le contrat des Emirats arabes unis.
Dans les années qui ont suivi ce contrat, la Corée a développé une nouvelle offre qu’elle propose maintenant en Europe et qu’elle considère être libérée de la licence Westinghouse. La réaction de Westinghouse au moment même où KEPCO signait une lettre d’intention avec la Pologne pour la construction de ce nouveau modèle, montre que la situation n’est pas aussi claire que ça.
Cette fin d’année 2022 a été compliquée pour KEPCO puisque l’électricien coréen a dû également faire face à des pertes de 24 milliards de dollars l’obligeant à émettre 27 milliards de dollars d'obligations provoquant un risque de crise de liquidité en Corée et l’intervention de la banque centrale. La politique du gouvernement coréen de maintenir des tarifs industriels bon marché pour subventionner la compétitivité de son industrie est pointée comme étant le principal problème à l’origine de cette situation.
Pour sortir de cette situation le gouvernement n’a pas eu d’autre solution que d’autoriser KEPCO à augmenter le prix de l’électricité en prenant le risque de nourrir l'inflation (5% en fin d’année) et d’affaiblir la compétitivité des exportations du pays. Ce panorama serait incomplet si on n’évoquait pas la difficile gestion du combustible usé qui est produit par les réacteurs coréens.
A l’heure actuelle, l’ensemble du combustible usé issu des réacteurs est entreposé dans les piscines sur site. Ces entreposages ont atteint, pour certains, des taux de saturation supérieurs à 90%. Bien que la Corée dispose d’un accord avec les Etats-Unis l’autorisant à procéder à un retraitement en France ou au Royaume-Uni, Séoul a opté à ce stade pour une stratégie de gestion à l’américaine (entreposage sur site puis stockage direct) sans pour autant disposer du site de stockage nécessaire.
La Corée risque ainsi une saturation des piscines d’entreposage qui pourrait conduire à l’arrêt prématuré des réacteurs les plus anciens alors que la France dispose d’une expérience de plusieurs décennies de gestion des combustibles usés et est à même de proposer deux types de solutions complémentaires : à court terme, le retraitement dans l’usine Orano de La Hague et à moyen terme, la construction d’installations d’entreposage à sec déjà certifiées par les autorités des Etats-Unis.
Finalement, en plus de la question des combustibles usés, le récent changement de politique coréenne peut offrir des opportunités pour les entreprises françaises. La prolongation de la durée de fonctionnement des réacteurs va accroitre les besoins d’approvisionnement en uranium enrichi. La France, avec Orano, a établi des relations commerciales depuis près de 40 ans avec la Corée pour lui assurer une fourniture stable et régulière d’uranium enrichi. Orano est prêt à développer ces relations commerciales pour contribuer à la sécurité d’approvisionnement d’un parc nucléaire sud-coréen en croissance. En outre, EDF, notamment au travers de sa filiale Framatome, peut faire bénéficier la Corée de son expérience de la gestion de durée de fonctionnement des réacteurs avec le programme « Grand carénage ».
