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La duree de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs (1ere partie)

le 16/06/2005  |  Développement durableEnergies renouvelablesEnergieConjonctureEnvironnement

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Rapport présenté par MM. Christian Bataille et Claude Birreaux, députés. Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques

Sommaire

Introduction5

Chapitre 1 : LA GESTION DE LA DURÉE DE VIE DES CENTRALES,UN ÉLÉMENT ESSENTIEL DE L’OPTIMISATION DU PARC,MAIS UN ÉLÉMENT NON SUFFISANT7

I.- L’arrivée à maturité des parcs nucléaires, un phénomène mondial analyséavec des références et des méthodes nationales non totalement identiques7

1. L’âge des réacteurs et les différentes acceptions du terme suivant le référentiel choisi7

2. Le vieillissement des réacteurs, une notion source de sous-entendus12

3. Durée de vie de conception et durée de l’autorisation d’exploitation13

4. La durée de vie réelle, résultante des paramètres techniques,réglementaires et économiques 14

II.- Une robustesse à 30-40 ans en ligne avec les prévisions15

1. Les phénomènes généraux du vieillissement et les priorités16

2. La diminution des interrogations sur la cuve grâce à l’amélioration des connaissances 17

3. Les enceintes de confinement, un problème sous contrôle19

4. L’évolution positive du contrôle-commande20

5. La gestion optimale des composants remplaçables 21

6. L’influence du suivi de charge, une question délicate.22

III.- La prolongation de la durée de vie, un paramètre économique capital,indissociable des performances d’exploitation..24

1. L’importance économique capitale de la prolongation de la durée de vie 25

2. Le problème global et fondamental des performances d’exploitation 26

IV.- Des réglementations de la durée de vie devant allier rigueur pour la sûreté et visibilité pour l’investiss28

1. L’adéquation de la réglementation française à la structure particulière du parc 29

2. Les cas particuliers de la Suède, de l’Allemagne et de la Belgique en raisonde leurs programmes de sortie du nucléaire 31

3. La convergence des pratiques étrangères et françaises.33

4. Les améliorations possibles de la réglementation française vers une visibilité accrue 37

V.- L’exigence d’efforts accrus de R&D, d’investissement et d’organisationpour conforter l’objectif de 40 ans de fonctionnement et envisager l’après 40 ans38

1. Une R&D sur le vieillissement à renforcer38

2. L’investissement de jouvence, un objectif particulièrement rentablepour l’exploitant et non pas seulement une obligation réglementaire43

3. L’organisation et la valorisation du facteur humain, des priorités de l’exploitantà approfondir encore 45

4. La pérennité du secteur nucléaire, une responsabilité collective48

VI.- Extension de la durée de vie et solution de remplacement,deux stratégies complémentaires53

1. Les inconnues techniques, réglementaires et économiques du prolongementdes réacteurs en service53

2. Sans solution de remplacement rapidement disponible, l’inévitable obligationde prolonger les réacteurs au-delà du raisonnable 54

3. Vers une gestion différentielle du parc électronucléaire d’EDF ?56

CHAPITRE 2 : L’EPR ET LES AUTRES RÉACTEURS POUR 2015,UN LIEN ENTRE LES PARCS D’AUJOURD’HUI ET DE DEMAIN 58

I.- Les nouveaux réacteurs nucléaires : questions de noms et d’horizon58

1. Réacteurs évolutionnaires contre réacteurs révolutionnaires,une opposition en contradiction avec l’histoire et la technique 58

3. Sûreté active et sûreté passive, deux concepts complémentaires et non pas exclusifs 58

3. La portée marketing de la terminologie Génération III, III+ et IV 59

4. Génération 2015 et Génération 2035, des nouveaux types de réacteurs bien distincts 60

II.- L’EPR, un projet de réacteur plus sûr et plus performant que ses prédécesseurs61

1. Le N4, une série trop tardive ou une série prématurément close ? 61

2. Un processus de conception de l’EPR intégrant la sûreté et l’exploitation 62

3. Des conditions d’exploitation et des caractéristiques de sûreté encore amélioréespar rapport aux générations actuelles64

4. Un coût de production du MWh prévu pour être inférieur à ceux du N4et du cycle combiné à gaz 67

III.- Les concurrents étrangers de l’EPR, entre classicisme, naturalisationet innovation théorique69

1. Les forces en présence sur le marché mondial du nucléaire69

2. L’ABWR de General Electric, un réacteur évolué et déjà en service 71

3. Le SWR 1000, une double diversification de Framatome ANP dans la filièreà eau bouillante et dans les systèmes pas72

4. Les VVER russes, des concurrents sérieux du fait de leur bon niveau techniqueet leur bas niveau de prix74

5. L’AP 1000, un concurrent critiqué parce que redoutable 74

IV.- Le démonstrateur-tête de série EPR, une garantie contre les aléas industriels, réglementaires et économiques, permettant de lisser le renouvellement du parc77

1. La nécessité de rentabiliser les investissements et de réduire les aléas industriels 77

2. Une assurance vis-à-vis d’éventuels problèmes de sûreté et d’évolution réglementaire 79

3. Une sécurité sur le plan économique, même avec une série limitée 82

4. L’indispensable lissage du renouvellement du parc d’EDF85

5. Une décision urgente pour disposer en 2015 de l’expérience requise 86

Introduction

C’est le 6 novembre 2002 que la Commission des affaires économiques, de l’environnement et du territoire de l’Assemblée nationale a saisi l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques d’une étude portant sur « la durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs ».

Désignés le 20 novembre 2002, vos Rapporteurs ont, selon la procédure de l’Office, élaboré une étude de faisabilité concluant à la possibilité effective de réaliser un rapport sur cette question dans un délai de quelques mois. Après que cette étude ait été adoptée le 4 décembre par l’Office parlementaire, vos Rapporteurs se sont immédiatement mis au travail.

Quelques chiffres pour évaluer quantitativement le travail de préparation du présent rapport : 110 heures d’auditions officielles en France ou à l’étranger, dont une journée d’audition publique, 4 pays étudiés avec de multiples rencontres sur place, Finlande, Suède, Allemagne, États-Unis, 180 personnes auditionnées, de nombreuses heures de discussions informelles.

Comme c’est la pratique de plus en plus fréquente à l’Office parlementaire, un comité de pilotage, dont les membres sont ici chaleureusement remerciés, mais dont la responsabilité n’est aucunement engagée par le présent texte, a apporté une aide efficace pour sélectionner les personnalités à auditionner, cerner les questions clés et analyser les informations livrées par les interlocuteurs.

Le texte de la saisine de la Commission des affaires économiques est clair. En conséquence, le présent rapport n’a ni pour objet de peindre le tableau des avantages et des inconvénients de l’électronucléaire ni d’indiquer si la France aurait intérêt, à l’avenir, à réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité.

Le présent rapport a, au contraire, pour objet de répondre à des questions simples mais fondamentales pour la production électrique française.

Quels sont les phénomènes pouvant limiter la durée d’exploitation des centrales nucléaires ? Comment peut-on lutter contre leur vieillissement, à quel prix et dans quelles conditions de sûreté ?

Par ailleurs, si le choix politique est effectué de renouveler notre parc électronucléaire, à quelle date faudra-t-il commencer à le faire ? Quelles seront les technologies disponibles, en prolongement des technologies actuelles, ou au contraire en rupture avec les filières actuellement en service, et à quelle échéance ?

Pour l’exploitant nucléaire national qu’est EDF et pour le service public de l’électricité auquel les Français sont attachés quelle que soit leur appartenance politique, la durée de vie des réacteurs actuellement en service est une question à plusieurs dizaines de milliards d’euros. L’Office parlementaire a été le premier en 1999 à mettre cette question sur la place publique, une question qui a un impact financier non seulement sur les comptes d’EDF, mais sur aussi le coût de l’électricité dont nous autres consommateurs nous disposons. Au-delà de la situation d’EDF et des marchés de l’électricité, exploiter des réacteurs déjà amortis sur le plan économique et financier sur une durée de 30, 40 ou 50 ans est en vérité loin d’être indifférent pour la compétitivité de l’économie française toute entière.

De même, la France a bâti une industrie nucléaire qui constitue l’un de ses atouts dans la concurrence mondiale, représente une source d’emplois nationaux et sur l’avenir de laquelle nous devons nous pencher afin qu’elle puisse proposer au pays, le moment venu et le cas échéant, des solutions performantes pour notre approvisionnement en énergie.

Le choix d’une technologie de production de l’électricité a toujours été d’une importance critique et d’une grande difficulté. On l’a bien vu dans notre pays à la fin des années 1960, où il a fallu opérer une révision déchirante de nos choix et abandonner la filière graphite-gaz au profit des réacteurs à eau pressurisé. Assurément, la question de la durée de vie des centrales nucléaires mérite toute notre attention.

La France est engagée depuis le début de l’année dans la préparation du projet de loi d’orientation sur l’énergie, prévu par la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité.

S’inscrivant dans le calendrier du débat national organisé par le Gouvernement, le présent rapport de l’Office parlementaire a pour objectif d’apporter une contribution à la réflexion du Parlement et de nos concitoyens sur l’identification des échéances relatives à notre parc électronucléaire et sur le choix des technologies pour son renouvellement.

Chapitre 1 : La gestion de la durée de vie des centrales, un élément essentiel de l’optimisation du parc, mais un élément non suffisant

I.- L’arrivée à maturité des parcs nucléaires, un phénomène mondial analysé avec des références et des méthodes nationales non totalement identiques

L’âge moyen des réacteurs nucléaires dans le monde était de 20 ans au début 2003.

Même si, d’une manière générale, les centrales électriques peuvent fonctionner plusieurs dizaines d’années, le vieillissement des parcs électronucléaires devient une question importante dans la plupart des pays concernés.

L’âge moyen n’est pas une donnée suffisante pour apprécier la situation réelle de l’électronucléaire mondial. En effet, certains réacteurs se rapprochent de la fin de la durée de vie pour laquelle ils ont été conçus, d’où la question de leur éventuelle aptitude à voir leur fonctionnement prolongé si nécessaire.

Bien qu’elle possède l’un des parcs électronucléaires de grande taille les plus jeunes du monde, la France est également concernée par le vieillissement des plus anciens de ses réacteurs et doit préparer les décisions qui s’imposent.

1. L’âge des réacteurs et les différentes acceptions du terme suivant le référentiel choisi

En apparence, l’âge d’un réacteur est une donnée simple à définir, permettant des comparaisons internationales sans ambiguïté. On peut donc établir les âges moyens des parcs électronucléaires des différents pays et déterminer lesquels, étant les plus anciens, méritent l’attention la plus soutenue.

En réalité, pour établir des comparaisons fines entre pays comparables, par exemple la France et les États-Unis, il est nécessaire de vérifier les points de départ des périodes analysées, différentes dates, souvent éloignées les unes des autres, pouvant être prises pour référence.

1.1. Des pyramides des âges ramassées avec des âges moyens dépassant deux décennies pour le parc mondial

Au début avril 2003, 441 réacteurs nucléaires de production d’électricité étaient en service dans le monde1, représentant une puissance installée de 359 MWe.

Près de la moitié de ces réacteurs étaient des réacteurs à eau pressurisée, les réacteurs à eau bouillante représentant moins du quart du total. On trouvera au tableau suivant les différents types de réacteurs, par filière, en service ou en construction. (voir tableau 1)

En décembre 1942, Enrico Fermi avait réussi à produire la première réaction en chaîne autoentretenue et contrôlée, dans la pile dite Chicago Pile I, installée sous les gradins du stade de football américain de l’université de Chicago.

L’effort de construction des parcs électronucléaires mondiaux a commencé dans sa plus grande partie, à la fin des années 1960.

Ainsi, entre la mise au point de la première pile atomique et l’effort massif mondial de réacteurs électrogènes, il s’est écoulé environ 25 ans.

Au début avril 2003, l’âge moyen de l’ensemble des réacteurs du parc mondial s’élevait à un peu plus de 20 ans.

La pyramide des âges des réacteurs électrogènes en service dans le monde laisse apparaître deux pics relatifs correspondant à un redoublement de l’effort d’équipement après le premier choc pétrolier. (Voir figure 1)

En tout état de cause, au début 20032 cinquante réacteurs nucléaires avaient plus de 30 ans et huit avaient plus de 40 ans.

Le parc électronucléaire d’EDF est le plus jeune de tous les parcs des grands pays nucléaires, à l’exception de celui de la Chine (voir tableau ci-après).

En Russie, l’âge des 30 tranches en exploitation était au début 2003 de 22 ans en moyenne, avec un noyau important de réacteurs anciennement exploités. Ainsi les deux premières tranches RBMK de la centrale de « Leningrad » ont 29 et 27 ans, les deux premières tranches RBMK de la centrale Koursk ont 26 et 23 ans. Quant aux 4 premiers VVER, qui ont été implantés à Kola et Novo Voronej, leur âge approche ou dépasse 30 années.

Les principaux pays nucléaires ont, pour la plupart, réalisé leur effort d’équipement dans une période de temps extrêmement limitée, ce qui a supposé des efforts industriels massifs. (voir figure 2)

Ainsi, en France, l’année 1981 a vu le couplage au réseau de 8 tranches, l’année 1980 de 7 tranches et l’année 1984 de 6 tranches. En proportion, cet effort est plus massif que celui des États-Unis, qui en 1974 ont couplé 10 tranches au réseau et ont connu 4 années avec couplage de 8 tranches (1973, 1984, 1 985 et 1 987).

Les autres pays ont, pour leur part, bâti leur parc plus progressivement, en particulier le Japon, l’Allemagne et la Corée du Sud.

1.2. Un âge moyen de 17 ans pour le parc EDF, avec plusieurs réacteurs s’approchant des 30 années de fonctionnement

Suite à l’effort intensif et exceptionnel effectué tant par le constructeur national Framatome que par l’architecte industriel et exploitant EDF, la France s’est dotée, entre 1980 et 1990, soit en onze années, de 45 réacteurs couplés au réseau, représentant plus des trois quart de son parc actuellement en fonctionnement.

Il n’est donc pas étonnant que la pyramide des âges du parc d’EDF soit ramassée, ainsi que le montre la figure suivante. (voir figure 3)

L’âge moyen du parc électronucléaire d’EDF était de 17 ans 6 mois, au début 20034,5.

Pour autant, 23 réacteurs d’EDF ont dépassé l’âge de 20 ans. Les deux réacteurs de Fessenheim et les deux de Bugey égalent ou dépassent les 25 années de fonctionnement.

On trouvera au tableau suivant les caractéristiques détaillées des réacteurs d’EDF au regard de leurs principales dates de construction, de mise en service et de visites décennales. (voir tableau 3)

1.3. Des dates de référence souvent différentes

Pour calculer l’âge d’un réacteur nucléaire, plusieurs dates peuvent être prises pour référence, avec des conséquences naturellement variables sur le résultat.

Pour calculer l’âge des réacteurs d’EDF, l’on peut ainsi utiliser la date du premier couplage au réseau, date qui correspond à la première production d’électricité dans des proportions telles que la puissance doive être évacuée à l’extérieur de la centrale. Dans ces conditions, l’âge moyen du parc électronucléaire d’EDF s’établissait au début 20036 à 18 ans 2 mois.

On peut au contraire prendre comme date de référence, la date de mise en service industriel, postérieure au premier couplage, qui correspond alors à une régularité industrielle de fonctionnement après une période de mise au point. L’âge moyen du parc EDF est alors égal à 17 ans 4 mois.

Alors que pour les paliers CPY et P4-P’4 la durée de cette période de mise au point a rarement dépassé l’année, cela n’a pas été le cas pour le palier N4, pour lequel il a pu s’écouler entre 2 ans (Civaux 2) et 4 ans (Civaux 1) entre le premier couplage au réseau et la mise en service industriel.

Il semble, en tout état de cause, que les deux dates de premier couplage au réseau ou de mise en service industriel correspondent au démarrage de processus de vieillissement des matériaux et des matériels.

Toutefois, une autre référence peut également être prise, en particulier la date de démarrage des travaux ou date du premier béton. C’est notamment le cas aux États-Unis dans la réglementation relative à la licence d’exploitation. On trouvera au tableau suivant la comparaison des différents âges moyens des principaux selon la date de référence.

(voir tableau 4)

En tout état de cause, la réglementation américaine prévoit l’octroi pour chaque réacteur d’une licence d’exploitation de 40 ans, renouvelable pour 20 ans. Ces durées n’ont pas d’équivalent dans la plupart des autres pays nucléaires.

Mais, comme la date de référence pour la réglementation américaine est celle de coulée du premier béton, l’étendue couverte par l’autorisation initiale correspond à une durée de fonctionnement effectif largement inférieure.

2. Le vieillissement des réacteurs, une notion source de sous-entendus

Appliquée à un équipement industriel, la notion de vieillissement correspond à un changement progressif qui résulte du temps ou de l’utilisation.

Il convient de distinguer les phénomènes de leurs conséquences, tant le sous-entendu de la notion de vieillissement est négatif.

2.1. Le vieillissement des réacteurs, un phénomène aux causes multiples

Dans le cas d’installations industrielles, le vieillissement résulte le plus souvent de processus physiques ou chimiques. A titre d’exemple, le métal peut fatiguer et voir ses caractéristiques techniques s’altérer, par exemple, par des phénomènes d’usure mécanique, ou bien en raison de l’irradiation par des neutrons, ou encore sous l’action de chocs thermiques ou bien enfin du fait de la corrosion par des impuretés chimiques.

Mais le vieillissement peut aussi provenir de causes non physiques. Une installation peut voir ses performances amoindries ou son fonctionnement rendu impossible du fait de l’absence de pièces de rechange qualifiées voire de l’inexistence d’une main-d’œuvre apte à l’entretenir ou à la piloter. On peut également constater le vieillissement d’une installation lorsque la mise en place de nouveaux composants matériels ou logiciels entraîne une incompatibilité avec des composants plus anciens.

Le vieillissement d’une installation peut enfin être un phénomène totalement extérieur à l’installation, occasionné par un changement de l’environnement physique ou réglementaire, en l’espèce un changement du référentiel de sûreté. C’est alors la perception de l’installation qui est modifiée et non pas ses performances intrinsèques.

En tout état de cause, le vieillissement doit être distingué de l’obsolescence technique, qui a pour effet qu’un équipement ancien est dépassé par un nouvel équipement qui, non seulement, remplit la même fonction avec des performances meilleures, mais fournit le plus souvent d’autres services.

2.2. Le vieillissement, une notion liée à celle de marges de sécurité

Le vieillissement est une notion le plus souvent connotée négativement en matière de performance.

S’agissant d’installations industrielles, les phénomènes de vieillissement sont le plus souvent considérés comme altérant les résultats d’exploitation du fait d’une dégradation des matériels et de leurs fonctionnalités.

Pourtant, il peut arriver que la notion de rodage, si elle s’applique de moins en moins aux composants matériels, compte tenu de la précision de la formulation des matériaux et des usinages, puisse s’appliquer au facteur humain, les équipes de conduite et de maintenance pouvant améliorer leur performance avec le temps.

Autre élément devant être pris en considération, chacun des composants d’une centrale nucléaire est conçu avec des marges de sécurité importantes. Si, pendant un cycle d’exploitation, les marges de sécurité ne risquent pas d’être consommées, l’installation peut être considérée comme aussi sûre qu’elle l’était à l’état initial.

Une analogie peut être faite avec les équipements de sécurité que constituent les pneus d’un véhicule automobile. Tant que les témoins d’usure excessive n’apparaissent pas à sa surface, on peut supposer qu’un pneu usagé égale en performance et en sécurité un pneu neuf. La condition en est toutefois que le témoin d’usure prenne en compte la totalité des phénomènes en cause, c’est-à-dire non seulement la perte de matière due au roulement, mais aussi la fatigue enregistrée par la carcasse du pneu.

En définitive, toute la question est donc d’estimer la cinétique de consommation des marges de sécurité pendant un cycle d’utilisation. Comme les composants d’une centrale nucléaire sont conçus avec des marges de sécurité, il est nécessaire de déterminer dans quelle mesure ces marges sont entamées et à quelle vitesse lors d’une campagne de production.

Aussi simples soient-elles, ces notions peuvent en réalité être à la source de nombreux débats entre un exploitant et une autorité de sûreté et son appui technique.

Fort de la connaissance de ses installations, l’exploitant a tendance à accorder la plus grande confiance aux marges de sécurité calculées et le plus souvent vérifiées par la mesure. Au contraire, l’autorité de sûreté et son appui technique seront volontiers désireux de se prémunir contre une consommation plus rapide qu’attendu des marges de sécurité qu’une appréciation erronée des cinétiques de dégradation pourrait entraîner.

3. Durée de vie de conception et durée de l’autorisation d’exploitation

Lorsqu’un composant industriel ou même une installation industrielle est conçu, c’est pour une durée d’utilisation donnée autant qu’on puisse la prévoir, compte tenu de l’état des connaissances. Liée à l’état de l’art, cette durée est dite durée de vie de conception.

A titre d’exemple, les centrales électronucléaires d’EDF ont été construites pour une certaine durée de vie de conception, compte tenu des matériels employés et des modes d’utilisation envisagés. La durée de vie de conception des équipements les plus importants des centrales nucléaires actuellement en service est estimée à 40 ans.

Grâce à l’expérience acquise avec les réacteurs actuellement en service, grâce aux progrès technologiques effectués depuis lors et au nouveau dimensionnement de certains équipements, le projet de réacteur franco-allemand à eau pressurisée EPR (European Pressurized water Reactor) est conçu pour fonctionner 60 ans au minimum.

Constituant une notion théorique ou d’anticipation, la durée de vie de conception ne peut évidemment être prise comme base d’une réglementation de sûreté qui recourt au contraire à la notion de durée d’autorisation de fonctionnement.

En France, il n’existe pas de limitation de la durée de vie dans le décret d’autorisation de création d’une installation nucléaire.

Le décret n° 63-1228 du 11 décembre 1963 relatif aux installations nucléaires, s’il ne prévoit pas de limite de durée, indique en revanche qu’un réexamen de sûreté peut être demandé par l’autorité de sûreté, ce qu’elle décide en pratique pour chaque réacteur au terme de périodes de 10 années de fonctionnement. Ainsi, des rendez-vous réglementaires périodiques sont fixés sous la forme de visites décennales et de réexamens de sûreté associés.

Suivant le pays considéré, l’autorité de sûreté octroie des autorisations de fonctionnement plus ou moins longues, qui ne constituent jamais un « chèque en blanc », puisqu’à l’occasion d’inspections inopinées ou programmées à des échéances plus ou moins longues, le fonctionnement de l’installation peut toujours être interrompu en cas d’écart par rapport aux normes de sûreté.

Le tableau suivant présente les différents types d’autorisation de fonctionnement tels qu’ils existent dans les principaux pays nucléaires. (voir tableau 5)

A l’exception des États-Unis qui fixent deux butoirs pour les durées d’exploitation – 40 ans puis 20 ans -, la totalité des pays nucléaires ne se prononcent pas dans leur réglementation sur la durée maximale d’exploitation, mais délivrent au contraire des autorisations pour 10 années renouvelables, sous réserve que les examens de sûreté qui sont réalisés à l’issue de chaque période donnent des résultats satisfaisants.

Au-delà des questions réglementaires, il est clair que la durée d’exploitation d’une installation dépend de sa rentabilité, d’où la notion de durée de vie pratique.

4. La durée de vie réelle, résultante des paramètres techniques, réglementaireset économiques

Dans son acception commune, la durée de vie d’une installation est entendue comme sa période de fonctionnement. Pour désigner cette période de fonctionnement, il conviendrait plutôt de parler de durée d’exploitation, mais l’usage a imposé l’expression « durée de vie ».

La durée de vie entendue ainsi est en fait la résultante de trois types de considérations, techniques, réglementaires et économiques.

Le vieillissement d’une installation industrielle entraîne le plus souvent des opérations de maintenance ou de rénovation qui ont un coût que l’on peut déterminer avec une marge d’erreur plus ou moins grande.

Les exigences de sûreté peuvent également conduire non seulement à restaurer le niveau de sûreté de l’installation par rapport à son niveau initial, mais aussi à l’augmenter par rapport à ce dernier, en réévaluant le référentiel de sûreté.

S’il est possible de substituer de nouveaux composants aux anciens, le remplacement se fait avec des délais, des contraintes et finalement un coût qui peut être comparé à celui d’une installation neuve, nucléaire ou non. Dans le cas des réacteurs nucléaires, il faut également que des solutions soient disponibles pour l’entreposage ou le stockage des déchets radioactifs issus du démantèlement qui suivrait l’arrêt de l’exploitation.

Une décision peut alors être prise de moderniser ou non l’installation initiale, ce qui détermine finalement la durée de vie.

Les États-Unis, qui ont mis en place une déréglementation partielle de leurs marchés de l’électricité, fournissent l’exemple type de la prise en compte des paramètres de coûts et de rentabilité dans la durée de vie réelle d’une centrale nucléaire.

Avec la libéralisation partielle du marché de l’électricité, les États-Unis ont soumis le secteur de la production d’électricité à la concurrence qui s’exerce non seulement entre compagnies, mais aussi entre filières. Simultanément, l’autorité de sûreté nucléaire américaine, la NRC a réformé ses procédures de renouvellement de licence (« licence renewal »), en vue de l’obtention d’une prolongation de 20 ans de la licence initiale de 40 ans.

Un exploitant nucléaire souhaitant prolonger l’exploitation d’un réacteur doit faire face à deux types de coûts.

Le premier coût correspond à celui de la constitution du dossier en interne et de son instruction par la NRC. Une compagnie de petite taille élabore son dossier en recourant à des cabinets de conseil externes alors qu’une compagnie de taille suffisante le prépare en interne.

S’agissant de l’intervention de la NRC, le coût d’instruction de chaque dossier déposé en avril 1998 s’est élevé à 35 millions $ pour les réacteurs de Calvert Cliffs 1 & 2 exploités par la société Baltimore Gas & Electric. Depuis lors, le prix facturé par la NRC s’élève à 10 millions $.

A ce coût administratif s’ajoutent des coûts d’investissements, beaucoup plus importants, indispensables tant du point de la sûreté que sur celui de la performance économique requise pour prolonger la durée d’exploitation de 20 ans. En outre, l’exploitant doit faire face aux pertes d’exploitation liées à la non production pendant les interventions lourdes nécessitant l’arrêt du réacteur.

Selon la NRC, ces investissements de modernisation réalisés dans la perspective d’une prolongation de licence s’élèvent à 200-300 millions $ par réacteur8. La NEI estime pour sa part l’investissement total pour une compagnie d’électricité à 500 millions $ courants en incluant toutes les dépenses, y compris l’extension de la provision pour démantèlement9.

Du fait du niveau de ces dépenses qui nécessitent une capacité d’investissement importante et des perspectives commerciales solides, la NRC estime que, sur les 104 réacteurs en service au début 2003, seuls 95 à 99 d’entre eux feront l’objet de renouvellements de licence.

On voit donc que la durée de vie est influencée, non seulement par les conditions techniques, mais aussi par les conditions réglementaires et les facteurs économiques.

II.- Une robustesse à 30-40 ans en ligne avec les prévisions

Le vieillissement d’une installation industrielle comme une centrale nucléaire est le fait de phénomènes physiques à son âge et à son utilisation. Mais le vieillissement peut aussi résulter de phénomènes immatériels liés non seulement à une meilleure connaissance de ses composants au fil des progrès des instruments de mesure, mais aussi à un changement des points de repère définissant l’optimum d’une installation de même type.

En tout état de cause, il convient d’identifier avec précision quels sont les différents types de phénomènes, quels sont les composants critiques d’une centrale nucléaire en terme de vieillissement et dans quelle mesure les centrales d’EDF traversent les années conformément aux prévisions d’origine.

En dépit des alertes qui ont pu survenir sur tel ou tel composant, alertes auxquelles le constructeur et l’exploitant ont pu remédier, il semble établi que la robustesse à 30-40 ans des centrales nucléaires est en ligne avec les prévisions.

1. Les phénomènes généraux du vieillissement et les priorités

Si l’on admet que les centrales nucléaires ne font pas partie des cas rares où le fonctionnement d’une installation industrielle se traduit par sa bonification, le vieillissement d’une centrale nucléaire s’accompagne d’un processus lent de dégradation, dont les causes proviennent essentiellement des conditions d’utilisation mais aussi d’éventuels changements de contexte.

1.1. Les modes de dégradation intrinsèques

Les processus de vieillissement sont pour la plupart communs aux différents types de matériaux.

Pouvant concerner des composants métalliques de toute taille – de la cuve du réacteur à des composants de petite taille – mais aussi le béton des enceintes ou les polymères de gainage des câbles ou des dispositifs antisismiques, la fragilisation des matériaux peut avoir différents types de causes. Les plus importants dans les centrales nucléaires sont les chocs thermiques entraînés, par exemple, par des arrêts d’urgence ou l’irradiation neutronique dans le cas de la cuve et de ses internes.

Autre mode de dégradation, la corrosion peut être fissurante, auquel cas son impact sur la sûreté doit être surveillé de près. La corrosion peut aussi être de type érosion, par exemple sur certaines parties des circuits secondaires lorsque le débit est élevé avec un pH faible.

L’utilisation des matériels peut entraîner une fissuration par fatigue ou une usure, par exemple dans le cas des mécanismes des grappes de contrôle de la réactivité.

La perte de précontrainte du béton des enceintes est également rangée dans le domaine des mécanismes de dégradation liés au vieillissement des centrales nucléaires.

Une question fondamentale sur les phénomènes de vieillissement est leur linéarité ou leur non linéarité.

Ainsi dans la décision de remédier aux inconvénients de l’inconel 600 en lui substituant l’inconel 690, des essais ont été faits sur la tenue de ce dernier dans des conditions plus rigoureuses que les conditions d’exploitation, sans toutefois adopter des écarts trop importants de peur de sortir des conditions de linéarité10. Autre exemple de l’importance de la linéarité ou de la non linéarité des phénomènes de vieillissement, on constate souvent que les défauts n’évoluent pas lorsqu’il s’agit d’analyse dans le très long terme. Mais la fragilisation du métal fait qu’à sollicitation égale, les risques de rupture s’accroissent. Comment prévoir les conséquences de tels phénomènes ?

Au final, pour pouvoir effectuer des prévisions, une connaissance fine des mécanismes est indispensable, d’où la nécessité de la recherche.

1.2. Une attention particulière portée aux composants non remplaçables

Un très grand nombre de composants d’une centrale nucléaire conditionnent sa bonne marche, ce qui a un impact sur la sûreté et sur sa production. Il est donc très difficile d’établir des priorités pour la prévention du vieillissement et le remplacement des composants.

Il n’en demeure pas moins qu’une attention particulière doit être accordée aux composants non remplaçables dont la dégradation au-delà d’une limite définie par des considérations de sûreté signifierait l’arrêt.

A l’instar de la plupart des exploitants, EDF considère que les deux composants d’une centrale nucléaire qui ne sont pas remplaçables sont la cuve du réacteur et l’enceinte de confinement.

C’est pourquoi une attention particulière leur est accordée, bien qu’elle ne soit exclusive d’une surveillance précise du vieillissement de l’ensemble des composants d’une centrale.

1.3. Les changements de contexte

Permettant d’avoir une meilleure connaissance de la réalité, le perfectionnement des instruments de mesure et l’approfondissement des modèles de représentation des phénomènes peuvent conduire à changer l’appréciation que l’on a du vieillissement d’une installation.

Par ailleurs, au fur et à mesure des développements technologiques, une installation peut sembler vieillir prématurément, que le progrès technologique soit ou non pris en compte par la réglementation. En terme de sûreté, une exigence accrue de la réglementation pourra déclasser l’image ou la réalité d’un équipement industriel.

Loin d’être théorique, la question du changement de contexte pour l’appréciation du vieillissement est souvent, quel que soit le pays et même le secteur industriel considéré, au centre des discussions entre un exploitant et le régulateur.

S’agissant des centrales nucléaires, il s’agit là d’une question capitale, qui est examinée en détail ci-après.

Notons toutefois que la stabilité du référentiel de sûreté ou, au contraire, son évolution vers des exigences accrues différencie fondamentalement l’approche américaine de l’approche française.

Sans prétendre exposer l’ensemble des phénomènes de vieillissement dont sont l’objet les composants des centrales nucléaires, il convient de présenter à ce sujet quelques unes des interrogations majeures concernant le parc d’EDF.

2. La diminution des interrogations sur la cuve grâce à l’amélioration des connaissances

En tant que principal composant d’un réacteur nucléaire, le vieillissement de la cuve est d’une particulière importance. En effet, le vieillissement peut conduire à un renforcement de la dureté des métaux, ce qui peut présenter dans certains cas un avantage. Mais le phénomène qui l’emporte quasiment toujours est celui de la fragilisation.

Il paraît important de trier en terme d’importance pour le long terme les principaux problèmes dont les réacteurs d’EDF sont l’objet.

2.1. Les défauts sous revêtement, un problème de fabrication sans incidence sur la sûreté

Certains réacteurs d’EDF ont manifesté un défaut du revêtement intérieur de cuve. Dans quelle mesure ces défauts sont-ils alarmants en terme de durée de vie ?

La cuve d’un réacteur nucléaire comporte un revêtement en acier inoxydable. En mars 1999, un contrôle par ultrasons réalisé lors de la 2ème visite décennale a mis en évidence des défauts sous ce revêtement pour la cuve de Tricastin 1, prenant la forme de fissurations d’une profondeur pouvant aller jusqu’à 1 cm pour une épaisseur de la cuve de 20 cm.

Un programme d’inspection des cuves du palier 900 MW a donc été mis en place et achevé fin 2000 par EDF. Les 34 cuves 900 MWe ont fait l’objet d’un contrôle total de la zone de cœur en VD1 ou VD2. Par ailleurs, toutes les cuves 1 300 MWe ont été contrôlées en VD1, à l’exception de Cattenom 4, de Penly 2 et de Golfech 2 dont les premières visites décennales ont été programmées en 2003 et 200411.

Les résultats des inspections ainsi menées sont encourageants. Seules 2 cuves, Tricastin 1 et Fessenheim 2, présentent quelques défauts sous revêtement d’une hauteur supérieure à 10 mm, dont l’explication est établie, qui disposent des marges significatives et ont entraîné des dispositions particulières.

Par ailleurs, seules les 5 cuves de Saint Laurent B1 et B2, Fessenheim 1, Gravelines 6 et Belleville 2 présentent un défaut entre 6 et 8 mm de hauteur avec des marges significatives. Quant aux autres cuves, elles n’ont pas de défaut supérieur aux critères liés aux performances des outils de contrôle.

L’analyse de ces défauts a montré qu’il s’agit d’une fissuration à froid, survenue lors de la fabrication en raison de mauvaises conditions métallurgiques et d’une imperfection de l’opération de dépôt du revêtement par soudage.

En définitive pour EDF, il est raisonnablement établi que ces défauts ne menacent pas de réduire la durée de vie des réacteurs.

2.2. La fragilisation sous irradiation, un problème surveillé de près

Au-delà des défauts de revêtement, le mécanisme plus fondamental est celui de la fragilisation sous irradiation de l’acier des cuves, dont on peut penser a priori qu’il limite la durée de vie des réacteurs.

La principale cause de dégradation possible pour une cuve de réacteur nucléaire est l’irradiation neutronique, la fragilisation de l’acier de cuve étant fonction de la dose cumulée de neutrons d’une énergie supérieure à 1 MeV qu’il reçoit.

C’est la partie de la cuve qui se situe à hauteur du cœur du réacteur qui est soumise à un tel phénomène.

Depuis le début des années 1970, il a été mis en évidence le rôle prépondérant des impuretés de cuivre et de phosphore contenues dans l’acier dans sa fragilisation. Ayant été construites postérieurement aux premiers réacteurs américains, les cuves des réacteurs d’EDF ont été fabriquées en tenant compte de ce phénomène.

Par ailleurs, l’augmentation de taille de la cuve, du palier 900 MW au palier 1 450 MW, liée à l’augmentation du nombre d’assemblages, a permis également d’augmenter l’épaisseur de la lame d’eau entre les internes de cuve et les parois de celle-ci.

On sait qu’un métal possède deux états, fragile puis ductile, lorsque la température augmente. La température de transition fragile-ductile doit être la plus basse possible de manière que l’utilisateur bénéficie des propriétés intéressantes sur une large plage de température.

L’irradiation entraîne généralement une augmentation de la température de transition fragile-ductile. Lorsque le métal est neuf, cette température est basse. Le vieillissement entraîne généralement une élévation de la température de transition. Lorsque la température de fonctionnement est supérieure à la température de transition, il n’y a pas de risque particulier de rupture de la pièce correspondante. D’où l’importance d’avoir des températures de transition les plus basses possibles.

L’augmentation de la taille de la cuve ainsi que la diminution des teneurs en cuivre et en phosphore des aciers de cuve, du palier 900 MW au palier N4, ont permis de réduire de près d’un tiers la dose cumulée reçue sur une période de 40 ans et d’abaisser la température de transition fragile-ductile.

Reste le cas des premières cuves, qui n’ont pu bénéficier, par hypothèse, de ces dispositions plus favorables. L’exploitant a pu réduire la dose maximale vue par la cuve en adoptant une gestion du combustible à faible fuite, ce qui permet une diminution de 20 % de la dose reçue. Au demeurant un programme de surveillance des aciers de cuve a été initié avec l’implantation d’éprouvettes ou de capsules témoin subissant un flux neutronique supérieur.

En tout état de cause, l’éventuelle fragilisation ne remet pas en cause la résistance de la cuve dans des conditions normales de fonctionnement. Si la température de transition ductile-fragile devait s’élever significativement, alors, dans le cas d’un choc froid correspondant à l’injection de sécurité dans le circuit de refroidissement, la marge de sécurité de la cuve pourrait être insuffisante. La démonstration de la tenue des cuves à 30 ans a été jugée satisfaisante en 1999 par l’autorité de sûreté. Des études complémentaires sont en cours pour lui permettre de statuer sur la tenue des cuves à 40 ans.

En l’occurrence, la NRC s’apprêterait à faire paraître, après une revue par les pairs « peer review » les résultats d’une très importante étude qui démontrerait que les rayonnements gamma, les chocs de pression et de température sur l’acier des cuves de réacteurs limiteraient certes leur durée de vie, mais dans des proportions plus faibles que ce que l’on pouvait craindre12.

De fait, le Laboratoire National d’Oak Ridge a réalisé des études d’irradiation et de chocs thermiques depuis 1972 sur des modèles réduits de cuves de réacteurs en service dont les résultats semblent encourageants13. Par ailleurs, des modèles mathématiques des structures microscopiques des aciers concernés et de leur comportement sous irradiation ont été mis au point, afin d’améliorer les capacités de prévision de la fragilisation des métaux à partir des températures de transition fragile ductile.

En tout état de cause, ces résultats, s’ils sont confirmés, devraient faciliter aux exploitants la démonstration que la cuve de leurs réacteurs remplit les conditions requises pour la prolongation de fonctionnement de 20 ans.

2.3. L’influence des modes de gestion et des types de combustibles

Certains experts redoutent que l’utilisation du MOX14 accélère le vieillissement de la cuve d’un réacteur et limite sa durée de vie.

Une particularité du parc électronucléaire français est l’utilisation de combustibles MOX sur 20 tranches du palier 900 MW.

Selon Framatome ANP, il n’existe aucun signe que le choix du combustible, classique ou MOX, ait un impact quelconque sur la fragilisation de la cuve, ce qui va dans le sens d’une influence déterminante de la dose cumulée de neutrons sur la fragilisation.

En revanche, le mode de gestion du combustible, en particulier le plan de chargement du combustible, a une importance déterminante pour réduire la fluence et donc l’endommagement par les neutrons.

Pour maximiser la durée de vie de la cuve, il convient en conséquence de mettre en place une gestion à faible fuite, ce qui conduit à placer à l’extérieur du cœur du réacteur les combustibles déjà irradiés, un mode de gestion qui peut être compatible avec une gestion à 18 mois.

3. Les enceintes de confinement, un problème sous contrôle

L’enceinte de confinement est un autre composant réputé non remplaçable qui occupe une place particulière dans les réflexions relatives à l’impact du vieillissement sur la durée de vie d’un réacteur.

Ayant une double fonction, l’enceinte d’un réacteur nucléaire joue le rôle de troisième barrière de confinement en cas d’accident ou de protection contre les agressions externes.

Les caractéristiques techniques des enceintes ont évolué entre le palier 900 MWe et les paliers 1 300 MWe et N4.

Les réacteurs du palier 900 MWe disposent d’une enceinte simple en béton précontraint, dotée intérieurement d’un revêtement métallique qui assure l’étanchéité.

Les réacteurs des paliers 1 300 MWe et N4 sont au contraire dotés d’une enceinte double. L’enceinte interne et l’enceinte externe ne sont ni l’une ni l’autre dotées d’un revêtement à la construction. L’espace entre les deux enceintes, maintenu en dépression, assure la reprise des fuites en totalité.

Les paramètres les plus importants dans l’évolution de l’enceinte sont d’une part sa géométrie et, d’autre part, son étanchéité.

Les enceintes subissent des phénomènes de déformation lente dus à un relâchement de la précontrainte, tant verticalement que tangentiellement. Le béton des enceintes ayant été préparé avec des granulats de provenance locale, ces phénomènes dépendent de la composition du béton et donc du site de construction.

La surveillance des enceintes est assurée par un système dit « EAU » d’auscultation qui permet la mesure des déformations et des déplacements de l’ouvrage tout au long de son exploitation industrielle. D’après les relevés des déformations effectués tous les trois mois - un rapport complet d’auscultation étant effectué tous les deux ans - les déformations obéissent à une cinétique qui s’amortit dans le temps, l’asymptote étant atteinte après 17 années.

Les décrets d’autorisation de création des réacteurs15 spécifient le niveau d’étanchéité global des enceintes dans une situation d’accident dite APRP (Accident de perte de réfrigérant primaire). Le taux de fuite dans cette situation, exprimé en pourcentage par jour de la masse de gaz contenue dans l’enceinte, doit être inférieur ou égal à 0,3 % pour les enceintes simples et 1,5 % pour la première enceinte des enceintes doubles. Traduit dans les rapports de sûreté, ce critère en situation d’accident est transposé aux essais périodiques, avec prise en compte d’une marge de sécurité pour tenir compte du vieillissement.

Pour les enceintes doubles, la valeur maximale autorisée du taux de fuite du décret d’autorisation, fixé à 1,5 % par jour pour la vapeur, devient successivement 1,5 % par jour pour l’air dans le rapport de sûreté, puis 1,125 % par jour une fois appliqué un coefficient de 0,75 pour le vieillissement et finalement, pour les essais en air, 1,0 % par jour en appliquant une marge de qualité supplémentaire.

Pour les enceintes à simple paroi, la valeur maximale autorisée pour le taux de fuite est de 0,3 % pour la vapeur dans le décret d’autorisation de création, mais de 0,162 % seulement pour l’essai en air.

L’étanchéité des enceintes simples varie peu dans le temps, la principale préoccupation étant d’éviter que les traversées de l’enceinte n’induisent pas de fuites.

S’agissant des enceintes doubles, le béton précontraint n’étant pas étanche, le principe est de collecter les fuites dans l’espace entre les deux enceintes.

Le dépassement du critère de fuite à Flamanville a pu faire craindre un fluage16 du béton plus important que prévu, ce qui a conduit l’autorité de sûreté à accorder une attention soutenue à cette question. L’épreuve de mise en pression de l’enceinte du réacteur Flamanville 1, réalisée en octobre 1997, a mis en évidence une évolution significative du taux de fuite global depuis la dernière épreuve réalisée en août 1987. Cette évolution trouve son origine principalement dans l’apparition d’un réseau de fissures au niveau de points singuliers de l’enceinte, en particulier le tampon matériel. De telles fissures ont été constatées, depuis, sur les enceintes des réacteurs Flamanville 2, Cattenom 1, 2 et 3, Saint-Alban 1 et 2, Belleville 1 et 217.

En réalité, la responsabilité majeure dans le dépassement des taux de fuite autorisés est à imputer à la zone tampon pour le matériel. En conséquence, un programme de revêtement partiel des enceintes par des matériaux composites a été mis en œuvre en prévoyant une extension des zones concernées, de manière à qualifier les enceintes à l’échéance d’au moins 40 années.

4. L’évolution positive du contrôle-commande

Ayant été réalisés pour les premiers réacteurs du parc d’EDF avec des dispositifs analogiques introuvables semble-t-il sur le marché, les systèmes de contrôle commande sont aussi perçus comme limitant la durée de vie d’un réacteur. Qu’en est-il exactement ?

Une grande attention est accordée dans la pratique aux systèmes de contrôle commande. Ainsi, les coûts annuels de maintenance sont de l’ordre de 45 millions E par an en coûts externes pour l’ensemble du parc.

Le contrôle commande est un ensemble tellement déterminant pour la sûreté et les performances à long terme d’un réacteur que son remplacement pour cause d’obsolescence peut et doit être envisagé lorsque la durée d’exploitation restant à courir permet de rentabiliser le nouveau système18.

C’est ainsi que les contrôles commandes des réacteurs suisses de Beznau ont été intégralement remplacés à la fin des années 1990. Des rénovations partielles ont été effectuées en Suède, en République tchèque, en Hongrie, en Slovaquie et aux Etats-Unis19.

Si le remplacement d’un système de contrôle commande présente un intérêt économique, l’exploitant n’a donc aucune hésitation à le faire.

Au-delà de ces composants, d’autres sont considérés comme remplaçables couramment et l’ont déjà été. Leur importance pour la durée de vie est donc moindre en apparence. Mais la maintenance prédictive et les coûts des opérations de remplacement revêtent toutefois une très grande importance pour la durée de vie réelle des installations.

5. La gestion optimale des composants remplaçables

Dans la chronique des problèmes rencontrés par EDF, deux chapitres ont suscité une attention particulière, d’une part le vieillissement des composants moulés et, d’autre part, les couvercles de cuve.

5.1. Le vieillissement des composants moulés

Le circuit primaire principal des réacteurs à eau sous pression comprend des composants moulés dont on s’est aperçu, au début des années 1980, qu’ils subissaient un vieillissement thermique accéléré se traduisant par une diminution de la résilience et de la ténacité de l’acier inoxydable austéno-ferritique. Non pris en compte à la conception, le problème de vieillissement des produits moulés du circuit primaire touche les tuyauteries et les corps de pompes primaires.

Les études réalisées par Framatome et EDF, qui ont reposé en particulier sur l’utilisation de sondes atomiques, ont permis de comprendre les causes et les mécanismes de rupture, entraînées par une diminution des caractéristiques de consolidation des matériaux.

Une saturation des effets de ces mécanismes se produisant, le dossier transmis par EDF à l’autorité de sûreté établit, de son point de vue, l’aptitude de ces matériels à fonctionner au moins 40 ans.

Les centrales nucléaires d’EDF ont fait l’objet d’opérations coûteuses de remplacement de composants lourds, comme les générateurs de vapeur et les couvercles de cuve, en raison de la tenue insuffisante à la corrosion en milieu primaire de l’inconel 600.

Cette démarche d’anticipation a prouvé toute sa valeur par comparaison avec la politique de réponse ponctuelle suivie aux États-Unis.

5.2. Le remplacement des générateurs de vapeur et des couvercles de cuve en France

Les couvercles de cuve des paliers 900 MWe et 1 300 MWe ont été remplacés avec une fréquence moyenne de 5 à 7 par an entre 1994 et 1997, puis de 4 par an entre 1999 et 2001 et enfin de 1 à 2 par actuellement, la fin du programme de remplacement étant prévue pour 2008. En définitive, cette opération aura porté sur les 28 tranches du palier 900 MWe et sur 15 tranches du palier 1 300 MWe. (voir figure 4)

Au coût moyen de 2,1 millions euros pour le couvercle et de 2,4 millions euros pour l’intervention, le total de la dépense pour le palier 900 MWe représente 126 millions euros courants. Pour le palier 1 300 MWe20, la dépense représente 73,5 millions euros. Le budget total du remplacement des couvercles de cuve atteint donc 200 millions euros.

Par ailleurs, les générateurs de vapeur ont été changés dans 11 centrales EDF21. La dépense totale, en matériels neufs et en intervention est estimée à 957 millions d’euros.

Par ailleurs, les pertes d’exploitation entraînées par le remplacement des couvercles de cuve sont estimées par EDF à 0,1 % de l’énergie annuelle disponible entre 1994 et 1997. Pour le remplacement des générateurs de vapeur, la perte annuelle est de l’ordre de 0,15 % de l’énergie disponible entre 1990 et 2002.

Démontrant la maîtrise technique de l’exploitant, ces opérations lourdes ont montré également la capacité d’anticipation de l’autorité de sûreté et de son appui technique, qui ont préféré prendre les devants et organiser dans la durée ces remplacements. Les causes des dégradations étant identifiées, il a en effet été jugé plus avantageux pour la sûreté et pour la performance économique du constructeur et de l’exploitant de planifier les remplacements plutôt que de devoir réagir dans l’urgence, au fur et à mesure de l’identification des dégradations.

Cette démarche d’anticipation a prouvé toute sa valeur par comparaison avec la politique de l’autorité de sûreté américaine.

Celle-ci en effet n’a pas tiré les mêmes conséquences des informations pourtant livrées par l’autorité de sûreté française sur les problèmes des couvercles de cuve dus à la tenue insuffisante à la corrosion de l’inconel 600.

Il en est résulté des opérations effectuées non seulement dans l’urgence22 mais également aux limites de sûreté des équipements concernés.

5.3. Le couvercle de cuve de Davis Besse et d’autres centrales nucléaires américaines

Lors de l’arrêt pour rechargement commencé le 15 février 2002, l’exploitant du réacteur de la centrale de Davis Besse à Oak Harbor dans l’Ohio réalisa une inspection des tubulures traversantes du couvercle de cuve, en se focalisant sur les tubulures par lesquelles les barres de contrôle pénètrent dans la cuve.

Suite à l’apparition fortuite, après cette première inspection, d’une inclinaison dans la pénétration n° 3, une inspection visuelle supplémentaire permit de découvrir le 7 mars 2002 une large cavité dans le couvercle de cuve à proximité de la pénétration n° 3. D’une largeur pouvant atteindre 7 cm, cette cavité se révéla occuper toute l’épaisseur du couvercle, soit environ 10 cm, l’étanchéité n’étant plus assurée que par le revêtement interne du couvercle en acier inoxydable d’une épaisseur de 0,5 cm.

Bien que l’analyse des causes de ce phénomène ne soit pas achevée, il semble que des remontées d’eau boriquée dans les pénétrations et leur déversement sur la partie externe du couvercle soient à imputer, l’inconel 600 pouvant être corrodé dans ces conditions.

Dans la mesure où cette dégradation du couvercle de cuve aurait pu avoir un impact non négligeable sur la sûreté et la radioprotection, un premier programme d’investigation a été lancé, qui s’est traduit par la découverte de défauts analogues et donc la commande et le remplacement de couvercles de cuve sur d’autres réacteurs23.

Le 11 février 2003, la NRC a finalement lancé un programme exhaustif d’investigation de tous les couvercles de cuve de l’ensemble des réacteurs à eau pressurisée en service aux États-Unis.

La démarche d’anticipation de l’autorité de sûreté française et d’EDF se trouve en tout état de cause confortée.

Pour autant, des craintes sont souvent soulevées sur l’influence du suivi de charge sur le vieillissement des réacteurs d’EDF.

6. L’influence du suivi de charge, une question délicate

A l’heure actuelle, selon les informations communiquées à vos Rapporteurs, seules 10 tranches sur les 58 du parc électronucléaire d’EDF fonctionnent en base. Les 48 autres voient leur puissance modulée en fonction des besoins du réseau.

Cette situation est totalement originale dans le parc nucléaire mondial. Dans quelle mesure est-elle de nature à réduire la durée de vie des réacteurs d’EDF ?

6.1. L’utilisation particulière du parc d’EDF

Dans les quatre pays visités par vos Rapporteurs, Finlande, Suède, Allemagne et États-Unis, les exploitants utilisent leurs réacteurs en base, accordant la plus grande importance à la régularité de fonctionnement non seulement pour atteindre leur meilleure efficacité et la meilleure rentabilité des investissements consentis, mais également pour accroître leur longévité.

Un décalage important existe donc entre les coefficients de production ou facteur de charge Kp des réacteurs d’EDF et ceux du reste du monde (voir figure suivante). Le coefficient Kp est défini comme le ratio dont le numérateur est égal à l’énergie électrique brute réellement produite et envoyée sur le réseau pendant la période considérée et au dénominateur le produit de la puissance électrique brute du réacteur par la durée de la période considérée, c’est-à-dire l’énergie électrique qui aurait pu être produite si le réacteur avait fonctionné à pleine puissance pendant toute la période. (voir figure 5)

Sans équivalent dans le monde, le mode d’exploitation d’EDF pose plusieurs questions cruciales.

Le suivi de charge est-il de nature à accélérer le vieillissement des tranches qui y sont soumises ?

Si aucune influence directe n’est mesurable à cet égard pour le moment, peut-on s’attendre à ce que, le temps passant, des phénomènes de vieillissement qui plus est non linéaires se révèlent à l’avenir et compromettent la durée de vie ?

Est-il envisageable de mettre en application une spécialisation du parc entre d’une part des réacteurs fonctionnant en suivi de charge que l’on s’attendrait à renouveler rapidement, par exemple au bout de 30 ans, et, d’autre part, en réacteurs fonctionnant en base dont on essaierait de pousser la durée de vie au maximum ?

L’influence du suivi de charge sur la longévité des réacteurs est une question que vos Rapporteurs ont systématiquement posée à l’ensemble de leurs interlocuteurs.

Aucune des personnes auditionnées à l’étranger n’a émis le moindre doute sur le fait que les variations de réactivité, de température et de pression entraînées par le suivi de charge ne peuvent qu’accélérer le vieillissement des composants d’une centrale.

A l’inverse, les responsables français ont tous tendance, à des degrés divers toutefois, à considérer que son impact sur le vieillissement est faible.

6.2. Les réponses rassurantes de l’ensemble des parties prenantes du nucléaire français

Selon Framatome ANP, « les expériences conduites en laboratoire montrent une dégradation plus importante des composants avec le suivi de charge mais il n’existe actuellement pas d’éléments objectifs montrant que les tranches fonctionnant en suivi de charge seraient plus dégradées que les tranches fonctionnant en base24 ». Au reste, des comparaisons ont été faites entre les réacteurs du palier français 900 MWe avec leurs équivalents en service en Afrique du Sud et en Chine. Le résultat est que « l’on n’arrive pas à mettre en évidence des différences significatives ».

En réponse à une demande d’approfondissement de la réponse, il a toutefois été répondu que « si l’on n’arrive pas à séparer le suivi de charge et la base, peut-être une fatigue supplémentaire apparaîtra en fin de vie ».

Selon l’IRSN, le suivi de charge aurait un impact sur la durée de vie de certains composants, en particulier les mécanismes de commande des grappes de contrôle.

Selon EDF, si le suivi de charge n’a pas d’impact sur la cuve, des transitoires peuvent présenter des inconvénients pour certains composants. Les dispositions prises à la conception et pour l’exploitation permettent de pallier ces difficultés.

A la conception, les concepteurs des centrales nucléaires connaissent les points de sollicitation et adoptent en conséquence des critères de dimensionnement adaptés. Par exemple, s’il existe des transitoires thermiques ayant une allure spécifique à un endroit donné avec une température maximale de 100 °C, le dimensionnement sera prévu de manière que le composant puisse supporter une température de 150 °C.

Deuxième moyen de prévenir les effets éventuels du suivi de charge, l’exploitant surveille les éléments de l’installation qui ont été identifiés comme sensibles et fait une comptabilisation des situations rencontrées, de manière à vérifier que l’installation reste à tout moment dans les limites de conception. Par ailleurs, il existe un retour d’expérience systématique des différentes situations rencontrées. S’il existe des écarts, l’exploitant fait baisser l’occurrence des situations les plus gênantes. C’est ainsi que certaines procédures ont été simplifiées pour cette raison, lors des essais périodiques. L’identification des composants concernés, la comptabilisation des situations rencontrées et la modification éventuelle des méthodes d’exploitation constituent des réponses satisfaisantes.

En tout état de cause, les dimensionnements adoptés lors de la conception et les modes d’exploitation permettront d’atteindre et de dépasser les 40 années de fonctionnement.

L’exploitation de la cuve étant « chahutée » par les transitoires, on peut toutefois se demander si la prolongation de la durée de vie ne nécessitera pas un mode d’exploitation différent des réacteurs d’EDF.

En réalité, en 2002, le mode d’exploitation des réacteurs n’est pas, pour le moment, significativement modifié par l’objectif d’extension de la durée de vie. Toutefois, les dispositions d’exploitation pourront, si nécessaire, être adaptées aux circonstances. Par exemple si une cuve devait être ménagée, les températures de l’eau injectée pourraient être modifiées, d’où des consignes différentes.

Pour l’autorité de sûreté25, le suivi de charge est intégré dans la conception des réacteurs d’EDF. Les étapes de mise à l’arrêt et de redémarrage et leurs fréquences sont évidemment prévues par le constructeur, les transitoires liés au suivi de charge étant en outre comptabilisés par l’exploitant.

En réalité, selon vos Rapporteurs, il est difficile d’imaginer que le suivi de charge ait été prévu pour les premiers réacteurs du palier 900 MWe, sinon pour la totalité de ce palier. En effet, la part du nucléaire dans la production nationale d’électricité n’a pas atteint immédiatement le pourcentage qu’on lui connaît actuellement. Le pourcentage de l’électricité nucléaire est en effet passé de 8 % en 1973 à 17 % en 1979 et n’a atteint 65 % qu’en 1985 avant d’atteindre les trois quarts en 1990. On peut ainsi penser que le suivi de charge est directement lié à l’arrivée du parc électronucléaire à un niveau de production tel qu’il était indispensable de lier sa production à la demande instantanée. Selon le CEA, le suivi de charge a commencé d’être appliqué en 198326.

Au-delà de cette question historique qui a toutefois son importance, toute la question est de savoir quelle est l’ampleur des sollicitations sur les composants entraînées par le suivi de charge. Selon EDF, les procédures de suivi de charge comportent des dispositions pour atténuer les variations de température et de pression.

Toutefois, la liste des transitoires à comptabiliser est en cours de révision. L’expérience a montré qu’un vieillissement rapide a pu affecter les circuits de refroidissement du réacteur à l’arrêt du palier N4. EDF conduit par ailleurs des expériences sur cette question avec le palier 1 300 MW, le suivi de charge étant concentré sur certaines tranches.

En tout état de cause, il semble difficile de démontrer un éventuel effet du suivi de charge sur le vieillissement des réacteurs. Mais il est évident que la plus grande attention devra être accordée à cette question et que la R&D devra y apporter des réponses convaincantes.

III.- La prolongation de la durée de vie, un paramètre économique capital, indissociable des performances d’exploitation

La longévité d’un équipement industriel a, quelles que soient sa nature et sa fonction, une incidence économique très importante. Prolonger l’utilisation d’un équipement, c’est à l’évidence éviter une dépense en capital correspondant à l’investissement de remplacement. Mais c’est aussi bénéficier de coûts de production réduits dès lors que l’équipement est amorti fiscalement et financièrement.

A ce titre, il est donc essentiel d’accorder la plus grande importance à la question de la durée de vie des centrales nucléaires en exploitation en France ou dans les autres pays27.

Toutefois, le problème de la durée de vie d’une centrale nucléaire est indissociable d’un autre problème plus global, mais d’une importance comparable, les performances d’exploitation, qui, plus que dans tout autre secteur, ont une double dimension de sûreté et d’efficacité productive.

Dans les pays comme les États-Unis, la Finlande ou la Suède, où existent à la fois plusieurs producteurs d’électricité et un marché de l’électricité, c’est à une appréciation globale que les centrales nucléaires sont confrontées. La durée de vie y est certes un paramètre fondamental pour la compétitivité du nucléaire, mais les performances d’exploitation, encadrées bien sûr par la réglementation de la sûreté, sont un autre paramètre essentiel.

En tout état de cause, la qualité d’exploitation influe à l’évidence sur la longévité de l’installation. Ainsi TVO, l’exploitant de la centrale finlandaise d’Olkiluoto utilise le mot d’ordre suivant pour inciter ses employés à apporter tous leurs soins aux deux réacteurs : « la centrale doit être entretenue d’une manière telle que, chaque jour, sa durée de vie est encore de 40 ans »28, alors que le réacteur 1, connecté au réseau en 1978, a déjà 25 ans d’âge et que le réacteur 2, connecté en 1980, a déjà 23 ans de fonctionnement.

Adapté à un contexte économique et réglementaire propre à chaque pays, chaque parc électronucléaire national a ses propres contraintes et ses propres objectifs de fonctionnement. Les comparaisons que l’on peut faire d’un pays à un autre ont donc des limites. Mais l’expérience des autres pays, qui ne peut être ni totalement transposée ni totalement repoussée, montre clairement que durée de vie et qualité d’exploitation sont les deux faces d’une même stratégie.

1. L’importance économique capitale de la prolongation de la durée de vie

Dans son rapport sur les coûts de production de l’électricité publié en février 199929, l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques a souligné l’enjeu économique considérable que représente l’éventuelle prolongation de la durée de vie des réacteurs d’EDF, le « cash flow » engendré par l’ensemble du parc étant considérablement accru si la durée de vie des réacteurs atteignait 40 ans.

Évaluation ni démentie ni contestée depuis lors, il avait ainsi été indiqué que « dix années de vie supplémentaires du parc représentent un cash flow cumulé compris entre 100 et 150 milliards de francs (entre 15 et 23 milliards E) ».

Indiquant que la rente dégagée par un parc électronucléaire en voie d’amortissement appartient en tout état de cause à la collectivité qui l’a financé, l’Office détaillait ensuite les différents types possibles d’utilisation du cash flow engendré par l’augmentation de la durée de vie, à savoir le remboursement de la dette, l’amélioration de la rémunération de l’actionnaire, la couverture de charges futures fatales ou le financement de nouveaux investissements.

Deuxième méthode pour chiffrer l’impact d’une prolongation de la durée de vie, on peut apprécier le gain engendré par la prolongation de la durée de vie en calculant la valeur du réacteur nucléaire compte tenu des profits futurs actualisés à 8 %. Compte tenu des hypothèses retenues, l’augmentation de la durée de vie du parc actuel d’EDF a un impact significatif sur sa valorisation, environ 7 milliards E si la durée de vie passe de 30 ans à 40 ans et 15 milliards E si la durée de vie passe de 30 à 50 ans30.

Troisième méthode d’évaluation, l’avantage procuré par la prolongation de la durée de vie d’un réacteur peut être évalué sur la base du différentiel des coûts de production entre un réacteur nucléaire supposé amorti et un moyen de production de remplacement31.

Selon les calculs communiqués à vos Rapporteurs par la DGEMP, sur la base de travaux réalisés par la Direction de la Prévision du ministère de l’économie, des finances et de l’industrie, le coût du MWh nucléaire produit par un réacteur nucléaire après 30 années de fonctionnement, c’est-à-dire après qu’il soit amorti, ressort à 12 E/MWh, en prenant en compte les coûts d’investissement correspondant à la jouvence nécessaire du réacteur pour qu’il soit autorisé à fonctionner de 30 à 40 ans.

Le coût de production du MWh par un réacteur nucléaire neuf ou par une centrale combiné à gaz sans taxation ni du CO2 ni des NOx émis, étant de 28 E/MWh, une année de prolongation d’un réacteur nucléaire amorti se traduit par une économie annuelle de coûts de production de 100 millions E.

Sur une période de 10 années, le différentiel de coût de production s’élève donc à 1 milliard E par réacteur.

Pour la période allant de la 40ème à la 50ème année, le différentiel de coûts de production serait selon toute vraisemblance inférieur, dans la mesure où les coûts de jouvence pour obtenir l’autorisation de franchir la barre des 40 années de fonctionnement s’ajouteraient à ceux de la 30ème année et seraient sans doute plus élevés.

En tout état de cause, l’intérêt de prolonger l’exploitation d’un réacteur nucléaire amorti économiquement, est potentiellement supérieur à ce qui vient d’être décrit, si l’on prend en compte les différentes structures des coûts de production, notamment l’importance relative du coût du combustible.

A l’inverse du MWh gaz pour lequel le coût du combustible représente environ 70 % du coût total, la part du coût du combustible dans le coût de production total du MWh nucléaire ne représente que 20 % environ32.

L’intérêt d’un réacteur nucléaire amorti est donc d’autant plus grand que le coût du combustible est susceptible d’augmenter, ce qui est, au demeurant, beaucoup plus probable pour le gaz que pour le nucléaire.

Cette analyse rapide de l’importance économique de la durée de vie pour le parc électronucléaire d’EDF pourrait évidemment être transposée, toutes choses égales par ailleurs, aux autres parcs électronucléaires.

Ainsi, aux États-Unis, un vaste de mouvement de demandes de prolongation de l’autorisation de fonctionnement est lancé.

Début mars 2003, 10 réacteurs avaient déjà obtenu leur prolongation de 40 à 60 ans de leur licence d’exploitation, tandis que la NRC examinait à la même date 26 demandes de prolongation.

Les méthodes de gestion d’un parc électronucléaire fonctionnant en situation de concurrence sur un marché dérégulé apportent un autre éclairage, qui fait ressortir le fait que la durée de vie d’un réacteur nucléaire est un aspect qui est certes important mais qui n’est qu’un aspect du problème plus général des performances d’exploitation.

2. Le problème global et fondamental des performances d’exploitation

Les progrès effectués ces dernières années par EDF dans la gestion de son parc électronucléaire sont incontestables.

La production brute d’électricité nucléaire s’est élevée à 437 TWh en 2002, soit une augmentation de 3,7 % par rapport aux 421 TWh de 2001, venant après l’augmentation de 1,4 % de 2001 par rapport à 2000.

Cette augmentation de la production résulte d’un double phénomène, l’un exceptionnel et l’autre plus structurel.

La mise en service industriel des tranches N4 de Civaux 1 et 2, effectuée respectivement en janvier et avril 2002, a apporté une capacité de production d’autant plus importante que leur puissance nette a pu être révisée à la hausse (1 495 MW), comme celle des tranches N4 de Chooz (1 500 MW).

Par ailleurs, le taux de disponibilité du parc français s’est établi à 82,5 % en 2002 (+1,4 point en 2002 par rapport à 2001).

Pour autant l’analyse du fonctionnement des parcs étrangers, soumis à la concurrence sur des marchés dérégulés ou non, montre l’importance des performances économiques d’ensemble.

Selon STUK, l’autorité de sûreté finlandaise, la gestion de la durée de vie est constituée de « l’ensemble des mesures assurant une exploitation sûre et fiable d’une centrale nucléaire, aussi longtemps qu’il y a une demande pour l’électricité qu’elle produit »33.

En réalité, selon STUK, la durée ultime d’exploitation d’une centrale ne dépend pas que de ses caractéristiques initiales, mais aussi de son mode d’exploitation. Une particulière importance est donc attachée à la prévention des attaques par des impuretés chimiques, à la minimisation de l’impact mécanique et thermique des transitoires, à la régularité des opérations de maintenance, au contrôle des caractéristiques et de la fiabilité des composants ou au remplacement préventif, avant panne ou rupture, des composants vieillis. Les deux centrales nucléaires finlandaises fonctionnant en base, leur régularité de fonctionnement est considérée comme un facteur essentiel de longévité.

Plus de la moitié des centrales nucléaires américaines sont actuellement en service sur des marchés locaux dérégulés34. Ceci signifie que leur production est rémunérée lorsqu’elle est appelée, ce qui est pratiquement toujours le cas compte tenu de leur compétitivité. Les moyens de production appelés par les gestionnaires des réseaux ou « dispatchers » sont d’abord les plus performants – hydroélectricité, cogénérations au gaz, cycles combinés à gaz, nucléaire, centrales à charbon -. Puis les moins performants le sont aussi s’ils sont nécessaires pour satisfaire la demande. Contrairement aux marchés régulés où les producteurs d’électricité nucléaire sont rémunérés selon un tarif de base, les prix de l’électricité sur un marché dérégulé varient en fonction de la demande, avec des fluctuations très importantes, le prix de vente étant au moins égal au coût variable de production35 de la dernière unité de production mise en service36.

Dans une telle configuration, les centrales nucléaires peuvent engranger des profits énormes. Dans la pratique, on constate toutefois que les exploitants nucléaires se placent dans une situation mixte où leurs ventes à long terme et à prix fixe représentent les deux tiers de leurs revenus et où leurs ventes sur le marché spot constituent un tiers de leur production.

En définitive, sur de tels marchés, un exploitant nucléaire a deux objectifs. Le premier est de baisser le plus possible ses coûts de production pour maximiser ses profits, qui peuvent être considérables lorsqu’une forte demande d’électricité pousse le prix de vente à la hausse et oblige à mettre en service des moyens de production peu compétitifs. Le deuxième objectif est de réduire au minimum les périodes d’arrêt de tranche où il ne peut, par hypothèse, profiter des fluctuations de prix.

Considérant les perspectives de profit dans les périodes de pointe, les compagnies d’électricité conduisent des opérations de modernisation de leurs centrales très ambitieuses et très coûteuses, qu’elles n’ont aucune difficulté à financer. Ainsi la compagnie Constellation Energy Group a pratiqué des investissements de 800 millions $ pour ses deux réacteurs PWR de Calvert Cliffs.

En outre, les opérations de modernisation des centrales comportent le plus souvent une augmentation de puissance des réacteurs. Les exploitants ont réussi à diminuer la durée des arrêts de tranche pour rechargement et à allonger à 24 mois les cycles d’exploitation.

Au total, la modernisation des centrales et la réduction de la durée des arrêts de tranche ont conduit à une augmentation très nette des facteurs de charge Kp37. En 2002, le facteur de charge Kp du parc nucléaire américain de 103 réacteurs en service a atteint 91,7 %, contre un peu moins de 70 % en 1997.

En terme de capacité de production, l’augmentation du facteur de capacité américain, depuis 1990, équivaut à la construction de 23 réacteurs de 1 000 MW supplémentaires. Le Nuclear Energy Institute estime que, dans les prochaines années, l’augmentation de puissance et de facteur de capacité des réacteurs actuellement en service se traduiront par une augmentation de 6 000 à 10 000 MWe de la puissance installée38.

Considérables aux États-Unis dans certaines régions où le marché électrique est dérégulé, des perspectives de profit se trouvent aussi en Europe du Nord sur le Nord Pool.

En raison de la sécheresse de l’année 2002 qui a diminué la production hydroélectrique, les prix de l’électricité ont fortement augmenté fin 2002-début 2003.

Sur le Nord Pool, le nucléaire est concurrencé par l’hydroélectricité et par la cogénération au gaz. Pour être compétitif en longue période vis-à-vis de l’hydroélectrique dont les coûts de production sont très bas, le nucléaire doit avoir une régularité de fonctionnement maximale et des coûts les plus bas possibles. Ceci justifie l’investissement de 200 millions E pratiqué par Vattenfall pour moderniser le réacteur d’Oskarshamn 1. A l’inverse, faute d’une compétitivité suffisante de ses réacteurs, la compagnie britannique British Energy a pu se retrouver au bord de la faillite en 2002, ses coûts de production étant alors le plus souvent supérieurs aux prix du marché sur le marché électrique dérégulé du Royaume Unis.

Certes, on peut estimer qu’une transposition de ces constats à la situation française serait doublement impossible à l’heure actuelle.

En effet, le marché français n’est pas encore totalement dérégulé et la concurrence y est encore relativement réduite par rapport aux marchés américain et nordique.

Par ailleurs, le parc électronucléaire français fonctionne dans la configuration particulière du suivi de charge, ce qui conduit à évaluer sa performance, non pas en termes de facteur de charge Kp mais en terme de coefficient de disponibilité Kd. Par ailleurs, l’utilisation du combustible MOX sur 20 tranches du palier 900 MWe est relativement contraignante dans la mesure où le MOX n’est pas encore autorisé à avoir les mêmes taux de combustion que le combustible classique.

Il n’en demeure pas moins, d’une part, que l’horizon de ce parc est celui d’une ouverture accrue à la concurrence du marché électrique français et européen, et, d’autre part, que la rationalité économique commande que les réacteurs nucléaires d’EDF soient exploités au maximum de leurs possibilités techniques dans le respect de la réglementation de sûreté.

L’objectif pour l’économie française doit donc être non seulement de maximiser, autant que faire se peut, la durée de vie de ses réacteurs nucléaires, mais aussi de les valoriser au mieux en maximisant leurs performances d’exploitation.

IV.- Des réglementations de la durée de vie devant allier rigueur pour la sûreté et visibilité pour l’investisseur

S’agissant de la réglementation de la durée de vie des centrales nucléaires, l’inévitable débat entre les impératifs de sûreté et les impératifs de l’efficacité économique porte non seulement sur la procédure et la durée de l’autorisation d’exploiter, mais aussi sur l’éventuelle obligation faite à l’opérateur de réviser à la hausse le niveau de sûreté de son installation dès lors que le progrès technique le permet.

Comparée trop rapidement à ses équivalents étrangers, la réglementation française pourrait paraître, en première analyse, doublement exigeante. Les centrales nucléaires sont en effet autorisées à fonctionner sur des durées limitées à 10 ans mais renouvelables. Par ailleurs, les grands carénages réalisés tous les dix ans, désignés sous le nom de visites décennales, entraînent pour l’exploitant l’obligation de procéder à des actions correctives pour remettre le réacteur à son niveau de sûreté initial et à des actions d’amélioration pour hausser la sûreté globale autant que possible tout en tenant compte des contraintes économiques.

L’analyse détaillée de la pratique réglementaire française montre que ses exigences, qui sont réelles, sont néanmoins adaptées à la structure particulière du parc électronucléaire français.

Les comparaisons internationales montrent enfin que la méthode française est partagée par de nombreux autres pays, le cas des États-Unis faisant au final exception dans le paysage réglementaire internationale.

Toutefois, ce même exemple américain et les changements structurels en cours ou à venir sur le marché de l’électricité militent en faveur, non pas d’un bouleversement de la réglementation française, mais de son toilettage afin d’améliorer sa lisibilité et donc la visibilité de l’investisseur.

1. L’adéquation de la réglementation française à la structure particulière du parc

La réglementation française de la durée de vie répond à une préoccupation particulière qui résulte de l’importance et de la structure originale du parc français.

1.1. L’importance particulière de la maîtrise du vieillissement pour le parc français

En matière de durée de vie, il existe un enjeu français spécifique. En effet, les 58 réacteurs du parc électronucléaire – 34 réacteurs du palier 900 MW, 20 réacteurs du palier 13 000 MW et 4 réacteurs N4 – ont été fabriqués par le même constructeur (Framatome) sur une période de temps limitée et sur une base standardisée.

Comme on l’a vu plus haut, la pyramide des âges du parc électronucléaire d’EDF est ramassée, avec une forte base de réacteurs mis en service sur une période de 10 ans. En conséquence, le vieillissement peut toucher un nombre important de réacteurs en même temps. L’anticipation d’un problème de sûreté générique, grave et simultané revêt donc une importance critique. Savoir quand fermer une centrale est donc une question fondamentale. Il convient d’avoir, réacteur par réacteur, les éléments permettant de savoir si les dégradations dues au vieillissement sont maîtrisées et si la fermeture d’un réacteur en particulier est nécessaire ou non pour des raisons de sûreté.

La standardisation représente l’autre dimension particulière du parc français dont doivent tenir compte à la fois la réglementation et l’action de l’autorité de sûreté.

Selon l’autorité de sûreté, la standardisation a des conséquences « à double tranchant » (« mixed blessing »). On peut même dire que le parc électronucléaire français est doublement standardisé puisqu’il a été construit par un seul fabricant et est mis en œuvre par un seul exploitant. En tout état de cause, cette standardisation permet un retour d’expérience très important, mais contient la menace potentielle d’un problème générique. D’où l’importance de l’anticipation.

A cet égard, le remplacement des couvercles de cuve de même type, demandé à EDF dès la mise en évidence d’un défaut d’étanchéité lors d’un test, avant même que des fuites soient apparues en exploitation et ceci sur l’ensemble des matériels correspondants, en est l’illustration. C’est aussi une bonne décision.

Dès lors, « l’obsession » de l’autorité de sûreté est d’anticiper et de prévenir l’apparition d’un défaut générique sur l’ensemble du parc39.

1.2. Les fondements de la stratégie de l’autorité de sûreté : une exigence de sûreté continûment en hausse dans le cadre général d’une défense en profondeur

L’augmentation continue, mais raisonnée, des exigences de sûreté constitue une autre caractéristique fondamentale de la pratique réglementaire française.

Difficilement contestable dans son principe, la conviction de l’autorité de sûreté est qu’« il est normal de voir le progrès technologique bénéficier à la sûreté ». En conséquence, si le risque des installations les plus anciennes devient inacceptable dans les conditions du moment, leur fermeture s’impose.

Quels facteurs poussent les exigences de sûreté à la hausse ?

Le retour d’expérience national et international permet une meilleure identification des risques et des moyens de les prévenir. Les accidents et incidents sont également une source d’enseignements. L’évolution des connaissances peut aider à perfectionner les dispositifs de sûreté. De nouvelles normes extérieures au domaine nucléaire proprement dit peuvent s’imposer à toute activité, comme par exemple des normes antisismiques. La comparaison aux exigences retenues pour les réacteurs plus récents est une autre limite de la durée de vie.

Dans le domaine de la maîtrise du vieillissement comme dans tous les autres, la stratégie de l’autorité de sûreté nucléaire est celle de la défense en profondeur.

Si toutes les installations industrielles sont soumises au vieillissement, il existe toutefois un risque nucléaire spécifique qui impose de mettre en place plusieurs lignes de défense.

S’agissant de vieillissement, la première ligne de défense est la prévention. En particulier, les conditions d’exploitation prévues et les modes et cinétiques de dégradation des composants connus ou supposés doivent être pris en compte dès la conception et la fabrication, par exemple en opérant des choix judicieux pour les matériaux.

Deuxième ligne de défense, il convient de mettre en place des programmes de surveillance pour vérifier la validité des hypothèses de conception, c’est-à-dire pour vérifier en permanence que le vieillissement se passe comme prévu. Il convient également de mettre en place une maintenance préventive.

Enfin, troisième ligne de défense, la réparation, la modification et le remplacement des composants vieillis ou obsolètes doivent intervenir au moment opportun.

1.3. L’absence de limitation de durée, mais l’obligation de rendez-vous réguliers

Comme on l’a vu plus haut, il n’existe pas en France de limitation de la durée de vie dans le décret d’autorisation de création d’une installation nucléaire, mais un réexamen de sûreté peut être demandé par l’autorité de sûreté qui, en pratique, en a fixé la périodicité à 10 ans.

Ainsi, des rendez-vous réglementaires périodiques sont fixés sous la forme de visites décennales et de réexamens de sûreté associés.

Dans la pratique, les réexamens de sûreté sont calés sur les visites décennales (VD1, VD2, VD3 et éventuellement VD4). A ces occasions, sont effectués des tests importants, comme des tests hydrauliques réglementaires du circuit primaire et des tests d’étanchéité de l’enceinte de confinement du bâtiment réacteur.

Le réexamen de sûreté a pour premier objectif de vérifier la conformité de l’installation par rapport à ses plans initiaux. L’état du matériel est donc vérifié. De même, l’on contrôle si les dégradations ont bien été corrigées.

Deuxième étape de la démarche, la réévaluation de sûreté consiste à augmenter les exigences de sûreté, en fonction de l’état des connaissances, du retour d’expérience et par comparaison avec des réacteurs plus récents.

Il en découle la réalisation de modifications pour élever le niveau de sûreté. En 2002, la réévaluation de sûreté a été faite pour le palier 900 MW. A l’avenir, ses conclusions vont être appliquées à l’ensemble des réacteurs du palier et la démarche sera prolongée dans le temps et aux autres paliers.

L’autorisation de poursuite de l’exploitation vaut jusqu’à l’échéance suivante, correspondant au prochain réexamen.

Les réacteurs du palier 900 MW sont nombreux à avoir subi leur 2ème visite décennale au cours de laquelle ils ont subi un réexamen et une réévaluation de sûreté. Ce qui est à l’étude actuellement, avec notamment la préparation d’un Groupe Permanent Réacteurs40 afférent, c’est la mise au point des objectifs de la réévaluation de sûreté qui sera réalisée à l’occasion de la 3ème visite décennale.

La fixation de ces objectifs se fait au terme d’un échange d’idées entre l’autorité de sûreté, le Groupe Permanent Réacteurs et EDF. Les deux sources fondamentales de projets à cet égard sont d’une part la comparaison des niveaux réels de sûreté avec celui des réacteurs les plus récents, et, d’autre part, le retour d’expérience.

1.4. L’étape fondamentale de la troisième visite décennale après 30 années de fonctionnement

La fin des 30 premières années de fonctionnement est considérée par l’autorité de sûreté comme une étape fondamentale.

Dans la perspective d’une prolongation de l’exploitation au-delà de cette période, EDF a présenté un premier dossier sur la tenue à 40 ans de ses installations. Mais la démonstration que l’exploitant a apportée n’est pas considérée en l’état comme acceptable par l’autorité de sûreté.

Au plan technique, différentes démonstrations devront être apportées pour obtenir l’autorisation de prolongation de l’exploitation.

Par exemple, s’il a été prouvé par EDF que les défauts des cuves ne présentent pas de danger à l’horizon de 30 ans, des compléments de preuve sont attendus pour une durée de 40 ans. Quoi qu’il en soit, différents cas de dégradations n’ont pas été suffisamment pris en compte à la conception ou présentent des cinétiques plus rapides que prévu. Il s’agit de phénomènes de corrosion, de présence de défauts de fonderie dans les composants en acier inoxydable moulé. La question du vieillissement accéléré du béton des enceintes de confinement des réacteurs 1 300 MW devra aussi être traitée.

Des justifications sont attendues non seulement sur des questions techniques, mais aussi sur des enjeux non techniques, notamment sur les risques de pertes de compétences techniques. L’évolution du tissu industriel conduit déjà l’exploitant à reporter certaines opérations de maintenance faute de composants de rechange ou de prestataires. De même, le risque de pertes de compétences techniques doit être minimisé.

Au final, l’autorité de sûreté attend les conclusions des examens approfondis de conformité qui accorderont une place importante aux questions de vieillissement.

La réévaluation de sûreté sera effectuée en prenant en compte les exigences de sûreté du projet de réacteur EPR, de manière à rapprocher la sûreté des réacteurs 900 MW de celle de l’EPR.

Il s’agit là d’une approche prudente, modeste mais robuste.

L’autorité de sûreté prendra position, au cas par cas, à l’issue des 3èmes visites décennales et du réexamen de sûreté associé, sur la poursuite de l’exploitation des réacteurs jusqu’à l’horizon des 40 ans. Deux facteurs auront alors un poids particulièrement important : l’état des matériels et la capacité de l’industriel à poursuivre l’exploitation.

Ainsi, pour chacun des réacteurs, l’autorité de sûreté donnera sa vision sur la poursuite de l’exploitation. Il ne s’agira pas de « chèque en blanc », des conditions pouvant notamment être imposées pour remédier au vieillissement de certains composants.

Cette prise de position pourra, le cas échéant, conduire à des rendez-vous intermédiaires.

En tout état de cause, il faudra dix ans pour intégrer les réévaluations de sûreté décidées pour un palier à l’ensemble des tranches de celui-ci.

Afin de l’aider à préparer ces visites, les orientations de l’autorité de sûreté pour la 3ème visite décennale ont été communiquées par celle-ci à EDF en février 2001 et rendues publiques.

Pour préparer les visites décennales, différentes conditions à remplir ont été énoncées : l’identification des zones et composants sensibles, l’élaboration de programmes de contrôle justifiés, l’analyse du retour d’expérience, la définition de programmes de R&D sur le vieillissement.

L’exploitant devra aussi constituer des dossiers d’aptitude à la poursuite de l’exploitation au-delà des 3èmes visites décennales.

L’exploitant devra enfin établir un programme de gestion du vieillissement au-delà des 3èmes visites décennales, comportant des actions de surveillance et de remplacement, des modifications matérielles et une démarche de maintien des compétences.

Le programme de travail d’EDF sera examiné en 2003 par le Groupe Permanent Réacteurs.

L’autorité de sûreté a enfin rappelé à l’exploitant en mai 2002 les éléments attendus à l’appui de cet examen : l’organisation retenue, l’identification des composants et zones qualifiées de « sensibles », la stratégie de gestion du vieillissement proprement dite, le bilan comparatif des pratiques internationales.

L’autorité de sûreté nucléaire veillera à ce que les moyens engagés par EDF pour préparer l’étape des 3èmes visites décennales soient à la hauteur des enjeux.

2. Les cas particuliers de la Suède, de l’Allemagne et de la Belgique en raison de leurs programmes de sortie du nucléaire

C’est la Suède qui a donné en Europe le signal de l’abandon progressif du nucléaire par limitation anticipée de la durée d’exploitation de ses réacteurs, suivie 20 ans après par l’Allemagne et 22 ans plus tard par la Belgique41.

Lors d’un référendum organisé en 1980 à la suite de l’accident de Three Mile Island, les Suédois se prononcèrent, en effet, en faveur de l’arrêt de tous les réacteurs nucléaires du pays. En 1991, le Parlement fixa à 2010 l’échéance de la fermeture du dernier réacteur.

Les difficultés d’application de cette décision apparurent en plusieurs temps. En décembre 1995, la Commission publique sur l’énergie, dans une étude sur la faisabilité de l’abandon, conclut que le délai prévu ne pourrait pas être respecté.

En 1997, le Parlement suédois vota la loi « pour un approvisionnement énergétique durable » selon laquelle l’un des deux réacteurs de la centrale de Barsebäck devait être fermé avant le 1er juillet 1998, le second réacteur de la même centrale devait être fermé avant le 1er juillet 2001, à condition toutefois que la perte d’énergie correspondante puisse être compensée et toute échéance fixe pour le démantèlement du parc nucléaire était abandonnée.

Bien qu’en retrait par rapport aux décisions prises en 1980 par référendum, les dispositions restrictives de la loi de 1997 ont aussi rencontré des difficultés sérieuses pour entrer en vigueur.

Ainsi la fermeture de Barsebäck 1 est intervenue en novembre 1999, au lieu du 1er juillet 1998, en raison de nombreuses procédures intentées par la société privée Skydraft propriétaire de la centrale. La décision de fermeture de Barsebäck 2, qui n’est pas intervenue à la date fixée, soit le 1er juillet 2001, sera réexaminée en mars 2003. Mais la forte hausse des prix de l’électricité intervenue en 2002 et au début 2003, rend peu probable une telle décision.

Au demeurant, la Suède se trouve aujourd’hui confrontée à deux inconvénients majeurs de sa politique. Ses importations d’électricité ont augmenté, non seulement en provenance de la Norvège et de la Finlande, mais aussi de Pologne et du Danemark qui exportent de l’électricité produite par des centrales thermiques fonctionnant au charbon.

Par ailleurs, du fait du déficit de production suédois et des aléas climatiques, les prix spots de l’électricité sur le marché de l’électricité des pays scandinaves et de la Finlande, intitulé Nord Pool, qui fluctuent normalement autour de 0,016 à 0,027 E/kWh, ont connu une très forte augmentation à la fin 2002, pour atteindre le niveau record de 0,11 E pendant la première semaine de 2003.

En outre les consommateurs subissent depuis le 1er janvier 2003, une augmentation de la taxe sur l’énergie qui passe de 0,027 à 0,031 E/kWh, soit une augmentation de près de 15 %.

Enfin, la Suède doit respecter d’une part ses engagements du Protocole de Kyoto, qui l’obligent à n’augmenter ses émissions en 2010-2012 que de 4 % par rapport au niveau de 1990, et, d’autre part, la directive européenne fixant des plafonds d’émission de NOx et de SO2 en 2010. La possibilité de développer la biomasse a été étudiée, encore que la faible vitesse de croissance de la végétation dans les pays du Nord n’assure qu’à très longue échéance une équivalence en terme de fixation de CO2 par rapport à la combustion42. Mais les centrales thermiques utilisant la biomasse comme combustibles sont peu nombreuses.

Il n’est donc pas étonnant dans ces conditions qu’en Suède, après avoir été majoritaires en 1998, les partisans de l’abandon du nucléaire soient aujourd’hui minoritaires (voir tableau ci-après).

C’est pourquoi il paraît peu vraisemblable que l’échéance de 2010 pour la fermeture des réacteurs suédois soit respectée.

L’Allemagne constitue un autre exemple d’un pays qui a fixé une durée limite à l’exploitation de ses réacteurs nucléaires. Cette durée n’a pas été fixée en termes de date, mais en terme de durée de vie des réacteurs, à savoir 32 ans, durée qui résulte d’une négociation purement politique.

Singulière en Europe, la production électrique allemande était assurée en 1999 à 51 % par des centrales thermiques fonctionnant au charbon et au lignite et à 31 % par l’électronucléaire. C’est dans cette situation qu’est intervenu le 14 juin 2000 le compromis entre le Gouvernement et les exploitants nucléaires sur l’arrêt programmé des 19 réacteurs nucléaires allemands après 32 ans environ de fonctionnement.

Un accord politique affiché étant intervenu sur une durée de fonctionnement de 32 ans, des négociations techniques permirent d’intégrer à celui-ci le concept de quantités d’électricité restant à produire à intégrer dans l’accord.

Au terme de l’accord final qui est un accord de compromis, la durée nominale de fonctionnement des réacteurs allemands est de 32 ans, mais la production quantitative autorisée correspond à une durée de 34 ans (voir tableau 7).

Aussi, les perspectives de production des différents réacteurs sont contrastées, entre ceux qui ne peuvent encore produire que peu d’électricité et ceux qui, au contraire, comme Neckar 2 pourront produire jusqu’en 2 022.

Toutefois, pour donner plus de flexibilité à ce système de quotas de production, les exploitants pourront procéder à des transferts d’autorisations de production d’une centrale à une autre appartenant à un même exploitant. Ce dispositif a un double avantage : le Gouvernement peut mettre en avant les fermetures de réacteurs, tandis que les opérateurs peuvent optimiser le fonctionnement de leur parc.

En définitive, l’accord du 14 juin 2000 programme l’effacement théorique progressif du parc allemand entre 2 004 et 2025, avec une disparition complète entre 2 020 et 2 025.

Les tensions au niveau fédéral entre le ministère de l’environnement et le ministère de l’économie et du travail, ainsi que le réalisme des exploitants qui estiment le nucléaire toujours compétitif, ne doivent pas pour autant laisser penser qu’un « abandon de l’abandon » et la construction d’un nouveau réacteur sont probables dans la prochaine décennie.

Après l’adoption définitive le 16 janvier 2003, du projet de loi visant à l’abandon du nucléaire, la Belgique a décidé de limiter à 40 ans la durée de vie de ses 7 réacteurs nucléaires, ce qui signifie l’arrêt, à partir de 2015, des installations les plus anciennes et, au plus tard en 2025, de ses réacteurs les plus récents.

Une clause suspensive a été incluse dans la loi, le Gouvernement pouvant suspendre l’abandon en cas de force majeure.

3. La convergence des pratiques étrangères et françaises

Ainsi qu’il a été rapidement vu plus haut, de nombreux pays réglementent la durée de vie des réacteurs nucléaires d’une manière comparable à la France, même si les États-Unis présentent une originalité.

Cette question est d’une grande importance dans la mesure où il s’agit de déterminer si des obligations particulièrement lourdes pèsent sur l’exploitant français ou au contraire si celui-ci est placé sur un pied d’égalité par rapport à ses concurrents.

Pour répondre à cette question, les organisations internationales AIEA et AEN-OCDE ont été consultées par vos Rapporteurs, ainsi que différentes autorités de sûreté nationales, notamment en Europe du Nord et aux États-Unis.

Selon l’AEN OCDE, dont les membres représentent 85 % de la capacité nucléaire mondiale installée, la quasi-totalité des pays octroient des autorisations de fonctionnement à durée illimitée, l’exception majeure étant les Etats-Unis43.

Autre élément fondamental, tous les pays considèrent comme faisant partie intégrante de l’autorisation donnée à un exploitant, l’obligation pour celui-ci non seulement d’évaluer en permanence la sûreté de ses installations, mais aussi d’y intégrer les progrès de la science et de la technologie dès lors que ceux-ci peuvent permettre d’augmenter la sûreté à des coûts raisonnables. Il y a toutefois une exception majeure, celle des États-Unis, où le processus de renouvellement de licence se focalise sur les dommages causés par le vieillissement et ne touche pas aux bases de l’autorisation initiale.

En Finlande, les centrales électriques n’ont pas de durée de vie fixe prédéterminée. La durée de l’autorisation est déterminée par le Gouvernement en fonction de l’estimation fournie par l’exploitant sur la période pendant laquelle l’installation pourra fonctionner en respectant les standards de sûreté requis. L’autorisation, qui est limitée dans le temps, fixe son propre terme mais elle est renouvelable.

Les deux réacteurs à eau pressurisée de Loviisa fonctionnent dans le cadre d’autorisations de 10 ans44 et ceux d’Olkiluoto de 20 ans.

L’autorité de sûreté finlandaise peut exiger des exploitants qu’ils intègrent de nouveaux dispositifs de sûreté pour être en accord avec les règles de sûreté plus rigoureuses qu’elle peut décider. Non seulement le remplacement des composants non fiables est exigé, mais leur modernisation doit être réalisée, telle qu’elle est permise par les technologies avancées. Des évaluations exhaustives de la sûreté45 sont périodiquement effectuées. Ces évaluations font soit partie du processus de renouvellement de l’autorisation d’exploiter, soit programmées spécialement si l’autorisation est supérieure à 10 ans. A cette occasion, sont notamment effectuées une évaluation en profondeur des équipements, une évaluation de sûreté actualisée et une évaluation de la sûreté réelle comparée aux standards du moment. A titre d’exemple, la centrale d’Olkiluoto fera l’objet d’une évaluation de sûreté exhaustive en 2008.

Au total, la Finlande applique comme la France le principe de l’élévation continue du niveau de sûreté, mais octroie des autorisations de fonctionnement de 10 ans ou de 20 ans selon les cas.

La Suède a, entre 1965 et 1976, octroyé aux exploitants des autorisations d’exploitation pour une durée illimitée en principe, sur la base d’une durée de vie technique estimée à 40 ans. Il existe toutefois un cadre réglementaire définissant les obligations de l’exploitant. Ainsi, celui-ci doit définir et mettre à jour des programmes de maintenance, de surveillance et de contrôle. Un réexamen de sûreté doit être effectué tous les 10 ans. Enfin, des inspections assurent un contrôle continu du niveau de sûreté. Date importante pour le parc suédois, les réacteurs devront subir vers 2010 une « grande visite » dont le programme, correspondant à un réexamen de sûreté par SKI, est en cours d’élaboration46.

La Suède a, ainsi, des pratiques proches de celles de la France. Il n’existe pas, en Suède comme en France, de limite réglementaire à la durée d’exploitation. L’exploitation fait l’objet d’un contrôle continu du niveau de sûreté. Comme en France, il est procédé à un réexamen de sûreté, mais celui-ci est inscrit dans la réglementation.

En Allemagne, la durée de vie des réacteurs ayant été limitée par un compromis politique à 32 ans, soit une durée inférieure à la durée de vie technique, on pourrait hâtivement considérer que la prévention des effets du vieillissement pourrait être moins cruciale que dans d’autres pays. En réalité, le niveau de sûreté et la régularité de fonctionnement demeurent des variables tout aussi importantes.

Quelles sont les exigences réglementaires en matière de gestion du vieillissement et de quelle façon les entreprises parviennent-elles à en proportionner le coût à la durée de vie raccourcie imposée aux réacteurs ?

L’autorisation d’exploiter un réacteur nucléaire n’est assortie d’aucun délai, au contraire des autorisations délivrées aux centres d’entreposage de déchets nucléaires.

Toutefois, depuis 1996, il a été décidé, sur une base non contraignante, que des évaluations de sûreté seraient effectuées tous les dix ans. Cette disposition a ensuite été intégrée à la nouvelle loi nucléaire de 2002.

L’ensemble des aspects liés à la sûreté sont examinés à cette occasion, selon un processus approfondi et précis, afin d’obtenir l’assurance que le réacteur est toujours sûr. Il ne s’agit pas de recréer une nouvelle centrale au niveau technologique du moment car cela ne serait pas possible. La philosophie allemande pour la sûreté est qu’il peut y avoir un différentiel entre des centrales anciennes et des centrales récentes, mais que toute centrale doit être modernisée si un risque est identifié.

Les discussions entre les exploitants et le ministère fédéral de l’environnement, qui est en charge de la sûreté nucléaire, portent sur les processus de vieillissement des différents composants, leurs causes et les délais dans lesquels la sûreté de la centrale peut en être affectée. Le RSK, organisme de conseil composé de plusieurs commissions47, donne un avis au ministère avant qu’un programme de gestion du vieillissement soit appliqué.

Selon E.ON48, l’ensemble des composants d’une centrale nucléaire étant interchangeables, il n’y a pas d’autre limite à la durée de vie d’une centrale que celle de la cuve, qui est estimée à 60 ans par l’ensemble des techniciens. Pour RWE, cette limite pourrait même sans doute être dépassée49.

Au-delà de ces critères techniques, l’économie des opérations de modernisation joue un rôle évidemment décisif.

Il existe en effet non seulement une évolution des coûts de production de l’électricité pour toutes les filières, mais aussi une évolution des standards techniques et des standards de sûreté nucléaire, ce qui oblige à prévoir des investissements. Il y a donc des limites économiques aux investissements nécessités par la prolongation de l’exploitation. A titre d’exemple, en 1995, E.ON a ainsi décidé, au vu du coût rédhibitoire d’une éventuelle modernisation, d’arrêter le réacteur de petite puissance de Wurgassen.

Selon RWE, chacun des réacteurs en service en Allemagne devra subir, dans les prochaines années, non seulement un renouvellement de son contrôle commande, d’où une dépense d’environ 150 millions E par réacteur, mais aussi un renforcement de ses dispositifs antisismiques dont le coût est évalué à 100 millions E, d’où une dépense totale d’environ 500 millions E si l’on ajoute les pertes d’exploitation correspondant aux travaux de modernisation. Ce coût total, permettant de prolonger l’exploitation d’un réacteur de 25 ans, doit être mis en parallèle avec le coût d’un nouveau réacteur que l’on situe entre 1,5 et 2 milliards E.

Au reste, indépendamment de la durée de vie moyenne de 32 ans, qui n’a de valeur que politique et non pas technique, la durée de vie de conception des réacteurs allemands est de 40 ans. Toutes les commandes passées à Siemens ont fait référence à une durée d’exploitation de 40 ans. Selon le ministère fédéral de l’économie et du travail, les techniciens prévoient une durée de vie de 40 ans assortie d’une rentabilité satisfaisante, mais sont en réalité convaincus que la durée de vie technique proprement dite est supérieure à 40 ans.

Selon E.ON, les questions de sûreté nucléaire ont toujours été sujettes en Allemagne à des abus « politiques ». Les opposants au nucléaire se servent de l’argument selon lequel la sûreté d’un réacteur ne peut être considérée comme absolue pour rejeter l’électronucléaire. Dans le processus de négociation sur la sortie du nucléaire, les exploitants ont considéré comme essentielle la question suivante : « quelles garanties le Gouvernement peut-il fournir sur le fait que la fin de l’exploitation des réacteurs allemands ne sera pas entravée par des abus politiques ? ».

La loi de 2002 entérinant l’accord du 14 juin 2000 comprend, de fait, plusieurs garanties.

En premier lieu, la notion de quantité d’électricité restant à produire ayant été préférée à celle de durée de vie, toute perturbation apportée pour une raison politique au fonctionnement d’un réacteur a pour conséquence la prolongation de son activité.

La deuxième garantie est représentée par la mise en place, à la Chancellerie, d’un groupe de surveillance de l’application de l’accord. Ainsi l’industrie peut soumettre au Chancelier tout problème rencontré dans l’exploitation des réacteurs nucléaires, ce dernier ayant pris l’engagement de faire pression sur les Verts pour que les perturbations cessent.

La loi elle-même indique que le Gouvernement garantit le fonctionnement sans perturbation des centrales nucléaires pendant la période restant à courir. La loi précise également que « les parties reconnaissent le niveau élevé de la sûreté nucléaire en Allemagne ». En conséquence de quoi, la sûreté ne sera plus remise en question. Dans la même veine, le Gouvernement s’est engagé à ne pas prendre de mesures modifiant les standards de sûreté existant en juin 2000, date de signature de l’accord.

Enfin, le Gouvernement a déclaré, lors de la signature de l’accord, que « la philosophie et les pratiques générales en matière de sûreté ne seront pas modifiées dans les années à venir ». En foi de quoi, le ministère fédéral de l’environnement a été invité à ne pas changer de critères d’évaluation de la sûreté, sur toute la période d’exploitation restant à courir.

Pour les 20 ans à venir, l’accord de compromis du 14 juin 2000 donne l’assurance aux exploitants que leurs centrales pourront continuer à fonctionner sans perturbation extérieure notable.

Le Royaume Uni a autorisé BNFL et Magnox Electric PLC à exploiter leurs réacteurs Magnox sur une durée de 40 années.

Les États-Unis appliquent un système de licence ou autorisation de fonctionnement sur 40 ans, avec un renouvellement possible pour 20 ans au plus. Le renouvellement de la licence pour 20 ans au plus est accordé si l’exploitant démontre que son installation est conforme à l’autorisation initiale, l’obligation d’augmenter le niveau de sûreté par rapport à celle-ci n’ayant pas cours aux États-Unis.

Le renouvellement de la licence d’exploitation50 par l’autorité de sûreté nucléaire américaine, la NRC (Nuclear Regulatory Commission), s’établit selon un processus réglementaire bien conçu51.

L’exploitant doit démontrer que tous les composants de structure comme la cuve sont conformes aux spécifications. Les composants d’une centrale qui ne sont pas ordinairement contrôlés font par ailleurs l’objet d’investigations poussées, dans la perspective qu’ils devront fonctionner 20 années supplémentaires. L’impact sur l’environnement de la tranche est également examiné. De même, la manière dont l’exploitant s’est acquitté de ses obligations vis-à-vis de la non-prolifération, fait l’objet d’une enquête de la commission chargée des garanties.

L’instruction des dossiers de prolongation de la licence pour 20 années supplémentaires est conduite en 22 mois et facturée environ 10 millions $ aux exploitants. La NRC prévoit que des demandes de prolongation seront présentées pour la plupart des 104 tranches, les réacteurs les moins puissants faisant sans doute exception, ce qui ramènerait le total à 95-99 réacteurs bénéficiant de prolongations de licence d’exploiter de 20 années supplémentaires, au-delà des 40 années initiales.

Pour l’autorité de sûreté américaine, l’intérêt majeur de la prolongation de 20 ans de la licence d’exploiter un réacteur nucléaire au-delà des 40 années initiales est d’introduire une certitude dans l’activité future des compagnies d’électricité, au contraire de la pratique française, jugée vertueuse en termes de sûreté, mais réductrice en terme de perspectives.

4. Les améliorations possibles de la réglementation française vers une visibilité accrue

On peut estimer que l’évolution de la réglementation française est nécessaire pour plusieurs types de raisons.

La première est liée aux impératifs de l’égalité des contraintes pesant sur des exploitants soumis à la concurrence.

On peut relever à cet égard que les obligations faites aux exploitants français ou européens et américains ne sont pas identiques puisque des réévaluations de sûreté, nécessairement coûteuses, s’imposent aux premiers et non pas aux seconds. Mais compte tenu du fait que les réseaux européens et américains ne sont pas interconnectés et que les opérateurs européens ne se sont pas implantés aux États-Unis et vice-versa, l’argument de l’égalité des conditions de concurrence ne s’impose pas avec évidence.

Il n’en demeure pas moins que, comme l’estiment les autorités de sûreté de plusieurs pays européens, les producteurs d’électricité, qui se concertent même s’ils sont en concurrence, demanderont à terme à leurs autorités de sûreté respectives de s’harmoniser. A cet égard, une démarche de type « bottom up » a été initialisée par l’association des autorités de sûreté européennes WENRA52 qui a formé un groupe de travail dont la mission est de comparer les réglementations nationales entre elles et avec le niveau de sûreté optimal souhaitable déterminé d’un commun accord.

Une autre raison de faire évoluer la réglementation française peut être trouvée dans la nécessité de donner une plus grande lisibilité à la réglementation et davantage de visibilité aux perspectives d’exploitation des réacteurs nucléaires.

La lisibilité de la réglementation pourrait être améliorée en particulier dans le processus d’ouverture d’une installation nucléaire de base. Comprenant deux étapes, cette procédure prévoit deux autorisations, la première pour la création de l’INB et la seconde pour sa mise en service. La proposition a été faite à plusieurs reprises par l’Office parlementaire de faire coïncider la procédure de permis de construire avec celle d’autorisation de création. Par ailleurs, certains observateurs estiment que la procédure de mise en service pourrait être simplifiée, l’autorité de sûreté se bornant à constater la conformité de la réalisation avec les spécifications approuvées lors de la création.

S’agissant de la durée de vie, à l’issue des visites décennales, l’autorité de sûreté fait connaître une non-opposition au redémarrage du réacteur pour une durée de 10 ans, à l’issue de laquelle une autre visite permettra, le cas échéant, d’envisager une nouvelle période d’exploitation de 10 années. On comprend que, dans le souci de respecter le principe de la responsabilité pleine, entière et unique de l’exploitant, la formulation utilisée soit une « non-opposition ». Toutefois, cette formulation présente l’inconvénient d’être sans doute exagérément restrictive quant à la confiance accordée à l’exploitant par l’autorité de sûreté.

Par ailleurs, s’il s’agit de comparer la visibilité de la réglementation française avec celle d’autres pays, le renouvellement de licence pour 20 ans présente, dans le cas des États-Unis, l’avantage de permettre les décisions à long terme qui sont toujours nécessaires dans le domaine du nucléaire, que ce soit au niveau d’une entreprise ou d’un pays. Ce renouvellement pour 20 ans ne constitue en rien un chèque en blanc, la NRC ayant le pouvoir d’interrompre le fonctionnement du réacteur au cas où les prescriptions de sûreté ne sont pas respectées.

En tout état de cause, il semble nécessaire d’étudier les moyens de modifier la réglementation française dans le sens d’une meilleure visibilité pour la politique énergétique, compatible avec l’indispensable respect des prérogatives de l’autorité de sûreté.

Enfin, se pose la question du contenu des réévaluations de sûreté pratiquées à l’occasion des visites décennales. On a vu plus haut que la philosophie générale des réévaluations de sûreté est de mettre en œuvre une démarche réaliste de réduction des risques, étant postulé au départ que le progrès technologique doit profiter à la sûreté. L’autorité de sûreté précise d’ailleurs, s’agissant des futures troisièmes visites décennales, que les améliorations de sûreté qui seront décidées pour une première application aux réacteurs de Fessenheim et Bugey vers 2007, continueront d’être appliquées aux autres réacteurs du palier 900 MWe jusqu’en 2027, puisque les obligations qui leur seront imposées seront identiques.

L’autorité de sûreté, qui a pour objectif de discuter l’intérêt des améliorations envisageables sur la base d’une approche coût bénéfice, considère qu’il appartient à l’exploitant de produire des évaluations coût bénéfice de type différentiel permettant de répondre à la question suivante : « où vaut-il mieux faire des investissements de sûreté ? ». Cette approche semble en effet la meilleure, à condition toutefois que l’augmentation du niveau de sûreté demandée à l’exploitant soit réaliste.

Sans doute pour faire avancer ce débat fondamental entre régulateur et régulé, faut-il revenir à l’évolution récente du secteur nucléaire américain.

Selon la NRC, l’amélioration considérable des performances des réacteurs nucléaires américains provient tout autant de l’amélioration de la réglementation que des progrès effectués par l’industrie.

Il est incontestable que, sous l’impulsion de son Président, Richard A. MESERVE, la NRC a su réformer ses procédures dans le sens d’une simplification, tout en exigeant des exploitants un haut niveau de sûreté sans leur imposer des obligations inutiles. Réciproquement, un exploitant sait aujourd’hui qu’en cas de découvertes d’anomalies lors d’une inspection de sûreté, il subira des contrôles à répétition, la sanction des manquements étant finalement l’arrêt pur et simple du réacteur en cause. Ainsi, les exploitants de Davis Besse, dont la NRC avait constaté qu’ils rognaient trop sur les coûts, en particulier pour l’inspection des réacteurs, ont finalement payé cette erreur au prix fort, à savoir une amende énorme et l’arrêt de la tranche pour le remplacement du couvercle de cuve. Les exploitants américains savent désormais qu’il est préférable d’assurer par eux-mêmes un contrôle de haut niveau de la sûreté de leurs réacteurs, faute de quoi l’intervention du régulateur pourra leur coûter des centaines de millions de dollars53.

Ainsi, la rigueur et le réalisme semblent pouvoir être des sources de progrès, sous réserve, bien entendu, que les prochaines années confirment le bien-fondé de la politique américaine de sûreté nucléaire.

V.- L’exigence d’efforts

accrus de R&D, d’investissement et d’organisation pour conforter l’objectif de 40 ans de fonctionnement et envisager l’après 40 ans

1. Une R&D sur le vieillissement à renforcer

La plupart des pays disposant d’un parc électronucléaire conduisent des recherches sur le vieillissement des composants des centrales nucléaires, avec une priorité semble-t-il donnée aux composants non remplaçables et selon des modes d’organisation de la R&D bien évidemment différents.

Un rapide bilan effectué auprès des organisations internationales et dans les pays visités pour la réalisation du présent rapport montre que l’effort global d’étude sur le vieillissement à long terme n’est pas très élevé, quel que soit le pays concerné, au moins sur le plan financier.

L’effort fait en France, principalement par EDF, semble en conséquence dans la ligne de ce qui est pratiqué dans les autres pays mais, compte tenu de l’importance de cette question, on peut toutefois se demander s’il n’y a pas lieu de le renforcer.

1.1. Les travaux de l’AIEA et de l’AEN sur le vieillissement

Les trois types d’action de l’AIEA (Agence Internationale de l’Énergie Atomique) dans le domaine de la maîtrise du vieillissement des centrales nucléaires sont la mise au point de normes de sûreté, la synthèse de résultats de R&D et la conduite d’actions de conseil sur le terrain54.

S’agissant du vieillissement, les principes de gestion des centrales nucléaires eu égard au vieillissement sont énoncés dans les documents de l’AIEA intitulés « Safety Fundamentals » qui précisent le contenu des tâches de vérification de la sûreté, ainsi que dans ceux intitulés « Safety Requirements for Design and Operation » qui détaillent les précautions à prendre en termes de qualification des équipements, de marges de sécurité, de maintenance, de test, de contrôle. En outre, les guides de sûreté « Safety Guide » de l’AIEA recommandent la pratique de revues périodiques de sûreté « Periodic Safety Review » (PSR) tous les dix ans55.

Représentant une sorte d’hybridation entre les conceptions et les pratiques nationales, d’une part, et l’optimum théorique que les spécialistes définissent, d’autre part, ces normes de sûreté, qui sont mises au point coopérativement par les États membres, constituent un consensus international.

Il est à remarquer que l’intervalle de 10 ans séparant les revues de sûreté périodiques préconisées par l’AIEA est appliqué par différents pays, en particulier la France avec son système de visites décennales de sûreté.

L’AIEA a par ailleurs coordonné et assuré l’échange de résultats de programmes de recherche réalisés par les États membres entre 1993 et 1995 sur des questions jugées critiques par ces derniers, comme les piquages du circuit primaire sur la cuve et les vannes motorisées. Des études plus complètes ont été effectuées entre 1993 et 1999 sur les câbles de contrôle-commande, tandis qu’un projet devrait se dérouler en 2004 et 2005 sur les pertes de précontrainte du béton des enceintes de confinement des réacteurs REP et VVER et des cuves béton des réacteurs Magnox.

Enfin, l’AIEA a apporté son concours à des examens nationaux ou régionaux de la sûreté de réacteurs en service liés aux questions de vieillissement. L’AIEA assure également l’organisation de missions d’évaluation sur le terrain de la gestion du vieillissement AMAT « Ageing Management Assessment Team » dont ont bénéficié l’Ukraine, l’Arménie et les Pays-Bas.

L’AEN OCDE traite pour sa part des questions de vieillissement au sein de son Comité pour la Sûreté des Installations Nucléaires (CSNI), qui comprend un groupe de travail spécialisé intitulé IAGE (« Integrity and Ageing of Components and Structure »)56.

Le constat de base que fait l’AEN OCDE est que les programmes de R&D nucléaire dans le monde ont diminué dans les dernières années. Considérée comme essentielle pour traiter le problème capital du vieillissement, une coopération internationale plus développée est appelée de leurs vœux par tous les pays membres. Assurant essentiellement le partage des informations détenues par les pays membres, y compris par la réalisation de banques de données, le groupe de travail IAGE se concentre actuellement sur l’intégrité des structures des réacteurs, sur le comportement à long terme des enceintes et sur la réévaluation sismique sur le vieillissement des systèmes câblés.

Sur le plan financier, la principale source de crédits pour les recherches en coopération sur le vieillissement des installations nucléaires a été, ces dernières années, le volet Euratom du 5ème PCRD qui leur avait alloué environ 40 millions E pour la période 1998-2002.

Le 6ème PCRD, dans son volet Euratom, a défini des thèmes de recherche très précis pour les recherches sur la fission, à savoir la gestion des déchets radioactifs (90 millions E), la radioprotection (50 millions E) et les autres domaines, c’est-à-dire principalement la sûreté (50 millions E). Les financements de la recherche sur le vieillissement, qui ne devraient pas dépasser 15 millions E sur la période 2002-2006, sont donc réduits à la portion congrue.

Les décisions de retrait du nucléaire prises par certains pays ne sont évidemment pas étrangères à cette évolution.

On peut toutefois remarquer que la décision de diminuer les crédits alloués aux recherches sur le vieillissement est en contradiction avec le Livre vert de 2000 « Vers une stratégie européenne de sécurité d’approvisionnement énergétique », et qu’elle manifeste un sens contestable des priorités.

1.2. La R&D sur le vieillissement des centrales dans différents pays nucléaires

En Finlande, le budget annuel de la R&D sur le nucléaire s’est élevé à environ 27 millions E par an sur la période 1999-2002, financés à parité par l’État et l’industrie, la Finlande exploitant 4 réacteurs nucléaires. Les recherches sur la gestion des déchets mobilisent 50 % du budget annuel, la fusion 10 % et la sûreté des réacteurs 40 %.

Doté d’environ 10 millions E par an, la R&D sur la sûreté des réacteurs se partage entre trois thèmes principaux, d’abord les études sur les risques, ensuite les études sur les accidents et enfin les travaux sur le vieillissement. Si l’on s’en tient au programme spécifique sur le vieillissement, l’effort annuel finlandais se limite à 1 million E. Ces recherches bénéficiant à l’évidence des résultats d’autres programmes, on peut considérer que l’effort réel est un peu plus élevé, sans toutefois être massif. Au plan pratique, la R&D nucléaire finlandaise, qui est principalement réalisée par le VTT, organisme indépendant financé principalement par le ministère du commerce et de l’industrie, est particulièrement réputée pour ses travaux et ses réalisations d’appareils de mesure.

La Suède, qui comptait 11 réacteurs en service au début 2003, a, comme on l’a vu plus haut, abandonné en 1997 toute échéance fixe pour le démantèlement de son parc pourtant voté par référendum en 1980, y compris semble-t-il pour le réacteur de Barsebäck-2 qui devait être arrêté en 2 00157.

L’autorité de sûreté SKI conduit un programme de R&D entièrement soustraité, dont le montant annuel représente moins de 7 millions E. Ne faisant pas l’objet de travaux dédiés, la dimension du vieillissement est prise en compte dans différents programmes.

En Allemagne, suite à l’accord de compromis signé le 14 juin 2000 entre le Gouvernement et les exploitants, la durée de vie autorisée pour les 19 réacteurs allemands est de 32 ans en moyenne, la possibilité existant toutefois pour un exploitant de transférer des quotas de production d’un réacteur à un autre. L’Allemagne, qui s’est interdit de participer à l’élaboration de nouveaux réacteurs, ne participe à des travaux de R&D nucléaire que s’il s’agit de sûreté nucléaire58. S’agissant du vieillissement, le ministère de l’environnement, en charge du contrôle de la sûreté des réacteurs, et son appui technique, la GRS, semblent limiter leurs efforts à la collecte d’informations sur le comportement des réacteurs en service et à une veille technologique.

Le budget annuel de la R&D nucléaire aux États-Unis s’élève à environ 100 millions $.

L’essentiel des travaux de R&D financés par l’industrie porte sur la résolution de problèmes de court terme et sur l’apport de réponses aux demandes de l’autorité de sûreté.

C’est pourquoi le Département de l’Énergie a lancé en 2000 le programme pluriannuel NEPO (Nuclear Energy Plant Optimization), doté de 5 millions $ en 2000 et 2001 et 6,6 millions $ en 2002 de crédits publics, l’industrie devant apporter au financement des programmes un montant égal ou supérieur.

L’objectif du NEPO est que les centrales nucléaires américaines puissent produire de l’électricité à des coûts compétitifs, sur toute leur durée de vie, c’est-à-dire jusqu’à 40 ans de fonctionnement et au-delà. Bien qu’il soit loin d’être négligeable, l’effort réalisé par le Gouvernement est toutefois très inférieur aux souhaits du PCAST (President’s Committee of Advisors on Science and Technology) qui en avait recommandé en 1997 la création, avec des financements publics de 10 millions $ par an.

1.3. L’impératif d’un développement de la R&D française sur le vieillissement des centrales nucléaires

La R&D sur le vieillissement des réacteurs est conduite en France par le constructeur, Framatome ANP, l’exploitant EDF, le CEA et l’IRSN en tant qu’appui technique de l’autorité de sûreté.

Doté d’un budget total de 250 millions E environ, l’IRSN (Institut de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire), dont la mission principale est d’être l’appui technique de l’autorité de sûreté, alloue 52 millions E à ses activités d’expertise et de recherche sur les réacteurs à eau sous pression. Les programmes stricto sensu sur le vieillissement des composants des centrales représentent environ 1,5 million E par an59.

En comptabilisant les retombées d’autres recherches sur la sûreté, cet effort est évalué à 4 millions E par an60.

On trouvera ci-après une description détaillée de l’effort du CEA effectué en 2002 et prévu en 2003 pour la R&D sur le vieillissement des centrales nucléaires.

L’effort du CEA se répartit en recherches faites sur son propre budget et recherches faites pour le compte de tiers. Le total du montant financier a représenté 59,6 millions E en 2002 et devrait représenter 56 millions E en 2003, soit une diminution de 6 %.

Par ailleurs, le CEA a, en 2002, alloué 4,2 millions E sur son budget propre à ces recherches et devrait y consacrer 2,1 millions E en 2003, soit une diminution de 50 %. (voir tableau 8)

En 2001, la subvention civile versée par les différents ministères de tutelle du CEA a représenté 934 millions E64.

La recherche propre du CEA sur le vieillissement des réacteurs nucléaires représente donc moins de 0,5 % de la subvention civile.

On peut se demander si cette allocation est à la hauteur de l’enjeu. Lors de leur audition du 20 mars 2003, les représentants de la DGEMP ont indiqué que des instructions ont été données au CEA de renforcer en urgence son effort propre de recherche. Ces orientations ne peuvent qu’être approuvées.

L’action de Framatome ANP dans le domaine du vieillissement des réacteurs et de leurs composants a deux dimensions, la première étant celle du retour d’expérience et la seconde consistant en une R&D sur ces questions effectuées soit directement, soit en coopération nationale ou internationale.

Suite à son internationalisation par l’absorption de la division nucléaire de Siemens et par son développement aux États-Unis, Framatome ANP a élargi sa base de connaissances et la gamme de ses outils. Non seulement l’expérience accumulée sur d’autres parcs bénéficie au parc français, par exemple celle accumulée depuis 1990 sur le parc anciennement Babcock-Wilcox. Mais des transferts de technologies s’effectuent entre les différents marchés, français, allemands et américains principalement65.

Par ailleurs, Framatome ANP participe à des travaux de R&D coopérative ou concertée mise en place entre le CEA, EDF et Framatome ANP ou au plan international. Les principaux mécanismes de dégradation qui peuvent intervenir dans les centrales nucléaires font l’objet de la part des exploitants nucléaires européens de programmes de R&D concertés, ce qui a permis la constitution d’une base de données de connaissances relatives aux réacteurs à eau pressurisée comme à eau bouillante. On citera les programmes AMES sur le vieillissement des matériaux, NESC sur l’intégrité des structures, ENIQ sur les contrôles non destructifs ou WGSC sur les codes et les normes.

Au reste, il apparaît clairement que c’est EDF qui conduit en France l’effort de R&D le plus important en matière de vieillissement avec un budget d’environ 25 millions E par an, dont 10,5 pour le CEA. Les principaux domaines couverts sont la cuve du réacteur, les générateurs de vapeur, l’enceinte de confinement et les câbles.

S’agissant de la cuve, l’objectif d’EDF est d’étudier sa ténacité non seulement à 40 ans mais aussi à 50, voire 60 ans.

La première tâche que s’assigne EDF est de suivre le capital fluence de chaque cuve dans le cadre de l’optimisation des plans de chargement. En utilisant directement les résultats obtenus sur éprouvette, il s’agit de déterminer la ténacité en fin de vie. Une autre recherche conduite par EDF porte sur l’évaluation non destructive de la fragilisation, un indicateur intéressant semblant être la mesure du pouvoir thermoélectrique PTE, dont le lien avec les caractéristiques mécaniques doit encore être approfondi. Il s’agit là d’un projet européen dont EDF assure le pilotage. Le risque d’instabilité d’un défaut métallurgique fait l’objet d’autres analyses.

De même, EDF a mis en place une veille technologique sur le recuit des cuves, une technique controversée, qui fait l’objet de recherches aux États-Unis et d’applications concrètes en Russie66.

La R&D d’EDF porte également sur l’évaluation de la probabilité de rupture d’un tube de générateur de vapeur et la durée de vie résiduelle de ces matériels complexes, ainsi que sur la justification de l’alliage Inconel 690 comme produit de remplacement à l’inconel 600 initialement utilisé67.

Par ailleurs, des études sont nécessaires pour comprendre les pathologies du béton des enceintes de confinement, en particulier les phénomènes de gonflement du matériau, de corrosion des armatures, de carbonatation, d’attaque par les ions chlorures et de lixiviation. S’agissant des enceintes de confinement des tranches 1 300 et 1 450 MWe, les défauts d’étanchéité de la paroi interne restent à comprendre en détail. De même il est nécessaire d’étudier la tenue dans le temps des revêtements de réparation.

Enfin, les phénomènes altérant les câbles, difficiles à comprendre et à modéliser, sont dus au vieillissement physique et chimique des polymères sous l’action de multiples paramètres. Des programmes d’essais accélérés sont donc à réaliser, de concert avec la mise au point de méthodes de contrôle de l’environnement dans lequel ces câbles sont immergés.

Mais un autre défi doit être relevé, celui de la R&D sur le vieillissement à très long terme, c’est-à-dire 60 ans.

Selon EDF, une approche probabiliste assortie de modèles sera utile pour évaluer les conditions à respecter pour atteindre un tel objectif, sachant que trois types d’éléments doivent être pris en considération : la fragilisation des matériaux, la présence éventuelle de défaut et enfin les sollicitations extérieures. En tout état de cause, il sera nécessaire d’obtenir des résultats probants sur les conséquences des hautes fluences et les mécanismes éventuels de saturation qui pourraient réduire la fragilisation des matériaux au cours du temps.

En tout état de cause, l’étude du vieillissement à 60 ans apparaît comme un domaine d’excellence pour la modélisation numérique. Les simulations numériques, qui doivent aboutir à un véritable réacteur virtuel, constitueront une véritable alternative aux réacteurs expérimentaux. Pour réaliser les modèles correspondants, il est nécessaire de connaître les mécanismes en jeu aux différentes échelles atomique, microscopique et macroscopique. La recherche sur la simulation d’un réacteur nucléaire fait l’objet d’un programme international de grande ampleur figurant dans le 6ème PCRD, dont EDF est le leader.

D’une manière générale, la R&D portant sur des échéances à très long terme doit être approfondie et imaginative. La tenue des enceintes de confinement en fournit un bon exemple. Il existe dans le monde un effort de R&D très important sur les pathologies classiques des bétons, notamment sur leur gonflement, sur la corrosion des armatures et la lixiviation. De tels problèmes n’ont jamais été observés sur les enceintes des réacteurs d’EDF. Il entre donc dans la responsabilité de la R&D d’EDF de comprendre pourquoi les conditions de démarrage de tels phénomènes ne sont pas réunies pour celles-ci68.

En définitive, d’après les indications fournies à vos Rapporteurs, l’exploitant EDF semble avoir engagé les efforts nécessaires pour soumettre ses installations aux interrogations permanentes de la recherche, ce qui pourrait lui permettre de valoriser complètement son parc nucléaire tout en respectant les contraintes de sûreté et de rentabilité.

Mais les enjeux du vieillissement du parc nucléaire sont tels que la France doit augmenter ses efforts dans ce domaine. Répondant à ses propres besoins, une recherche dynamisée dans ce secteur aurait par ailleurs comme avantage d’augmenter son rayonnement dans le monde, puisque les efforts de R&D nucléaire ralentissent dans la plupart des pays. De plus, dans le domaine de la R&D comme dans celui de l’expertise, le pluralisme est nécessaire.

C’est pourquoi il paraît indispensable que le CEA et l’IRSN augmentent fortement et rapidement, par redéploiement, les budgets et les équipes travaillant sur le vieillissement des réacteurs nucléaires.

2. L’investissement de jouvence, un objectif particulièrement rentable pour l’exploitant et non pas seulement une obligation réglementaire

La modernisation des centrales nucléaires en service est une question en apparence difficile, compte tenu de ses conséquences financières.

Faut-il se contenter de maintenir les réacteurs en l’état ou, au contraire, faut-il les rénover en permanence ? Par ailleurs, les modifications des installations doivent-elles se limiter à répondre aux exigences de l’autorité de sûreté ou, au contraire, doivent-elles être décidées pour incorporer le progrès technique qui permettra d’améliorer les performances de l’installation ?

Dans la pratique, comme on l’a vu plus haut, la totalité des exploitants, qui ont pour objectif la valorisation maximale de leur parc électronucléaire grâce à l’extension de sa durée de vie, ont arbitré en faveur d’une politique de modernisation continue, quitte à engager des investissements considérables.

La Finlande est clairement engagée dans une politique d’amélioration continue de son parc de 4 centrales. Les deux réacteurs de la société FORTUM à Loviisa, qui sont des VVER de conception soviétique mais fabriqués spécifiquement69 pour la Finlande, ont été profondément remaniés pour améliorer leur sûreté et continuent de l’être pour élever leurs performances, en tous points remarquables puisque le réacteur de Loviisa-1 a atteint en 2002 un coefficient de capacité de 89,3 %70.

La centrale d’Olkiluoto, composée de deux réacteurs BWR identiques de 710 MWe71 a elle aussi fait l’objet d’un programme complet et de longue haleine de gestion de la durée de vie et de modernisation décidé par l’exploitant, la société TVO72, fondée en 1969 par différentes entreprises industrielles pour leur fournir de l’électricité à prix coûtant.

Au total, sur la période 1994-1998, les opérations de modernisation de la centrale d’Olkiluoto auront coûté 132 millions E. L’un des traits les plus remarquables de ces opérations est qu’elles ont été accomplies pendant les arrêts de tranche annuels programmés, sans les rallonger puisque le coefficient de capacité73 n’est jamais descendu en dessous de 93 % sur la période, atteignant même 96,4 % en 2001. Il est à noter d’ailleurs que les arrêts de tranche sont extrêmement courts en Finlande puisqu’ils durent 16 jours, contre 24 en Suède et une moyenne de 40 jours en France74. En définitive, TVO estime que ses deux réacteurs d’Olkiluoto pourraient fonctionner jusqu’en 2040, pour une durée totale de 60 ans et une production réelle supérieure d’un facteur 2,5 aux attentes initiales.

En Suède, la même politique d’investissement est conduite par les exploitants. Le réacteur d’Oskarshamn 1 a fait l’objet d’une grande rénovation, qui s’est étalée sur 10 ans, a coûté 200 millions E. A son terme, ce réacteur a redémarré début janvier 2003, après un changement complet des pompes primaires et de l’instrumentation de contrôle commande. La modernisation de Ringhals 2 est en cours et sera terminée dans quatre ans. Puis viendra le tour d’Oskarshamn 2. Dans les dix années qui viennent l’ensemble des centrales suédoises sera modernisé. Estimant que ce réacteur ne sera pas fermé en mars 2003, SKI prévoit également une modernisation de Barsebäck 2.

Aux États-Unis, la rénovation des centrales constitue un marché considérable, en particulier pour le constructeur Framatome-ANP. A titre d’exemple, pour assurer la rénovation et l’augmentation de puissance de 10 % d’un réacteur des trois PWR Babcock-Wilcox de 850 MW de sa centrale d’Oconee, Duke Energy a investi 250 millions $75. Au plan global, alors que les dépenses annuelles en services d’exploitation et de maintenance des opérateurs nucléaires ont représenté environ 1,8 milliard $ entre 1998 et 2001, ces dépenses devraient dépasser 2,6 milliards $ en 2003, et atteindre un total de 15 milliards $ sur les cinq années suivantes.

Comme on l’a vu plus haut, la prolongation de 20 années a des effets vertueux sur le parc électronucléaire américain. En effet, la décision d’exploiter deux décennies supplémentaires suppose des investissements importants évalués à 200- 300 millions $ par réacteur, ce qui conduit à des réacteurs plus sûrs76. Au reste, un tel investissement, aussi élevé soit-il, présente une rentabilité très élevée pour l’exploitant. De plus, comme les opérations de modernisation en vue de la prolongation de 20 ans peuvent être faites 10 années avant l’expiration de 40 premières années de fonctionnement, l’exploitant a la possibilité de les amortir.

Justifiées par leur rentabilité, les opérations de modernisation engagées par les exploitants finlandais, suédois et américains, au demeurant des entreprises privées, sont donc conséquentes.

Les montants ci-dessus ne sont sans doute pas directement comparables avec les investissements consentis par EDF, sans doute plus continus et répartis sur toute la durée de vie des tranches.

Le tableau suivant indique différents coûts liés à l’exploitation dans la durée des réacteurs, en distinguant les modifications liées aux améliorations de sûreté, à la maintenance ou au programme « durée de vie ».

On trouvera ci-dessus les durées et les coûts globaux des 2èmes visites décennales77.

Par ailleurs, comme on l’a vu précédemment, les visites décennales sont aussi le moment choisi non seulement pour réaliser l’examen de conformité de l’installation par rapport aux normes initiales, mais aussi pour procéder à la réévaluation de la sûreté en fonction de l’évolution technique. Dès lors, on comprend que le coût de la 2ème visite décennale soit plus élevé pour le palier le plus ancien CP0 par rapport au palier CPY.

Mais, qu’elles soient exigées par l’autorité de sûreté à l’occasion des visites décennales ou lors des arrêts de tranche pour rechargement, les dépenses en capital engagées par EDF ne semblent pas hors de proportion avec celles consenties dans les pays cités.

3. L’organisation et la valorisation du facteur humain, des priorités de l’exploitant à approfondir encore

Une gestion performante de la durée de vie nécessite d’agir dans plusieurs directions, ainsi que le précise une recommandation générale de l’AIEA.

L’exploitant doit définir une stratégie, en liaison avec l’autorité de sûreté, mettre en place une organisation spécifique pour la gestion de la durée de vie, allouer des moyens à cet objectif, définir un programme d’actions concrètes, se donner les moyens de les évaluer et implanter une démarche qualité avec des indicateurs de performance.

3.1. Une gestion des arrêts de tranche et du combustible à améliorer encore

Les durées d’arrêt programmé des tranches françaises sont supérieures de 13,5 jours à celles des centrales américaines78.

En outre, un arrêt de tranche dépasse souvent les délais prévus, quel que soit le pays. Il est également symptomatique de remarquer que les dépassements de délais sont en moyenne plus importants de 4,5 jours en France par rapport aux États-Unis.

Selon les explications données par EDF, la durée supérieure des arrêts de tranche en France s’explique au deux tiers par des règles de sûreté plus contraignantes. Ces règles pourraient toutefois être ajustées en accord avec l’autorité de sûreté sur la base de dossiers étayés et agréés par celle-ci. Le délai pourrait être également comprimé d’un tiers grâce à une meilleure planification et une meilleure maîtrise du déroulement des arrêts.

En tout état de cause, les arrêts de tranche constituent un problème de gestion de grande ampleur, encore compliqué par l’importance du recours à la sous-traitance. Selon EDF, la part des activités de maintenance sous-traitées est stable depuis quelques années au niveau de 80 à 85 % du volume total. Le nombre d’entreprises sous-traitantes d’EDF s’élève à 600, représentant environ 12 à 13 000 salariés, l’essentiel travaillant aux tâches de maintenance80.

Un autre paramètre de la performance est la longueur des campagnes, dans la mesure où plus les arrêts sont espacés (et courts), et plus la production peut être importante. Au cours du temps, EDF s’est bien entendu efforcé d’allonger les campagnes (voir tableau suivant).

Si l’on veut comparer le parc EDF avec les autres parcs, une de ses particularités doit toutefois être prise en compte, à savoir que 20 tranches du palier CP1/CP2 utilisent partiellement du combustible du MOX, dont le taux de combustion autorisé est inférieur à celui du combustible UOX, ce qui limite de facto la durée des campagnes81.

Cette réserve étant faite, on constate que de même que pour les durées d’arrêt de tranches, la comparaison des longueurs de campagne avec celles des centrales américaines de même type ne se fait pas à l’avantage d’EDF. En effet, d’après les résultats d’une étude faite sur le fonctionnement des centrales américaines en 2001, les longueurs de campagne sont supérieures, avec une durée moyenne de 18 mois pour 90 % du parc REP et de 24 mois pour quelques tranches REP.

On comprend donc qu’EDF se soit fixé comme objectif à moyen terme de passer à 14 mois pour les paliers CP1/CP2 dans le cadre du programme Parité MOX, qui vise à démontrer la capacité des combustibles MOX à atteindre les taux de combustion des combustibles UOX. Pour les paliers CP0 et N4, l’objectif est de passer à 16 mois, le palier 1 300 MW devant atteindre 18 mois.

3.2. L’organisation d’EDF pour la gestion de la durée de vie

C’est en 1985 qu’EDF a lancé un « projet durée de vie ». Entre 1985 et 1993, des études opérationnelles ont été réalisées dans plusieurs directions. Après une sélection à dire d’experts, 18 composants sensibles ont été analysés. Une synthèse des connaissances a été réalisée sur les mécanismes de vieillissement. Certains composants déposés à Chooz et à Dampierre ont été expertisés afin d’identifier les mécanismes de vieillissement et leur cinétique. Les principales zones d’incertitude ont été identifiées. Enfin, une première approche de préconisations a été définie pour les pratiques d’exploitation, les études et les expertises complémentaires.

Le coût total des études liées au « projet durée de vie » sur la période 1985-1993 est estimé à 65 millions E.

Entre 1993 et 1996, un approfondissement des conclusions de 1993 a conduit à leur confirmation. Des réflexions complémentaires ont été réalisées pour l’organisation à créer au sein d’EDF, tandis qu’une démarche d’anticipation fondée sur les analyses de risques a été mise en place.

La période 1996 à 2001 s’est traduite par une mise en œuvre des préconisations de 1993. EDF s’est aussi attachée à approfondir ses connaissances du vieillissement, en assurant une veille technologique des 67 réacteurs les plus âgés dans le monde et en capitalisant les résultats du retour d’expérience. Au plan organisationnel, EDF s’est efforcé de mieux intégrer les actions « durée de vie » dans l’exploitation quotidienne et a créé le programme « durée de vie ».

Au cours de la période 2001/2002, EDF s’est focalisée sur les dix premiers mécanismes de vieillissement et sur l’élaboration d’une méthode exhaustive, traçable et reconnue au plan international, permettant de justifier la maîtrise du vieillissement pour une durée de vie d’au moins 40 ans.

Le coût des projets en cours liés à la maîtrise du vieillissement est évalué par EDF à 29 millions E pour l’année 2003.

A la lumière d’exemples étrangers, on peut toutefois remarquer que la sensibilisation des personnels à l’importance de la durée de vie pourrait être encore plus intense, en utilisant d’autres approches.

A Olkiluoto, en Finlande, où les opérations de gestion de la durée de vie ont été programmées sur une durée de 10 ans, avec une mise à jour annuelle, des responsables de cette gestion ont été nommés dans chaque unité, dans chaque zone technique et dans chaque groupe de composants, des groupes techniques ayant été également constitués en tant que de besoin. Les buts de la modernisation permanente sont d’augmenter la sûreté et les performances de la centrale, d’étendre sa durée de vie, mais aussi de maintenir et de renforcer la motivation et l’expertise des équipes d’exploitation, ce qui suppose de leur assigner des objectifs ambitieux82.

Autre dimension spécifiquement prise en compte en Finlande, la question du transfert de compétences est considérée par FORTUM comme d’une particulière importance pour atteindre l’objectif d’une durée de vie de 50 ans de ses réacteurs de Loviisa. A cet égard, un programme de gestion à long terme des ressources humaines a été mis en place avec, comme priorité, la transmission des compétences d’une génération à une autre, dans la mesure où l’exploitation sur 50 ans fera nécessairement se succéder deux générations différentes de chercheurs, d’ingénieurs et de techniciens de conception et d’exploitation.

En réalité, on peut se demander si la qualité de l’organisation interne d’une centrale et la motivation du personnel n’acquièrent pas une importance décisive dans le domaine de la gestion globale de la performance et donc de la durée de vie.

3.3. Le facteur humain, paramètre clé de la durée de vie d’une installation

Les différents réacteurs d’un vaste parc électronucléaire comme celui d’EDF présentent des performances très variables. Bien entendu, d’une année sur l’autre, un même réacteur pourra enregistrer un niveau de production différent, du fait qu’il aura ou non subi un arrêt de tranche recharge du combustible, un grand carénage de visite décennale ou des arrêts non programmés pour maintenance ou pour d’autres raisons.

Les réacteurs des paliers 900 MW, 1 300 MW ou N4 présentent des performances différentes du fait de leur conception, de leurs combustibles ou de leur mode d’utilisation.

Au sein d’un même palier, les performances peuvent aussi être très différentes d’une centrale à une autre.

A cet égard, on peut même parler de centrales voire de réacteurs mal nés. Dans ce cas, il est fréquent de constater que, plus qu’à des dysfonctionnements d’équipements matériels, les difficultés sont dues à des problèmes récurrents d’organisation ou à un climat social dégradé. Ce fut le cas de la centrale de Dampierre dont l’autorité de sûreté a été proche de suspendre purement et simplement l’exploitation tant les problèmes humains y étaient nombreux et handicapants.

Autre domaine où l’organisation joue un rôle important, les arrêts de tranche obéissent, semble-t-il, à des spécificités particulières en France qui ont pour conséquence leur durée inhabituelle, en moyenne 40 jours, contre 16 en Finlande et 24 en Suède.

Le suivi de charge, qui est une spécificité du parc électronucléaire français, n’est donc pas le seul facteur tirant vers le bas le coefficient de capacité Kp et diminuant la performance économique des réacteurs d’EDF. (voir figure 6)

L’importance du parc électronucléaire d’EDF, 58 réacteurs, est souvent mise en avant pour expliquer cette longueur inhabituelle. Les intervenants et les entreprises prestataires de services lors d’un arrêt de tranche réalisé par EDF sont multiples, ce qui peut allonger les délais. Mais la situation est pire aux États-Unis, avec un parc de 103 réacteurs dispersés sur un vaste territoire et où, du fait des pics de consommation en hiver et en été, les arrêts de tranches se concentrent sur le printemps. Or la durée moyenne des arrêts de tranche y est inférieure de 20 %.

Au final, on peut se demander s’il ne conviendrait pas, à la fois pour maximiser la durée de vie des réacteurs et pour augmenter la performance économique globale du parc, qu’EDF s’attache à développer la motivation de ses équipes en restaurant l’impératif économique et en fixant des objectifs de production à court et à long terme. Ces objectifs pourraient être l’augmentation de la disponibilité du réacteur et la diminution de la durée des arrêts de tranche.

Que l’on se place sous l’angle des intérêts de l’économie tout entière ou sous celui de l’entreprise elle-même, l’amélioration des performances du parc EDF constitue sans aucun doute une priorité.

En termes d’optimum macroéconomique, il est évidemment souhaitable de tirer le meilleur parti du parc installé, en produisant le MWh le moins cher possible.

En terme d’optimum microéconomique, il est évidemment capital qu’EDF abaisse encore ses prix de revient afin d’augmenter ses marges ou ses débouchés.

Dans ces conditions, le renforcement de la capacité des interconnexions avec les pays limitrophes de la France est sans aucun doute une priorité.

4. La pérennité du secteur nucléaire, une responsabilité collective

Le maintien des compétences et la pérennité du tissu industriel du secteur nucléaire sont deux conditions évidentes et essentielles à une bonne gestion du vieillissement des centrales nucléaires et à la prolongation éventuelle de leur durée de vie.

Les organisations internationales du nucléaire que sont l’AIEA et l’AEN OCDE, qui accordent une grande importance à ces questions, émettent la crainte que le secteur nucléaire rencontre des difficultés à pallier les départs en retraite des générations qui ont construit les parcs actuels et à maintenir un volume de commandes suffisant pour garder en activité les constructeurs et les entreprises de service indispensables.

Le pessimisme des organisations internationales n’est pas partagé par tous au vu des informations collectées en Finlande, Suède, Allemagne, aux États-Unis et même en France, informations qui témoignent d’une grande variété d’opinions sur ce sujet. Pour certains, les menaces sur la pérennité des compétences et du tissu industriel sont telles que seule la perspective de construction de nouveaux réacteurs est de nature à prévenir l’effondrement du secteur. Pour d’autres, au contraire, la prolongation de la durée de vie des réacteurs, en générant des bénéfices considérables, est, en soi, suffisante pour recruter les spécialistes et pérenniser les entreprises, à condition bien sûr que les conditions de rémunération consenties par l’industrie et les exploitants soient suffisamment attractives.

En tout état de cause, non seulement les points de vue sont divergents mais l’organisation adoptée pour traiter ces questions n’est pas identique d’un pays à l’autre.

S’agissant de la France, si la prise de conscience des nécessités par EDF et Framatome ANP semble dans l’ensemble satisfaisante, l’autorité de sûreté pourrait sans doute donner davantage d’impulsions dans ce domaine.

En outre, les formations de tous niveaux aux métiers de la gestion du risque et de la maintenance devraient être reconnues et développées du fait de leur importance pour l’avenir des installations industrielles et des débouchés qu’elles offrent à l’emploi.

4.1. Une préoccupation plus ou moins importante selon les pays

Les points de vue sur le maintien des compétences sont extrêmement variables selon les pays. Certains mettent l’accent sur l’organisation interne des exploitants. D’autres sont préoccupés par le maintien des compétences de l’autorité de sûreté elle-même.

Pour l’autorité de sûreté de Finlande, STUK, l’un des domaines les plus importants de la gestion de la durée de vie des centrales est celui du maintien des compétences et des savoir-faire des exploitants. Ceci oblige en conséquence à accorder la plus grande importance à l’entraînement des personnels, à l’amélioration des procédures d’exploitation, à l’actualisation permanente de la documentation relative à la centrale et au contrôle de la pérennité des compétences pour les composants critiques.

Il est intéressant de constater l’impact de la relance du nucléaire dans ce pays sur l’attractivité des carrières proposées par le secteur.

Après la décision du 24 mai 2002 de construire un 5ème réacteur, le nombre d’étudiants s’inscrivant dans les deux cursus de techniques nucléaires proposés en Finlande, qui était auparavant de 40 par an, a brutalement augmenté. Par ailleurs, la compagnie TVO qui a bénéficié de la décision de principe de construire ce nouveau réacteur, a reçu plus de 600 candidatures pour participer à la réalisation de ce projet.

En Suède, le projet d’abandon du nucléaire voté en 1980 est parallèle à l’assèchement certain des vocations pour cette industrie, même s’il a été remis en cause en 1997. Originalité considérable par rapport à la situation française, l’autorité de sûreté nucléaire SKI est en charge de la surveillance des formations aux techniques nucléaires. Elle y consacre de nombreux efforts, dans le cadre d’une coopération trilatérale entre l’État, les universités et les centres de recherche et les exploitants84.

Actuellement, il est manifeste que les jeunes étudiants suédois sont peu nombreux à vouloir « embarquer » dans le nucléaire, par comparaison avec les années 1980. Différents cours continuent toutefois d’être proposés aux étudiants de KTH, en particulier sur l’ingénierie nucléaire, la sûreté des réacteurs, l’analyse probabiliste de sûreté85. Enfin, une activité de recherche importante sur la sûreté des réacteurs est maintenue au KTH grâce aux subventions de SKI et des exploitants nucléaires. Traitant régulièrement cette question dans son rapport d’activité au Gouvernement, SKI estime que « il est indispensable que le Gouvernement signale clairement qu’il y a un avenir pour le nucléaire ».

Privée de commandes depuis 1985, date de mise en service du plus récent réacteur suédois, l’industrie nucléaire suédoise a subi l’absorption d’ASEAN par Brown Boveri pour former le groupe ABB, celle de Combustion Engineering par Westinghouse qui a aussi absorbé quelques années plus tard le département nucléaire d’ABB. Il reste actuellement en Suède une équipe d’ingénieurs de Westinghouse spécialisée dans la rénovation de centrales ainsi qu’une usine de fabrication de combustible. Une des missions de SKI est d’assurer un niveau d’activité suffisant aux consultants.

Par ailleurs, SKI s’interroge sur les conditions de sa propre pérennité. Malgré la possibilité qui lui est donnée de fixer librement les rémunérations de ses employés, SKI pourrait en effet à l’avenir ne pas pouvoir suivre la concurrence forte des producteurs d’électricité pour le recrutement de spécialistes du nucléaire. En l’occurrence, il serait dramatique que l’autorité de sûreté ne parvienne plus à recruter les personnels hautement spécialisés et compétents, dont le rôle est critique pour l’avenir du nucléaire. Le gouvernement suédois devra, en conséquence, veiller à ne pas diminuer voire à augmenter la taxe sur le kWh qui alimente son budget.

Familiers des politiques de « stop and go », les États-Unis bénéficient d’une main-d’œuvre dont la mobilité est importante tant sur le plan géographique que sectoriel.

Au début des années 1990, la NRC avait noté un déclin des compétences nucléaires aux États-Unis, sans toutefois s’alarmer particulièrement, dans la mesure où les laboratoires nationaux du Département de l’Énergie (DOE) ainsi que la Navy constituent des réservoirs de spécialistes qui peuvent aisément être redéployés vers l’industrie.

La NRC considère par ailleurs que la prolongation de licence, en générant un retour sur investissement rapide, a créé un vrai marché du travail et pérennisé le tissu industriel. Il est incontestable à cet égard que les investissements de modernisation ont permis à General Electric et Framatome ANP de conserver une activité nucléaire, alors que ces entreprises auraient été tentées de se retirer du marché. La NRC estime ainsi que les investissements nécessaires pour obtenir une licence de 20 années supplémentaires pour plus de quatre-vingt-dix réacteurs représentent un volume de chiffre d’affaires très largement supérieur à celui généré par la construction d’une tranche même de deux ou trois. Autre avantage, le renouvellement de licence rend obligatoire le transfert des compétences d’une génération à une autre.

S’attaquant à ce qu’elle considère pour sa part comme le cœur du problème, à savoir les compétences initiales, l’association professionnelle NEI (Nuclear Energy Institute) a lancé avec succès dans les années 1990 une action visant à soutenir les formations technologiques et universitaires relatives aux métiers du nucléaire.

4.2. La vision de l’autorité de sûreté pour la situation française

L’autorité de sûreté française considère que le maintien des compétences nucléaires, une question prioritaire pour la sûreté, doit être traitée à plusieurs niveaux.

En premier lieu, EDF devra veiller à la transmission de la mémoire de ses installations et à disposer des compétences techniques nécessaires à la réparation de composants qui ne sont plus fabriqués, en particulier lorsque leur technologie est obsolète.

Contrairement à son homologue suédois, l’autorité de sûreté française estime qu’il n’entre pas dans ses missions de mettre en place un marché pérenne de sous-traitants pour le nucléaire. En réalité, selon l’autorité de sûreté, l’insuffisance de sous-traitance est toute relative. En effet, il a été possible à EDF d’étaler la charge de travail des arrêts de tranche de manière à disposer de l’aide attendue. Au reste, la nouvelle politique du combustible devait renforcer les possibilités d’étalement, en permettant d’allonger les campagnes et de diminuer la durée des arrêts de tranche.

Quoi qu’il en soit, dans le cadre de ses demandes d’autorisation de fonctionnement au-delà de 30 ans, EDF devra exposer en détail son organisation.

S’agissant des compétences, le vieillissement des effectifs employés dans le parc nucléaire posera des problèmes de recrutement spécifiques à certains métiers et un problème général de gestion des départs en retraite des personnels d’exploitation, sur lequel EDF a heureusement lancé une réflexion au niveau stratégique.

Un problème identique se pose pour l’autorité de sûreté et son appui technique.

Dans certains pays, notamment au Royaume Uni, il serait actuellement impossible à l’autorité de sûreté d’instruire des demandes d’autorisation de création d’installations nucléaires, du fait d’une perte de compétences.

En tout état de cause, la question doit être posée du renforcement et de la pérennité de l’autorité de sûreté nucléaire qui comprend un échelon national et des échelons régionaux avec les divisions nucléaires des DRIRE (Directions régionales de l’industrie, de la recherche et de l’environnement).

Décidées après la catastrophe d’AZF à Toulouse, les augmentations des effectifs des DRIRE pour l’inspection des installations classées pour l’environnement ne concernent pas l’autorité de sûreté nucléaire. En revanche, un doublement de ses effectifs a été décidé par le Gouvernement de Lionel Jospin pour lui permettre de prendre en charge ses nouvelles tâches de radioprotection et de contrôle des matériels à usage médical.

Sur l’EPR, les travaux de la DSIN puis de la DGSNR et de son appui technique l’IPSN, devenu l’IRSN, ont commencé depuis plus de dix ans, les études ayant commencé en 1991 au niveau français puis en 1993 aux deux niveaux français et allemand.

Ce travail a été conduit par la 2ème et la 5ème sous direction de la DGSNR, avec leurs effectifs courants. L’activité relative à la prolongation de la durée de vie est également une activité courante. Le parc électronucléaire comptant 58 réacteurs et subissant par définition une visite décennale tous les 10 ans, l’autorité de sûreté doit gérer environ 6 visites décennales par an avec les réexamens de sûreté. Les tâches correspondantes sont assumées en continu, avec un réexamen étant toujours en cours, précédé et suivi d’un autre. Si un site nucléaire particulier n’est concerné par les visites décennales que tous les dix ans, l’autorité de sûreté nucléaire est en permanence mobilisée sur une visite décennale, dont chacune a d’ailleurs ses spécificités.

Dans l’hypothèse où pour la construction d’un nouveau réacteur en France, il serait nécessaire d’ouvrir un appel d’offres, l’autorité de sûreté ferait appel au concours de ses homologues étrangers.

4.3. La question des formations aux métiers utilisés dans le nucléaire

D’ici à 2015, 45 % des personnels employés par EDF dans ses centrales nucléaires devront être remplacés du fait de leur départ à la retraite. D’ici à 2010, 1 000 à 1 200 personnes de l’ingénierie d’EDF partiront à la retraite.

La pérennité du parc électronucléaire français à l’horizon de 40 à 60 années de fonctionnement suppose donc un transfert de compétences de la génération des constructeurs du parc à la suivante. L’évolution des effectifs des formations initiales au cours du temps a donc une importance. Mais les capacités de recrutement des entreprises joueront également un rôle clé.

S’agissant des formations d’ingénieurs nucléaires proprement dites, le nombre de diplômés en génie atomique de l’Institut national des sciences et techniques nucléaires (INSTN) a été divisé par deux entre 1998 et 2002. La désaffection des études scientifiques à l’université ne concerne pas les formations d’ingénieurs, grâce à l’attractivité des écoles d’ingénieurs. Si l’on constate une baisse du nombre des diplômés d’une école prestigieuse comme l’école centrale de Paris s’orientant vers le secteur nucléaire, c’est que les autres industries sont préférées par les jeunes ingénieurs. Les perspectives d’avenir d’une industrie jouent sans aucun doute un rôle dans le choix d’un premier emploi, avec les niveaux de rémunération, les deux facteurs étant liés.

Mais l’industrie nucléaire étant une industrie pluridisciplinaire, le recul des effectifs des formations initiales spécialisées dans le nucléaire n’a pas de conséquence grave si la spécialisation peut s’effectuer dans les entreprises, grâce à une formation interne de qualité. Pour la technicité de l’industrie nucléaire, il est capital qu’une activité soutenue continue de se dérouler dans les laboratoires où les jeunes ingénieurs peuvent acquérir une formation de pointe par la recherche.

Pour les autres types de formation, on observe de réelles difficultés pour remplir les promotions, difficultés aggravées au final par la faible capacité de nombreuses entreprises petites ou moyennes à former leur personnel. Par exemple, le recrutement d’étudiants en BTS de radioprotection ne s’effectue pas au maximum des possibilités de formation, en dépit des débouchés. La situation est en réalité générale pour un grand nombre de métiers technico-scientifiques dans les qualifications techniques des CAP, BEP, BTS voire DUT. On observe en effet une grande désaffection pour les « métiers du réel »86. Les problèmes de pérennité des compétences pourraient être les plus importants dans les métiers de la maintenance et des spécialités techniques indispensables au fonctionnement des centrales nucléaires

En conséquence, une filière de formation spécifique devrait être créée pour la gestion des risques et de la maintenance. Bien entendu, le système éducatif français délivre plus de 50 000 diplômes par an, allant du mastère au BEP, avec des spécialisations maintenance. Mais faute d’une filière « risque et maintenance » qui devrait être reconnue comme discipline de recherche par l’éducation nationale, l’enseignement des risques et de la maintenance est assuré en tant que sous-chapitre d’autres enseignements, ce qui conduit à une insuffisance de la formation.

4.4. Les recrutements dans le nucléaire

La plupart des intervenants du nucléaire en France ne rencontrent pas de difficultés particulières de recrutement.

Framatome ANP a dans les années récentes rajeuni sans difficulté la pyramide des âges de ses ingénieurs. Dans le même but, entre 1998 et 2001, le CEA a procédé à trois mille recrutements, sans rencontrer d’autre difficulté que celle d’assurer la formation en interne.

Pour EDF, le vrai problème n’est pas tant celui des départs en retraite que celui de la gestion des embauches, qui nécessite une vision prospective. Pour certaines qualifications dont les besoins sont constants comme pour les opérateurs de conduite, le problème à résoudre est celui du volume de formation. Pour d’autres qualifications, la difficulté est de garder des compétences sur des technologies obsolètes pour lesquelles il n’existe plus de formation dans le système scolaire et universitaire. Pour assurer la formation interne, qui revêt dans ces conditions la plus haute importance, EDF a notamment mis en place des pépinières et recourt au compagnonnage. Enfin, le plus difficile est d’assurer le maintien de compétences pointues sur l’histoire ancienne ou récente des installations87.

Par ailleurs, l’industrie dans son ensemble devrait s’attaquer enfin à l’amélioration des conditions d’emploi des employés de la maintenance. Dans les métiers de la maintenance, plus de 70 % des effectifs sont des ouvriers, les cadres ne représentant que 3 % des effectifs chez les donneurs d’ordre et 1,5 % chez les prestataires de service. Or la maintenance est un secteur où les risques de maladies professionnelles sont 7 à 10 fois plus importants que dans les autres métiers88. Ce sont à la fois la formation de base des exécutants et leur encadrement qui devraient être améliorés, la revalorisation des prestations fournies par les sous-traitants et les rémunérations de leurs employés étant évidemment la clé du problème.

4.5. Les entreprises sous-traitantes et les prestataires de service

La pérennité du tissu industriel semble, elle, poser un problème plus difficile.

Le groupe intersyndical de l’industrie nucléaire, qui rassemble plus de 200 entreprises employant 35 000 personnes pour un chiffre d’affaires de 3 milliards E environ, estime que le tissu industriel est actuellement fragile et vulnérable, pour deux raisons principales qui sont, d’une part, le manque de rentabilité et, d’autre part, un horizon incertain.

Deux problèmes doivent être traités avec attention : la pérennité de fabrications et de matériels et la pérennité des prestataires de service.

Ayant considérablement évolué entre le palier 900 MWe et les paliers suivants – 1 300 MWe et N4 –, le contrôle-commande fournit un bon exemple des difficultés liées à des durées de vie très étendues.

Le contrôle-commande des réacteurs 900 MWe fait largement appel à une technologie fondée sur une logique câblée et des relayages dont les taux de défaillance sont très faibles. Dans la perspective des troisièmes visites décennales, EDF estime ainsi qu’il sera possible d’amener ces systèmes à 40 ans et au-delà. Toutefois, la disponibilité de composants doit être assurée par la constitution de stocks stratégiques et par la mise en place de protocoles à long terme de partenariat avec les fabricants. De même, l’exploitant devrait s’assurer de la pérennité des compétences en interne et en externe.

Après la construction du palier 900 MWe, dont l’exemplaire le plus récent a été couplé au réseau en novembre 1987 à Chinon (B4), la numérisation s’est progressivement développée, en s’appliquant aux actuateurs et aux capteurs, puis aux automatismes de sauvegarde, de régulation et de protection et enfin aux dispositifs de commande. La maintenance et donc la maîtrise de millions de lignes de programme, des technologies en apparence plus modernes, posent en réalité le même problème de maintien des compétences en interne et en externe que celui de l’instrumentation analogique.

D’une manière générale, stocks stratégiques, maintien de compétences en interne sont des méthodes complétées par la diminution du recours à des technologies propriétaires et l’augmentation de la part de dispositifs standard disponibles sur le marché, quitte à en augmenter la fiabilité et la robustesse.

Mais la stratégie sans doute la plus importante devrait consister en la mise en place de contrats de pérennité avec les fournisseurs et avec les prestataires de service.

En première approximation, on peut considérer qu’un industriel est intéressé à maintenir une activité voire à la racheter à une autre entreprise, tant qu’il existe un marché. Mais aussi bien le constructeur que l’exploitant doivent être vigilants vis-à-vis de l’évolution de leurs fournisseurs, et être prêts, en cas de besoin, à racheter des technologies pour les faire vivre en interne.

La sous-traitance joue un rôle capital dans la maintenance des centrales nucléaires. La sous-traitance lors d’un arrêt de tranche représente un volume de 200 000 à 300 000 heures de travail. Selon EDF, la répartition entre les travaux réalisés en interne et ceux assumés par des prestataires est à peu près constante dans le temps, aucun transfert significatif n’étant réalisé dans la pratique89. Pour autant, comme on peut le constater en allant sur le terrain, le recours à la sous-traitance varie dans le temps et selon les centrales nucléaires. On estime que les salariés des sous-traitants de maintenance travaillant pour EDF sont au nombre de 25 000 personnes, réparties dans environ 1 000 entreprises.

EDF estime qu’elle n’a pas de difficulté à trouver une main-d’œuvre compétente chez ses sous-traitants, à condition d’opérer un lissage de ses besoins sur l’année. Pour une meilleure répartition de la charge de travail sur toute une année, une concertation devrait intervenir entre tous les industriels recourant aux prestations d’entreprise de maintenance sur un même bassin industriel90. Pourtant, nombreux sont les sous-traitants qui ne veulent plus avoir d’activité dans le nucléaire car les prix sont laminés par une concurrence sauvage91.

Or, que ce soit pour les fabricants de matériels soumis à l’obsolescence ou pour ses prestataires de service, l’objectif d’EDF de pousser ses centrales au maximum de leur durée de vie ne peut avoir une chance d’être atteint qu’à partir du moment où ses partenaires verront leur activité pérennisée.

Les principaux intervenants du nucléaire que sont Framatome ANP et EDF l’ont parfaitement compris en mettant en place différents mécanismes de coopération à long terme.

Il reste que pour sécuriser le secteur, les prestations des entreprises de maintenance et les conditions de travail et de rémunération des employés des sous-traitants devraient impérativement être revalorisées.

En l’espèce, ceci ne sera possible pour l’exploitant que s’il améliore ses performances économiques, en faisant fonctionner son parc électronucléaire avec une efficacité accrue.

VI.- Extension de la durée de vie et solution de remplacement, deux stratégies complémentaires

1. Les inconnues techniques, réglementaires et économiques du prolongement des réacteurs en service

Comme on l’a vu précédemment, EDF est confiant dans sa capacité à maîtriser les conséquences du vieillissement de ses réacteurs. Tant pour les composants, que pour la cuve et l’enceinte, une durée de vie de 50 ou 60 ans est envisagée par l’exploitant.

Des composants lourds sont remplaçables, comme les couvercles de cuve ou les générateurs de vapeur, qui ont fait l’objet d’opérations longues et coûteuses au cours de la dernière décennie. Les premiers générateurs de vapeur ont été remplacés en 1990 et les premiers couvercles l’ont été en 1994. Au début 2003, 27 réacteurs du palier 900 MWe sur un total de 34, avaient reçu un nouveau couvercle, deux changements supplémentaires ayant été prévus en 2004. 14 réacteurs du palier 1 300 MWe sur 20 réacteurs avaient également fait l’objet d’un remplacement, un remplacement étant encore prévu en 200392.

Des opérations de ce type occasionnent des coûts directs importants – le prix d’un générateur de vapeur est d’environ 15 millions $ et celui d’un couvercle de cuve de 4-5 millions $-. Mais les coûts d’installation sont du même ordre de grandeur93, à quoi il faut ajouter les pertes d’exploitation entraînées par l’arrêt du réacteur.

Il est évident que ces remplacements d’équipements importants ont, par leur poids, empêché le coût de production du MWh de baisser aussi vite que l’aurait permis l’amortissement dégressif de l’investissement initial.

Quoi qu’il en soit, il est évidemment impossible de prévoir si, à l’avenir, des opérations lourdes de ces types seront nécessaires ou non et à quel coût. Plus les réacteurs seront anciens, plus la probabilité de réparations importantes sera forte mais, une fois amorti, les fondamentaux d’un réacteur génèrent une marge d’exploitation importante qui permet de faire plus facilement face à des opérations de rénovation lourdes.

Mais un autre point clé doit être pris en compte, à savoir le référentiel de sûreté. Les centrales actuellement en fonctionnement seront en effet jugées vers 2015-2020 à l’aune des standards des réacteurs de nouvelle génération.

Les États-Unis ne font pas peser sur les exploitants d’autre obligation que celle de respecter les normes de sûreté initiales.

D’autres pays, au contraire, comme les pays européens, considèrent indispensable d’améliorer continûment la sûreté de l’ensemble du parc, au fur et à mesure des avancées du progrès technique. Pour pallier cette difficulté, la sûreté des centrales est améliorée à chaque visite décennale. Mais il existe des opérations d’amélioration physiquement impossibles à effectuer ou économiquement inenvisageables.

L’impact financier de ces améliorations de sûreté ne semble pas pour le moment disproportionné par rapport aux opérations de modernisation auxquelles les exploitants nucléaires consentent dans d’autres pays pour améliorer les performances des réacteurs.

On ne peut toutefois exclure qu’à l’avenir, les opérations de remplacement ou d’amélioration de la sûreté, ne s’avèrent onéreuses au point de menacer l’équilibre économique de l’exploitation de certains réacteurs.

2. Sans solution de remplacement rapidement disponible, l’inévitable obligation de prolonger les réacteurs au-delà du raisonnable

La durée de vie réelle des réacteurs électronucléaires est une décision qui dépendra au final de l’exploitant, à qu’il reviendra de concilier les exigences réglementaires et les impératifs économiques. Ainsi qu’il a été vu plus haut, il est acquis, au vu des positions de l’autorité de sûreté, que les décisions seront prises au cas par cas.

Le fond du problème est bien entendu la pyramide des âges très particulière du parc électronucléaire français (voir figure suivante). La diminution du parc électronucléaire d’EDF pourrait être aussi rapide que l’a été sa montée en puissance de 50 GWe entre 1980 et 1990. (voir figure 7)

Au vu de cette situation très particulière, il est indispensable d’étudier quelles seraient les durées de vie imposées au parc électronucléaire dans son ensemble, si aucune limitation technique, économique ou réglementaire ne pesait sur ce paramètre, dès lors que différents choix de politique énergétique économique seraient effectués.

Les différents scénarios de renouvellement du parc étudiés par EDF94 consistent à viser, à l’horizon 2050, un parc électronucléaire d’une taille plus ou moins importante, c’est-à-dire 40, 50 ou 60 GWe 95, 96. Pour fixer les ordres de grandeur, 60 GWe correspondent à 80 % de la consommation d’électricité en base attendue en 2020, 50 GWe correspondent à 66 % et 40 GWe à 55 %.

L’hypothèse commune aux différents scénarios étudiés est que la puissance disponible en centrales thermiques en base, actuellement de 60 GWe, devrait passer à 75 GWe en 2 050. L’hydraulique au fil de l’eau apporte actuellement une contribution de 5 GWe à la production en base, contribution qui se maintiendra sur la période étudiée.

Pourquoi avoir choisi, avec trois scénarios de 40, 50 ou 60 GWe de puissance nucléaire installée en 2050, un schéma de poursuite du nucléaire et non pas d’étudier au moins un cas d’abandon pur et simple du nucléaire ?97

D’une part la nécessité de maîtriser la facture énergétique et, d’autre part, les contraintes de la lutte contre l’effet de serre, obligent à conserver au moins une part significative de nucléaire en France.

C’est l’électricité nucléaire (113,8 Mtep en 2002) qui a permis à la France de faire passer son taux d’indépendance énergétique de 24 % en 1973 à 50,7 % en 2002, tout en ayant augmenté sa consommation d’énergie primaire de 50 % entre ces deux dates.

Par ailleurs, en raison des contraintes de la lutte contre l’effet de serre, il ne serait pas possible de remplacer la totalité des centrales nucléaires en fin de parcours par des centrales thermiques au gaz.

Selon ses engagements pris dans le cadre du protocole de Kyoto, la France devra ramener en 2010 l’ensemble de ses émissions de gaz à effet de serre98 (GES) au niveau de 1990. La crainte est réelle que l’essentiel des baisses envisageables aient déjà été obtenues dans l’industrie, l’énergie, l’agriculture et du traitement des déchets et que les baisses envisageables à l’avenir soient insuffisantes pour compenser la poursuite de la croissance des émissions dans les transports et le résidentiel-tertiaire.

Avec les hypothèses ainsi soulignées, l’analyse des résultats des scénarios présentés par EDF est pleine d’enseignement.

En tout état de cause, le scénario moyen, avec un objectif de 50 GW nucléaire en 2 050 avec un recours successif aux réacteurs disponibles en 2015 puis à ceux d’une génération ultérieure disponibles en 2035, permet d’identifier les paramètres critiques de la décision.

Dans ce scénario, si le renouvellement commence en 2020, il s’effectue, d’une part, à hauteur de 25 GW par des centrales thermiques à flamme du type cycle combiné à gaz et, d’autre part, à hauteur de 50 GW par des réacteurs nucléaires.

Entre 2020 et 2035, les réacteurs nucléaires de remplacement sont ceux de la Génération 2015, qui sont construits et mis en service industriel selon un rythme régulier entre 2020 et 2035, à hauteur de 25 GW. Puis, sur la période 2035-2050, les réacteurs de la génération 2 035 peuvent prendre le relais à hauteur de 25 GW.

Pour assurer la production d’électricité requise, le bouclage du système doit être assuré par la prolongation de la durée de vie des réacteurs actuellement en service. La durée de vie moyenne du parc actuel est alors poussée à 48 années.

Si le renouvellement est décalé de 5 ans et commence en 2025, alors entre 2025 et 2035, il apparaît nécessaire de construire et de mettre en service 15 GW de réacteurs de la génération 2015. La durée de vie des réacteurs en service doit alors être poussée à 52 ans.

Enfin, le fait de repousser le renouvellement à 2 035 a pour conséquence que la durée de vie des réacteurs actuellement en service doit être poussée à 59 ans99.

Le tableau suivant, établi par la DGEMP sur la base de l’analyse d’EDF, synthétise les conséquences en matière de durée de vie.

Période de renouvellement 2020-2050 2025-2055 2035-2055 Rythme de renouvellement 2 000 MWe/an 2000 MWe/an 3 000 MWe/an Durée de vie moyenne si capacité reconduite = 60 GWe 49 ans 54 ans 59 ans Durée de vie moyenne si capacité reconduite = 50 GWe 48 ans 52 ans 56 ans Durée de vie moyenne si capacité reconduite = 40 GWe 47 ans 50 ans 57 ans Les conclusions de l’étude d’EDF, reprise par la DGEMP, sont donc claires et difficilement contestables.

Sauf à prendre des risques considérables sur la durée de vie moyenne des réacteurs en service, il est indispensable que de nouveaux réacteurs entrent en fonctionnement, c’est-à-dire en service industriel, dès 2 020.

Le compte à rebours est alors clair.

Compte tenu d’une durée de construction de 5 ans environ, la construction de ces réacteurs devra donc commencer en 2015 au plus tard.

En 2015, une expérience significative, c’est-à-dire de 5 ans au minimum, devra donc avoir été acquise sur un démonstrateur-tête de série, afin que les inévitables défauts de mise au point ou les défauts de jeunesse aient été corrigés.

Le démonstrateur-tête de série devra donc entrer en service en 2010 au plus tard.

Cette date limite de 2010 pour l’entrée en service du démonstrateur-tête de série est en elle-même optimiste. En effet, elle a pour condition que les réacteurs du parc actuel puissent être prolongés à 48 ans en moyenne, ce qui n’est évidemment pas acquis.

Une dernière remarque doit être faite sur la portée des conclusions tirées par EDF et la DGEMP.

S’il s’agissait d’un parc industriel autre que nucléaire, les contraintes de la gestion de la durée de vie seraient exactement les mêmes.

Quel que soit le secteur considéré, si l’objectif est de ne pas abandonner totalement une filière industrielle donnée, des solutions de remplacement doivent toujours être disponibles en temps utile, sauf à devoir prendre le risque de devoir conduire les anciens équipements au terme ultime de leur possibilité d’exploitation.

De même, l’existence de générations successives d’équipements incorporant des technologies de plus en plus évoluées n’est pas spécifique au nucléaire mais générale dans l’industrie.

Enfin, quel que soit le secteur considéré, la question est toujours d’optimiser la transition entre des générations successives d’équipements, sur les plans matériels, humains et économiques.

3. Vers une gestion différentielle du parc électronucléaire d’EDF ?

Selon Framatome, les réacteurs des paliers 1 300 MWe et N4 ont les perspectives les plus favorables en termes de durée de vie. Bénéficiant de l’expérience acquise avec le palier 900 MWe, les matériels ont en effet été améliorés à la conception et au fur et à mesure de leur fonctionnant grâce au retour d’expérience.

Cette situation permet d’imaginer, en conséquence, une gestion différentielle du parc électronucléaire. Les réacteurs dont l’espérance de vie est la meilleure pourraient se voir affectés à la production en base. A l’inverse, les réacteurs les plus anciens se verraient affectés au suivi de charge.

Une telle option présenterait toutefois plusieurs inconvénients, dont l’importance fait question.

Le suivi de charge serait concentré sur les réacteurs dont le vieillissement est par hypothèse le plus avancé, ce qui risquerait de précipiter leur déclassement. Par ailleurs, le réseau de transport pourrait ne pas être adapté à une telle organisation, ce qui obligerait à des investissements complémentaires en lignes à très haute ou haute tension.

Ceci étant dit, les déclarations de M. François ROUSSELY, Président d’EDF, lors de l’audition publique organisée par vos Rapporteurs le 3 avril 2003, laissent entrevoir une gestion différenciée des différents types de tranches, qui pourrait se faire sur la base de différents critères desquels on ne peut exclure le suivi de charge.

S’exprimant sur le rythme souhaitable de renouvellement du parc électronucléaire d’EDF, M. François ROUSSELY déclarait en effet : « nous pourrons sélectionner les unités les plus robustes pour les conduire au-delà de 40 ans, voire de 50 ans ».

Chapitre 2 : l'epr et les autres réacreurs pour 2015, un lien entre les parcs d'aujourd'hui et de demain

I.- Les nouveaux réacteurs nucléaires : questions de noms et d’horizon

Alors que le secteur nucléaire bruisse de propositions pour le court terme et de projets pour le long terme, un foisonnement de vocables est apparu pour les désigner.

Comme dans toute situation de concurrence, la terminologie a une importance très grande en raison de ses connotations multiples, chaque appellation étant, en réalité, une arme de marketing industriel.

Ainsi pour les nouveaux types de réacteurs, le vocabulaire courant du secteur nucléaire distingue les réacteurs évolutionnaires des réacteurs révolutionnaires, les réacteurs à sûreté passive pour mieux les distinguer des réacteurs classiques ou bien encore les réacteurs de Génération III ou de Génération IV, avec une classe intermédiaire de réacteurs dits de Génération III+.

Si chacune de ces terminologies est utilisée dans la pratique, aucune d’entre elle n’a d’autre justification intellectuelle que de porter des préjugés favorables ou défavorables, d’où la nécessité d’utiliser des termes plus simples et, finalement, plus objectifs qui fait référence à des dates probables de mise en service.

1. Réacteurs évolutionnaires contre réacteurs révolutionnaires, une opposition en contradiction avec l’histoire et la technique

Les réacteurs évolutionnaires désignent les réacteurs dérivés des réacteurs actuellement en fonctionnement, conçus selon les mêmes principes et capitalisant dans leurs technologies l’expérience acquise pendant plusieurs dizaines d’années sur des nombres de réacteurs importants.

Par opposition, on désigne par réacteurs révolutionnaires, ceux qui, tout en continuant de mettre en œuvre des réactions de fission nucléaire, sont supposés en totale rupture par rapport aux réacteurs actuellement en service.

La connotation de cette terminologie est évidemment que les réacteurs évolutionnaires sont peu innovants par rapport aux réacteurs dits révolutionnaires. En réalité, il n’en est rien.

La plupart des réacteurs dits révolutionnaires, comme par exemple les réacteurs à haute température ou les réacteurs à neutrons rapides, ne sont que la reprise de concepts anciens, déjà expérimentés à l’état de pilote, voire même de démonstrateur, mais qui n’ont pu franchir cette barre pour des raisons économiques, comme les réacteurs à neutrons rapides, et même pour certains, comme les réacteurs à haute température, pour des raisons techniques.

En tout état de cause, nombreux sont les experts qui estiment que tous les concepts de réacteurs nucléaires ont été inventés dans les années 1950-1960100. Pour les réacteurs dits révolutionnaires, l’innovation viendra non pas des concepts, mais de la technologie moderne, dont on attend qu’elle puisse faire sauter les verrous techniques et économiques qui ont empêché tous les projets d’aboutir à ce jour.

2. Sûreté active et sûreté passive, deux concepts complémentaires et non pas exclusifs

Le marketing des constructeurs de réacteurs nucléaires a beaucoup utilisé, pendant plusieurs années, la terminologie de réacteurs à sûreté passive renforcée101.

L’idée à la base des dispositifs de sûreté passive est de faire prendre en charge d’importantes fonctions de sûreté des réacteurs par des dispositifs à la fois automatiques et mis en action par des forces naturelles : gravité, convection, différences de pression par exemple.

Ces dispositifs seraient censés constituer un progrès dans la mesure où l’intervention humaine n’étant pas nécessaire, les risques d’erreur seraient réduits, et où des sources externes d’énergie étant inutiles, la sûreté du réacteur serait assurée en toutes circonstances, y compris à la suite d’un incident ou d’un accident.

Grâce à leurs dispositifs de sûreté passive, les nouveaux réacteurs y recourant seraient en large progrès par rapport aux réacteurs actuels et constitueraient une sorte d’optimum ou de référence.

Un constructeur comme Westinghouse, qui a fait œuvre de pionnier avec son réacteur AP 600, continue de mettre en avant l’importance du recours qu’il fait aux dispositifs de sûreté passive.

Néanmoins, deux types de remarques sont faites à l’égard des réacteurs à sûreté passive.

En premier lieu, les points de vue sont divergents sur la possibilité réelle d’établir la fiabilité à long terme des dispositifs de sûreté passive.

Les autorités de sûreté de certains pays, dont la France, estiment que les démonstrations de sûreté pour des mécanismes devant fonctionner automatiquement à des échéances très éloignées seraient complexes à réaliser. A l’instar de la NRC américaine, l’autorité de sûreté finlandaise, STUK, considère, au contraire, que les mécanismes de sûreté passive présentent un intérêt certain de par leur simplicité et qu’en tout état de cause, la démonstration de leur fiabilité à long terme ne pose pas plus de difficultés que celle des dispositifs actifs102.

En second lieu, l’autosuffisance des dispositifs à sûreté passive fait débat.

Un industriel comme Framatome ANP qui propose le réacteur à eau bouillante à sûreté passive renforcée, le SWR 1000, fait remarquer que les dispositifs de sûreté passive ne représentent qu’une part réduite des équipements de sûreté – environ 20 % du coût total103. Par ailleurs, afin d’optimiser la sûreté, il est nécessaire, selon ce constructeur, de doubler les dispositifs de sûreté passive de dispositifs de sûreté active. C’est d’ailleurs pourquoi le réacteur SWR 1 000 bénéficie de fonctions passives qui sont « redondées » c’est-à-dire doublées par des dispositifs actifs déclenchés par une intervention humaine.

A l’inverse, les partisans de la sûreté passive considèrent que les dispositifs recourant aux forces naturelles – gravité, convection, différences de pression – suffisent pour prendre en charge la totalité des fonctions de sûreté.

Les projets de réacteurs à sûreté passive n’étant pas encore opérationnels, il semble difficile d’établir une typologie fondée sur les concepts de sûreté active ou passive.

3. La portée marketing de la terminologie Génération III, III+ et IV

La terminologie générationnelle pour désigner les nouveaux types de réacteurs résulte de l’initiative prise au début 2000 par le Département de l’Énergie (DOE) des États-Unis d’engager une réflexion internationale sur les réacteurs du futur à long terme.

Dans cette optique, le DOE a considéré que les premiers prototypes de réacteurs électrogènes à usage commercial font partie de la Génération I. appartiennent à cette première génération, les réacteurs comme le PWR (Pressurized Water Reactor) de Shippinport- 1 aux États-Unis, d’une puissance de 100 MWe, qui fut couplé au réseau en 1957 et déconnecté en 1974. On trouve également dans cette catégorie les réacteurs Magnox, encore en service au Royaume Uni, réacteurs de type graphite-gaz, utilisant le gaz carbonique CO2 comme caloporteur, l’uranium enrichi comme modérateur et comme combustible.

La Génération II désigne les réacteurs actuellement en service pour la production d’électricité. La filière prédominante est celle des réacteurs à eau légère, qui comprennent les réacteurs à eau pressurisée (PWR ou REP ou VVER) ou à eau bouillante (BWR – Boiling Water Reactor), qui utilisent l’eau pressurisée ou bouillante comme caloporteur, l’eau comme modérateur et l’uranium enrichi comme combustible.

On trouve également dans cette Génération II les réacteurs à eau lourde de type CANDU, recourant à l’eau lourde pressurisée comme caloporteur et comme modérateur, le combustible pouvant être de l’uranium naturel ou enrichi. On trouve enfin dans cette catégorie les réacteurs eau-graphite de type RBMK, refroidi à l’eau ordinaire bouillante, modérés au graphite et fonctionnant à l’uranium enrichi.

Pour le DOE, les réacteurs de la Génération III sont les réacteurs à eau bouillante ABWR de General Electric, le Système 80+ et l’AP 600 de Westinghouse encore à l’état de projet, ainsi que l’EPR, un autre projet de réacteur.

La Génération III+ désigne les réacteurs de conception évolutionnaire dont les performances économiques offriront un progrès important par rapport aux réacteurs de Génération III.

La Génération IV désigne, pour le DOE, les réacteurs qui, mis en service à partir de 2030, se caractériseront par des performances économiques nettement améliorées, une sûreté accrue, des déchets minimisés et une sécurité accrue vis-à-vis de la prolifération.

On voit que les jugements de valeur implicites de cette typologie sont nombreux.

En premier lieu, le DOE place dans la Génération III deux réacteurs dont l’un est déjà en fonctionnement, l’ABWR, et l’autre en cours de finalisation, l’EPR.

En second lieu, la Génération III+, censée se caractériser par des performances économiques en grand progrès, est essentiellement représentée pour le DOE par le réacteur AP 1 000 de Westinghouse, dont le stade de développement n’est pas plus avancé que l’EPR et dont les coûts de construction et de production sont très voisins, selon les informations actuelles.

En fait, pour de nombreux experts, tant le réacteur ABWR que l’EPR et l’AP 1 000 font incontestablement partie des réacteurs de la Génération III+, qui ont encore besoin de voir se construire un démonstrateur-tête de série pour prouver leurs avantages, qu’ils n’auront pas de mal à prouver par rapport à la Génération III, actuellement en service.

Enfin, les qualités des réacteurs de la Génération IV sont présupposées telles que les réacteurs actuellement en service seraient dépassés dans tous les compartiments de la performance, que ce soit pour les coûts de production, la sûreté et l’aval du cycle.

Finalement, les limites des différentes Générations de réacteurs sont contestables. Si l’on voulait absolument parler de générations de réacteurs, la solution esquissée le 11 février 2003 par le Dr LAAKSONEN, Directeur général de STUK, l’autorité de sûreté finlandaise, serait préférable104 :

Génération I : réacteurs électrogènes prototypes, quelle que soit la filière, construits dans les années 1950-1960

Génération II : premiers réacteurs commerciaux de production d’électricité, construits dans les années 1960

Génération III : réacteurs électrogènes commerciaux actuellement en service, construits entre le début des années 1970 et le milieu de la décennie 1 990

Génération III+ : réacteurs avancés, construits à partir des années 1990 ou prêts à être construit dans les dix ans

Génération IV : projets de réacteurs nécessitant un effort de R&D d’au moins deux décennies avant la construction d’un démonstrateur vers 2 030

4. Génération 2015 et Génération 2035, des nouveaux types de réacteurs bien distincts

En définitive, pour caractériser les nouveaux types de réacteurs, on utilisera la distinction la plus simple possible, qui ne peut être fondée que sur la chronologie.

On parlera ainsi de réacteurs de la Génération 2015 pour désigner les réacteurs qui pourront entrer en service commercial à cette date pour renouveler les parcs actuellement en service. De faible ampleur, la R&D à réaliser sur ces réacteurs porte essentiellement sur leur finalisation et sur des aspects liés à la réglementation. Les plus confirmés de ces réacteurs, comme l’ABWR, sont déjà en service. Les plus modernes, comme l’EPR ou l’AP 1000, devront avoir été testés à cette date sous la forme de démonstrateur-tête de série, avant de pouvoir être considérés comme des réacteurs commerciaux.

A l’inverse, on parlera de réacteurs de la Génération 2035, qui, reposant sur d’autres concepts ou d’autres systèmes de combustibles que ceux qui sont actuellement opérationnels, pourront, le cas échéant, constituer de nouvelles filières, sous réserve que les verrous technologiques actuellement recensés soient levés et que la démonstration de leur intérêt économique soit apportée.

II.- L’EPR, un projet de

réacteur plus sûr et plus performant que ses prédécesseurs

Bien que possédant sur son sol quatre des réacteurs les plus modernes du monde, les réacteurs dits du palier N4 de Chooz B1 et B2 et de Civaux 1 et 2, la France a mis en chantier au début des années 1990 et dans le cadre d’une coopération public privé et franco-allemande exemplaire, un projet de réacteur nucléaire intitulé EPR (European Pressurized Water Reactor), dont l’objectif a été de faire un saut qualitatif et quantitatif dans les performances de sûreté et d’exploitation105.

Selon ses créateurs, la conception du réacteur EPR lui garantit des performances améliorées dans tous les domaines, par rapport à tous les réacteurs actuellement en service en France et, disent-ils, aussi dans le monde.

1. Le N4, une série trop tardive ou une série prématurément close ?

La construction du parc électronucléaire actuellement en service en France s’est achevée par la construction de 4 tranches d’un nouveau palier, intitulé N4, qui ont rencontré des difficultés de mise au point et dont l’opportunité a été contestée par plusieurs types d’observateurs.

Pour quelles raisons ne peut-on aujourd’hui proposer à l’exportation le modèle de réacteur N4 et ne peut-on envisager le palier N4 comme base pour le renouvellement du parc électronucléaire d’EDF, lorsque les premiers réacteurs de 900 MWe, comme ceux de Fessenheim et de Bugey, atteindront leurs limites de fonctionnement ?

Les réacteurs du palier N4 ont été construits à partir de 1984 à Chooz B1, à partir de 1987 à Chooz B2, à partir de 1991 à Civaux 1 et à partir de 1993 à Civaux 2. Si les mises en service industriel ne sont intervenues qu’en 2000 à Chooz B1&2 et en 2002 à Civaux 1&2, c’est que la mise au point de ces réacteurs s’est révélée beaucoup plus longue que prévue.

De nombreuses difficultés de mise au point étant survenues sur les grappes de contrôle, sur le circuit de refroidissement du réacteur à l’arrêt, sur le contrôle commande entièrement numérisé et sur la turbine, les coûts d’investissement des réacteurs N4 ont augmenté d’une manière considérable. En effet, ces coûts comprennent non seulement les coûts d’ingénierie et de construction proprement dits mais aussi les intérêts intercalaires correspondant à la durée de financement supplémentaire des investissements et aux frais d’exploitation continuant de courir lorsque le réacteur ne produit pas.

Alors que les 4 réacteurs du palier N4 ont finalement atteint depuis 2002 leur vitesse de croisière, pourquoi ne pas tirer parti des dépenses engagées pour allonger la série de 4 réacteurs à l’exportation et sur le marché français ?

La raison essentielle est qu’en 1995, l’autorité de sûreté a signifié qu’au-delà des 4 tranches N4 de Chooz et de Civaux, le standard N4 n’était pas acceptable en terme de sûreté pour constituer le réacteur de remplacement du parc électronucléaire français106.

Selon la DGSNR, la solution N4 n’est pas acceptable parce que l’on peut faire mieux aujourd’hui. Cette situation est analogue à ce qu’on rencontre dans de nombreux domaines, par exemple dans l’automobile où il est permis de rouler avec les modèles existants sans « airbag », mais où il est interdit de commercialiser de nouveaux modèles « sans airbag ».

Autrement dit, l’autorité de sûreté nucléaire considère qu’il ne serait plus acceptable de construire des réacteurs N4, aujourd’hui et a fortiori dans la prochaine décennie dans la mesure où leur conception date du début des années 1980 et que, depuis lors, le référentiel de sûreté a évolué dans le sens d’une exigence accrue107.

2. Un processus de conception de l’EPR intégrant la sûreté et l’exploitation

Caractéristique fondamentale pour son avenir, le projet EPR présente la double originalité de résulter en grande partie d’une coopération franco-allemande et d’avoir été conçu selon une démarche coopérative rassemblant autorité de sûreté, constructeur et compagnies d’électricité.

L’EPR (European Pressurized water Reactor) est le fruit d’une coopération entamée au début des années 1990 non seulement par Framatome et Siemens, mais aussi par les autorités de sûreté française et allemande, coopération qui a aussi réuni les électriciens des deux pays : EDF, E.ON, EnBW et RWE Power.

Intégrant les enseignements des 1 000 années réacteurs d’expérience acquise avec les 58 tranches d’EDF108, l’EPR bénéficie tout particulièrement de l’expérience acquise avec les dernières générations de réacteurs construits en France (N4) et en Allemagne (Konvoi), mais innove par rapport à ces derniers.

Les efforts particuliers faits à l’exportation par Framatome pour le marché chinois (réacteurs de Ling Ao-1 & 2) et par Siemens KWU pour le marché brésilien (réacteur d’Angra-2) ont été intégrés, de même que les enseignements tirés des opérations de modernisation, réalisées ou en cours, pour les réacteurs de type VVER implantés en Europe de l’Est, notamment au niveau du contrôle-commande.

Enfin, les opérations d’allongement de la durée de vie et d’accroissement de la capacité réalisées sur certains réacteurs en service aux États-Unis ont livré des enseignements également pris en compte dans le projet EPR, les exigences de l’autorité de sûreté américaine ayant été également intégrées.

Le processus de coopération franco-allemande mérite, du fait de son originalité, d’être rappelé.

La coopération franco-allemande dans le domaine du nucléaire remonte aux années 1970, lors de la construction de la centrale de Fessenheim, avec la création de la commission transfrontalière. En 1989, une déclaration commune du ministre de l’industrie français et du ministre de l’environnement allemand (BMU), lors du sommet franco-allemand, a ouvert la voie à un renforcement de la coopération. Ultérieurement, cette coopération s’est notamment traduite par un accord de coopération entre l’IPSN et le GRS (Gesellschaft für Anlagen und Reaktorsicherheit), appuis techniques respectifs des autorités de sûreté nationales. En outre, en 1990, une commission commune fut créée intitulée DFD (Deutsch-Französischer Direktionausschuss).

En 1991, l’autorité de sûreté française a fixé les grandes lignes de sûreté pour les réacteurs à eau pressurisée de l’avenir. En 1993, après qu’une proposition commune d’objectifs de sûreté ait été faite par le Groupe Permanent Réacteurs (GPR) français et le RSK (Reaktor SicherheitsKommission) allemand, les autorités de sûreté française et allemande ont fait une « déclaration commune sur une approche de sûreté commune pour les futurs EPR », dont les objectifs ont conditionné la suite du projet. (voir tableau 14)

Jusqu’à la fin 1998, les appuis techniques français IPSN et allemand GRS ont procédé à un examen commun du dossier EPR, ce qui a conduit à des rapports communs, les groupes d’experts GPR et RSK ayant également émis des avis communs. Enfin, la DFD a émis une position et formulé des demandes communes au constructeur.

A la fin 1998, compte tenu de la décision allemande d’abandonner à terme le nucléaire, le ministère de l’environnement allemand s’est retiré de la commission commune DFD.

Depuis 1999, le GRS a toutefois continué de participer à des travaux communs avec l’IPSN. En invitant des experts allemands à participer aux travaux du Groupe Permanent Réacteurs, l’autorité de sûreté nucléaire française a également considéré nécessaire de travailler en coopération avec son homologue allemand. Toutefois, les demandes adressées au constructeur Framatome ANP n’ont plus émané que de la seule DGSNR.

Pour le projet EPR, la participation allemande continue de s’effectuer, mais au seul niveau d’experts et non pas des électriciens. Si le ministère de l’environnement allemand (BMU) a autorisé des experts allemands à participer au Groupe Permanent Réacteurs, c’est pour faire bénéficier la sûreté des réacteurs actuels des enseignements livrés par la mise au point de l’EPR.

En tout état de cause, la coopération franco-allemande sur l’EPR a eu l’avantage considérable de permettre de faire un pas en avant vers l’harmonisation des pratiques de sûreté.

Au reste la mise au point de l’EPR s’est faite avec un examen itératif de la conception et des exigences de sûreté formalisées en 1993, au fur et à mesure de leur développement. Cette démarche a notamment permis une identification précoce des choix de conception incompatibles avec les objectifs de sûreté. (voir tableau 15)

Les autorités de sûreté allemande et française ont pris position en 1995 sur l’avant-projet conceptuel. La Commission centrale des appareils à pression (CCAP) fit connaître ses règles techniques en octobre 1999. Un an plus tard, en octobre 2000, le Groupe Permanent Réacteurs adopta ses règles techniques, ce qui mit fin à la phase d’examen des options de sûreté. Étape ultérieure, les études de conception détaillées ont débuté en 2001 et leur examen de sûreté était en cours au début 2003.

Selon l’autorité de sûreté française, un important travail de recherche et développement ayant présidé à son conception, l’EPR constitue désormais une référence de comparaison pour les prochains réexamens de sûreté des réacteurs existants, l’autorité de sûreté considérant en effet que les options de sûreté présentées pour l’EPR sont globalement conformes aux objectifs édictés en 1993110.

Quoi qu’il en soit, la mise au point du projet EPR continue de se poursuivre. Les « Technical guidelines », qui sont une référence en matière de sûreté, ont été adoptées par le Groupe Permanent Réacteurs en octobre 2000. Les études détaillées ont commencé d’être examinées lors d’une réunion du Groupe Permanent Réacteurs à laquelle ont participé des experts allemands en 2002, une nouvelle réunion étant programmée pour la mi-2003.

En définitive, si la décision était prise de lancer la construction d’un EPR, l’exploitant devrait présenter une demande d’autorisation assortie d’un rapport préliminaire de sûreté à l’autorité de sûreté, le travail déjà effectué facilitant en tout état de cause la décision de cette dernière.

3. Des conditions d’exploitation et des caractéristiques de sûreté encore améliorées par rapport aux générations actuelles

Les caractéristiques techniques, les spécifications de sûreté et les performances économiques de sûreté de l’EPR, comparées à celles du N4, dernier réacteur construit en France, manifestent des avancées décisives.

Par rapport au réacteur N4, l’EPR se caractérise par de nombreux progrès permettant d’améliorer ses performances d’exploitation (voir tableau 16).

Pouvant aller de 1500 à 1600 MWe, la puissance de l’EPR est supérieure à celle du N4.

L’amélioration du rendement de l’EPR – 36 % – par rapport à celui du N4 – 34 % –, est obtenue grâce à une augmentation de la pression de la vapeur secondaire qui permet de meilleures performances de la turbine et donc un meilleur rendement global du réacteur.

Élément fondamental pour les exploitants, toutes dispositions sont prises pour que la disponibilité de l’EPR soit de 91 %, c’est-à-dire supérieure de 13 points au Kd du parc électronucléaire d’EDF depuis la mise en service industriel111.

A cette fin, les cycles d’exploitation sont de 18 mois. Sur une dizaine d’années, l’EPR devrait faire l’objet de 5 arrêts de tranches ou visites partielles en 16 jours et d’une visite décennale complète réalisée en 40 jours. Des marges sont prévues dans l’éventualité de prolongation d’arrêts et de travaux lourds comme le remplacement de générateurs de vapeur. (voir figure 8)

Amélioration considérable par rapport aux réacteurs actuellement en service, des opérations de maintenance préventive pourront être réalisées alors que le réacteur sera en marche, grâce à la présence de 4 trains d’auxiliaires de sauvegarde, de surcroît géographiquement bien séparés.

La centrale est également conçue de manière que le bâtiment réacteur soit accessible en marche 7 jours avant l’arrêt et 3 jours après, pour des opérations de maintenance. Favorisant une réduction des arrêts de tranche, ces améliorations sont complétées par d’autres, comme la mise rapide à l’arrêt à froid, le déchargement avancé du combustible grâce à un dimensionnement supérieur du système de refroidissement ou bien encore la réduction des essais physiques de redémarrage.

Autre aspect fondamental pour l’exploitant, la gestion du combustible est améliorée par rapport au palier N4. Le cœur de l’EPR comprendra 241 assemblages, contre 205 pour le N4, et sera muni d’un déflecteur lourd pour réduire encore les fuites neutroniques et diminuer la fluence de la cuve. Les types de gestion de cœur pourront en conséquence être de 12, 18 ou 22 pour le combustible UO2 enrichi à 4,95 %. Le taux de combustion pourra passer de 45 GWj/t à 60 GWj/t, ce qui entraînera une économie de combustible de l’ordre de 7 %. Une gestion à 18 mois sera également possible avec des assemblages MOX représentant 30 % du total, la part du MOX actuel ou futur pouvant, le cas échéant, monter à 50 %.

La durée de vie de conception de l’EPR est de 60 ans contre 40 ans pour le palier N4, essentiellement grâce à une diminution de la fluence de la cuve et à la pose d’une peau composite partielle voire d’une peau métallique sur l’enceinte intérieure de confinement.

En matière de sûreté, les avancées de l’EPR sont déterminantes.

La première avancée de l’EPR en matière de sûreté est de mettre en œuvre une prévention renforcée des accidents de fusion du cœur.

Différentes dispositions techniques prises à cet effet permettent une réduction de la probabilité des événements initiateurs d’origine interne. Une augmentation de l’inventaire en eau du circuit primaire est une garantie de pouvoir maintenir plus sûrement le réacteur dans ses limites de fonctionnement.

La fiabilité des systèmes de sauvegarde est accrue, en faisant appel à davantage de systèmes redondants – 4 trains de systèmes de sauvegarde112 –, de technologies diversifiées dans toute la mesure du possible, et séparés – les différents trains, situés dans des bâtiments différents, sont séparés géographiquement –. En particulier, les bâtiments 1 et 4 des auxiliaires de sauvegarde sont séparés géographiquement, tandis que les bâtiments 2 et 3 des auxiliaires de sauvegarde sont protégés par une coque en béton armé. Par ailleurs, le bâtiment du turboalternateur est situé radialement par rapport au bâtiment réacteur, ce qui protège celui-ci de tout accident de type perte d’ailette survenant sur la turbine.

Ainsi des causes internes ou externes, par exemple l’incendie, l’inondation, un choc extérieur, ne peuvent entraîner une défaillance de mode commun des systèmes de sauvegarde.

Autre sécurité, le bâtiment des combustibles est lui aussi protégé par une coque en béton armé.

Une autre importante caractéristique technique de l’EPR est d’être une installation très massive, ce qui garantit sa stabilité aux séismes et aux chocs de toute nature. L’ensemble des bâtiments de la centrale ont une tenue au séisme renforcée. Autre avancée, le bâtiment réacteur de l’EPR, très massif, possède une très forte inertie intrinsèque, inertie encore accrue par sa liaison avec les quatre autres bâtiments qui forment quatre véritables pieds, ce qui supprime la possibilité d’un basculement du bâtiment réacteur en cas de choc externe.

Enfin un effort particulier est fait pour prévenir les risques d’erreur humaine, grâce à une simplification de la conduite, une automatisation de nombreuses fonctions et une qualité accrue de l’interface homme machine.

Au final, la probabilité de fusion du cœur est ainsi de 3,6.10-7/réacteur.an, hors agressions, soit un progrès d’un facteur 15 par rapport au palier N4. Toutes agressions internes prises en compte, elle est égale à 10-6/réacteur.an et à 10-5/réacteur.an en incluant les agressions externes.

Autre ligne de défense, la protection contre les conséquences d’un accident grave, s’il s’en produisait malgré les mesures de prévention renforcées, est elle aussi améliorée. Un dispositif spécifique dit « core catcher » permet la récupération du cœur en cas de fusion dans un dispositif spécial, de manière à protéger le béton. Enfin, les risques d’explosion de l’hydrogène qui serait formé en raison des très hautes températures correspondant à la fusion, sont évités grâce à l’implantation de recombineurs.

Par ailleurs, la double enceinte est calculée de manière à être plus résistante que celles de la génération précédente. Le confinement qu’elle permet est amélioré, de même que la ventilation et la filtration. En outre, un nouveau système d’évacuation de la chaleur de l’enceinte est mis en place, ainsi qu’un réservoir d’eau intérieur à l’enceinte.

En définitive, tout en faisant en sorte que la probabilité de fusion du cœur soit plus faible, des dispositions sont prises pour qu’aucune fuite, aucun rejet, aucune émission de radioéléments ne se produise en dehors de la centrale dans n’importe quelle circonstance, y compris celle d’un accident grave.

La protection contre les agressions externes est prise en compte d’une manière approfondie par Framatome ANP et par EDF. Le niveau de séisme étant calé à 0,25 g, un radier unique devrait permettre de mieux faire face à ce type d’événement.

La chute d’un avion militaire a été prise en compte dans le dimensionnement de l’enceinte et dans la bunkerisation du bâtiment réacteur, du bâtiment combustible et de deux bâtiments des auxiliaires de sauvegarde. Afin de prendre en compte le cas de la chute d’un avion de ligne sur la centrale, EDF, qui souligne la séparation géographique des différents bâtiments, renforcera dans une certaine mesure les bâtiments à double enceinte et prendra des dispositions pour éviter la propagation de feux de grande ampleur à l’intérieur des bâtiments restants de l’îlot nucléaire.

Sur le plan environnemental, les performances de l’EPR sont également améliorées. Le confinement est mieux assuré, de même que la ventilation et la filtration. Les ressources en uranium sont mieux utilisées, dans la mesure où la consommation est abaissée de 17 % par MWh produit.

La teneur de combustibles usés en actinides est également diminuée de 15 % par MWh, ce qui a pour conséquence de réduire le volume des déchets de haute activité et à vie longue.

L’augmentation du taux de combustion permet de réduire le volume des déchets, dans la mesure où les quantités de déchets liées aux combustibles et aux opérations de chargement/déchargement sont diminuées d’autant. De même la durée de vie de conception étant fixée à 60 ans contre 40 ans pour le N4, on peut anticiper une réduction des déchets correspondant aux composants contaminés et remplacés pour pouvoir prolonger l’exploitation, comme par exemple les générateurs de vapeur.

La conception de l’EPR permet enfin une réduction de l’irradiation du personnel, la dose collective du personnel étant réduite d’un facteur 2,5 (0,5 homme x sievert par réacteur et par an contre 1 homme x sievert observé actuellement en moyenne dans les pays occidentaux).

4. Un coût de production du MWh prévu pour être inférieur à ceux du N4 et du cycle combiné à gaz

Plusieurs études, provenant de différentes sources, permettent d’évaluer la compétitivité de l’EPR.

Framatome ANP a présenté à vos Rapporteurs deux comparaisons, l’une avec le N4 et l’autre avec le cycle combiné à gaz, reposant pour la première sur les données de la DGEMP et la seconde sur une comparaison faite par la Finlande113.

Explicitant mieux certaines données fondamentales du problème, comme le nombre de réacteurs construits, EDF produit ses propres évaluations, dont les résultats sont convergents avec ceux de Framatome ANP114.

Pour Framatome ANP, les nouveaux dispositifs de sûreté de l’EPR ont évidemment un coût, en particulier le récupérateur de corium. Mais l’alourdissement des coûts correspondant à une sûreté renforcée sera, selon le constructeur et EDF, plus que compensé par l’amélioration des performances, qui est assurée par la hausse du rendement, l’augmentation des taux de combustion, la réduction de la durée des arrêts pour rechargement, la simplification de la maintenance. Un facteur déterminant est la durée de construction réduite à 57 mois115.

Enfin, la durée de vie de conception est de 60 ans contre 40 ans pour le N4.

Au total, selon Framatome ANP, le coût de production du MWh de l’EPR devrait être inférieur de 10 % à celui du N4.

L’analyse de compétitivité de l’EPR par rapport au cycle combiné à gaz, effectuée par AREVA, retient comme base le questionnaire DGEMP du ministère de l’industrie de 2002116.

Les résultats de la comparaison sont indiqués dans le tableau suivant.

Le coût de l’électricité produite avec l’EPR est inférieur d’environ 20 % à celui de l’électricité produite avec un cycle combiné à gaz, tout en comprenant les coûts externes relatifs au cycle du combustible et au démantèlement, alors que, dans le cas du gaz, le coût externe des émissions de gaz carbonique n’est pas pris en compte117.

Autre élément jouant en faveur de l’EPR, selon Framatome ANP, le coût de l’électricité qu’il produira est peu sensible à la variation du prix du combustible, dans la mesure où celui-ci représente une faible part du coût total (15 %), au contraire du gaz pour le cycle combiné (74 %). Ainsi, une variation de 10 % du prix de l’uranium naturel induit une variation de moins de 0,5 % du coût du MWh, alors qu’une variation de 10 % du prix du gaz induit une variation de plus de 6 % du même indicateur. Autrement dit, la sensibilité du MWh nucléaire au coût du combustible est 12 fois plus faible que celle du MWh gaz.

Les résultats de l’étude de Framatome ANP sont corroborés par les comparaisons réalisées en Finlande en 2001 et réactualisées en avril 2002 entre le coût de production d’une centrale nucléaire de 1 250 MW et d’un cycle combiné à gaz (CCG) d’un rendement de 57 %, au prix de novembre 2001 (voir tableau 18).

Selon l’étude finlandaise, avec un taux d’intérêt de 5 %, le coût du MWh nucléaire est inférieur de 21 % à celui du MWh gaz, de 14 % avec un taux d’intérêt de 6,5 % et de 6,5 % avec un taux d’intérêt de 8 %.

L’étude présentée par EDF à vos Rapporteurs présente l’intérêt de détailler les différentes notions de coûts d’investissement, avant d’aboutir à un coût de production du MWh118.

Différentes notions de coûts d’investissement pouvant exister, il est important de préciser en détail quels sont les coûts pris en compte (voir tableau 19).

Correspondant au coût de la centrale si sa construction était réalisée « dans la nuit » du réacteur, le coût « overnight » efface aussi bien les frais de R&D que l’impact de la durée de construction sur les frais financiers, ce qui veut dire que les seuls coûts pris en compte sont ceux de la maîtrise d’œuvre, de construction et les frais de pré-exploitation.

Dans le cadre des hypothèses adoptées, le coût « overnight » d’une tranche moyenne EPR sur la base de 10 exemplaires (1 démonstrateur-tête de série et 9 tranches), devrait atteindre 2 milliards E, soit 1 300 E/kW.

Dans la réalité, la construction d’un réacteur s’étale sur plusieurs années (4 ans et 8 mois), avec des aléas inévitables, d’où la nécessité de financer les matériels et la construction. A ceci s’ajoute la nécessité de constituer une provision pour démantèlement. Dans ces conditions, le coût moyen d’investissement d’un EPR s’élève à 2,6 milliards E, soit un coût de 1 600 E/kW, sur la base de 10 exemplaires, démonstrateur-tête de série compris.

Enfin, il est nécessaire pour apprécier le coût réel d’une tranche de prendre en compte les frais de développement. Ces frais de développement sont estimés à 800 millions E par EDF, en coûts « overnight » mesurés par rapport à la tranche moyenne119.

En prenant en compte les coûts d’investissement, mais aussi les frais d’exploitation et le coût du combustible, EDF aboutit au coût de production de l’électricité sur les bases ci-dessus égal à 30,9 E/MWh120.

De son côté, le coût de production du MWh avec un cycle combiné à gaz varie de 28,3 E à 38,5 E, avec une valeur médiane de 35,1 E pour un prix du gaz de 3,3 $/MBtu121.

Le coût de production du MWh avec l’EPR (30,9 E/MWh) est donc compétitif par rapport au cycle combiné à gaz (35,1 E) avec une hypothèse médiane sur le prix du gaz.

Fait plus remarquable, selon EDF, même dans le cas d’une série de 4 tranches, le coût de production du MWh de l’EPR – 33 E - reste compétitif avec celui du cycle combiné à gaz.

III.- Les concurrents étrangers de l’EPR, entre classicisme, naturalisation et innovation théorique

1. Les forces en présence sur le marché mondial du nucléaire

Au cours de la dernière décennie, l’industrie nucléaire mondiale a connu un important mouvement de concentration, à l’issue duquel subsistent quatre principaux acteurs industriels dans les pays de l’OCDE, dont trois sur la filière des réacteurs à eau légère et un pour la filière des réacteurs à eau lourde. Compte tenu du fort ralentissement de la construction de réacteurs depuis deux décennies, l’activité des constructeurs s’est concentrée sur la modernisation des centrales et les services nucléaires, mais chacun d’entre eux dispose de projets de nouveaux réacteurs.

Spécialisée dans les réacteurs à eau bouillante et travaillant en partenariat avec Hitachi et Toshiba, General Electric possède une base installée de 91 réacteurs à eau bouillante, en fonctionnement au début 2003 dans 11 pays différents122.

Selon les commentaires des experts, l’activité nucléaire de General Electric, qui a représenté 15 % du marché mondial des réacteurs et des services en 2002123, serait menacée de cession dans la mesure où elle ne représenterait plus une part suffisante du chiffre d’affaires global du conglomérat que les dirigeants essaient actuellement de recentrer.

General Electric qui propose actuellement le réacteur ABWR, bénéfice toutefois d’un avantage important dans la compétition mondiale, dans la mesure où son offre présente l’avantage d’avoir déjà été construit à deux exemplaires au Japon, deux autres unités étant en cours de réalisation à Taïwan. Mais le scandale de la dissimulation de rapports d’inspection par TEPCO, principale compagnie d’électricité japonaise qui exploite des BWR de General Electric, a rejailli sur cette dernière, dont le carnet de commande pourrait souffrir évidemment de l’éventuel abandon par TEPCO de son projet de construction de deux ABWR supplémentaires.

Le deuxième acteur est l’entreprise américano-anglaise Westinghouse- BNFL, impliquée dans une alliance avec Mitsubishi Heavy Industries. Westinghouse a été absorbée par BNFL, après avoir elle-même racheté, dans les années récentes, Combustion Engineering (CE) ainsi que le département nucléaire d’ABB. Après ces opérations, qui lui ont permis d’élargir considérablement son portefeuille de produits, Westinghouse peut faire valoir qu’il a fourni aux compagnies d’électricité 11 réacteurs à eau bouillante et 1 réacteur à eau pressurisée ABB, les 20 réacteurs à eau pressurisée de CE, qui s’ajoutent aux 87 réacteurs à eau pressurisée qu’il a lui-même fabriqué124. La part de Westinghouse dans le marché mondial des réacteurs et services nucléaires s’est élevée à environ 20 % en 2002.

L’offre de Westinghouse pour la Génération 2015 comprend trois volets.

Pour la Corée du Sud, Westinghouse propose les réacteurs CE System 80 et 80+, ce dernier ayant été certifié pour le marché américain par la NRC en mai 1997. Le rythme de construction de ces nouveaux réacteurs en Corée du Sud devrait être d’une tranche tous les ans pendant les dix prochaines années.

Pour le Japon, Westinghouse propose en partenariat avec Mitsubishi Heavy Industry le réacteur APWR (Advanced Pressurized Water Reactor) de 1 500 MWe, qui devrait être construit à deux exemplaires sur le site de la centrale de Tsuruga (Units 3 & 4)125.

Mais le produit phare de Westinghouse pour la prochaine génération de réacteurs est le réacteur à eau pressurisée à sûreté passive AP 1 000.

La société Framatome-ANP (Advanced Nuclear Power), filiale du Groupe AREVA, correspond au regroupement effectué en décembre 1999 du constructeur français Framatome et de la division nucléaire de Siemens.

Depuis la réorganisation du secteur nucléaire français de décembre 2000, le Groupe AREVA en détient 66 % et Siemens 34 %. La part du marché mondial des réacteurs et services nucléaires détenue par le Groupe AREVA est estimée à 20 %.

L’une des évolutions les plus remarquables du Groupe AREVA est sa progression aux États-Unis, où son chiffre d’affaires a doublé entre 2000 (610 millions E) et 2 002 (1 208 millions E). En particulier, Framatome ANP a fait une percée remarquable sur le marché du remplacement des grands composants, avec 13 contrats de remplacement de couvercles de cuve remportés en 2002 sur un total de 22 et 6 contrats de remplacement de générateurs de vapeur gagnés en 2002 sur un total de 11.

S’agissant de son offre de nouveaux réacteurs, Framatome ANP propose actuellement non seulement le réacteur à eau pressurisée EPR déjà décrit, mais aussi le réacteur à eau bouillante à sûreté passive renforcée SWR 1 000.

L’entreprise publique fédérale canadienne AECL (Atomic Energy of Canada Limited), spécialisée dans la filière à eau lourde, ne doit pas être sous-estimée, compte tenu des débouchés qu’elle a acquis dans les pays émergents. 34 réacteurs CANDU à eau lourde pressurisée étaient en fonctionnement ou en construction dans le monde au début 2003. Les modèles en fonctionnement sont les réacteurs CANDU 6 de 700 MWe et CANDU 9 de 900 MWe, tandis qu’en 2003 AECL propose les réacteurs ACR 700 et ACR-1000 (Advanced Candu Reactor). Selon le Nuclear Energy Institute126, le Gouvernement canadien proposerait aux acquéreurs de réacteurs Candu 700 d’en financer la construction.

Le Groupe russe du Minatom (ministère de l’énergie atomique) est un autre acteur très important, avec environ 15 % du marché mondial des réacteurs et services nucléaires en 2002. L’image de l’industrie nucléaire russe est décriée lorsque l’on se réfère à ses réacteurs RBMK de sinistre mémoire puisque c’est un réacteur RBMK – le n° 4 de la centrale de Tchernobyl - qui a provoqué, le 26 avril 1986, la plus grande catastrophe nucléaire de tous les temps127.

Mais il convient de ne pas oublier que l’industrie soviétique, puis russe, a également construit des réacteurs à eau pressurisée VVER, dont 51 exemplaires sont actuellement opérationnels et 10 en construction et dont les plus modernes, les VVER 1000, ont des performances économiques et un niveau de sûreté satisfaisants. Partenaire direct de différents pays, au nombre desquels la France pour le projet VVER 640, ou la Chine pour un projet de réacteur à neutrons rapides128, la Russie propose à la commercialisation deux réacteurs évolutionnaires modernes, les VVER AES 91 et AES 92.

Au reste, on peut aussi s’attendre à ce que de nouveaux pays nucléaires comme la Chine129 ou l’Inde130 soient actifs à l’avenir sur les marchés nucléaires mondiaux. Les transferts de technologies nucléaires sont déjà effectifs avec ces pays, qui, à des degrés divers, les ont « nationalisées » ou sont en train de le faire. Après avoir assimilées ces technologies et les avoir utilisées pour satisfaire leurs besoins nationaux, il y a fort à parier que la Chine et l’Inde se porteront sur les marchés internationaux, avec de nouvelles offres. On peut donc s’attendre, dans les années à venir, à l’apparition de nouveaux acteurs sur le marché mondial et donc, à plus ou moins long terme, à celle de nouveaux modèles de réacteurs nucléaires.

Ainsi, l’EPR est loin d’être seul sur le marché des réacteurs de la Génération 2015.

L’année 2003 qui verra la Finlande choisir son 5ème réacteur apportera, à cet égard, des enseignements très importants sur la compétitivité de l’offre de Framatome ANP.

2. L’ABWR de General Electric, un réacteur évolué et déjà en service

L’ABWR (Advanced Boiling Water Reactor) est un réacteur avancé de 1 350 MWe de la filière des réacteurs à eau bouillante, dont l’originalité principale provient de la simplification apportée à différents systèmes et à l’enceinte de confinement.

Datant des années 1980, le développement de l’ABWR a été réalisé par General Electric, avec le soutien de Toshiba et Hitachi dans le domaine de l’ingénierie, et de TEPCO (Tokyo Electric Power Company) pour la définition des exigences des exploitants et le financement des études.

Le coût de développement de l’ABWR, qui a duré au total une décennie, est estimé à 500 millions $.

L’originalité essentielle de l’ABWR est d’utiliser des pompes internes, ce qui a permis d’éliminer des dispositifs de recirculation externe à la cuve (voir figure 10).

Par ailleurs, l’enceinte de confinement de l’ABWR a des dimensions réduites et se trouve plus aisée à construire.

Par rapport aux réacteurs à eau bouillante antérieurs de General Electric, l’ABWR présente une réduction d’un ordre de grandeur de la probabilité de fusion de cœur. Ce résultat est atteint principalement grâce à l’adoption de pompes internes à la cuve, qui ont également permis de réduire les dimensions du système de refroidissement d’urgence du réacteur (ECCS – Emergency Core Cooling System) qui existe en trois trains indépendants. L’enceinte de confinement est, comme on l’a vu, compacte et inertée. Le bâtiment réacteur offre un second confinement. Le contrôle-commande est numérique et multiplexé sur la base de fibres optiques.

Après avoir été mis en service industriel au Japon, l’ABWR a été certifié comme design standard par la NRC en mai 1997, selon une version améliorée pour la maîtrise des accidents graves.

Par rapport à tous ses concurrents, l’ABWR possède l’avantage certain d’être un modèle éprouvé.

Deux réacteurs ABWR sont en effet en fonctionnement au Japon sur le site de TEPCO à Kashiwazaki-Kariwa, à 160 km au nord de Tokyo, sur la mer du Japon. Le premier réacteur ABWR de Kashiwazaki-Kariwa (Unit 6) a été mis en service industriel en novembre 1996 et le second (Unit 7) en juillet 1997131.

Par ailleurs, deux ABWR supplémentaires sont en construction à Taïwan, avec des mises en service industriel prévues en mai 2004 pour le premier et en mai 2005 pour le second.

Les performances de l’ABWR sont donc établies à partir des résultats concrets obtenus par TEPCO, contrairement à celles attendues des autres réacteurs dont les chiffres résultent essentiellement de prévisions.

Le rendement thermique de l’ABWR est de 35 % et le facteur de capacité de près de 90 %. L’ABWR peut être proposé avec des niveaux de puissance thermique allant de 3926 à 4300 MWth. La durée de construction entre le premier béton et le chargement du combustible a été de 36,5 mois pour le réacteur 6 et de 38,3 mois pour le réacteur 7 de Kashiwazaki-Kariwa.

Le coût « overnight » des deux réacteurs ABWR japonais est de 1 600 $/ kW. Ce coût serait le même si deux réacteurs ABWR étaient construits aux États-Unis.

On notera par ailleurs que General Electric continuait début 2003 l’ingénierie du réacteur ESBWR (European Simplified Boiling Water Reactor), un réacteur à eau bouillante à sûreté passive de 1 380 MWe destiné aux marchés européens.

Le dossier de pré-candidature à la certification de ce réacteur a été déposé à la NRC en février 2002.

3. Le SWR 1000, une double diversification de Framatome ANP dans la filière à eau bouillante et dans les systèmes passifs

Réacteur à eau bouillante proposé aux exploitants par Framatome ANP au même titre que l’EPR, le SWR 1 000 est le résultat de l’histoire industrielle allemande, AEG, KWU et Siemens ayant construit en Allemagne un ensemble de réacteurs à eau bouillante, dont certains sont encore en fonctionnement.

Le SWR 1 000 est un réacteur passif avancé à eau bouillante d’une puissance modérée, étudié depuis les années 1980 par Siemens, en coopération avec les électriciens allemands et finlandais, en particulier TVO. D’une puissance thermique de 3 370 MW, sa puissance électrique peut être de 1 250 MWe ou de 1 000 MWe.

La durée de vie technique de conception du SWR 1 000 est de 60 ans. Son cœur comporte un nombre d’assemblages combustibles moins élevé que les réacteurs à eau bouillante actuellement en service ou que même que l’EPR.

Bien que la durée de vie technique de conception du SWR 1 000 soit de 60 ans, les technologies auxquelles il fait appel, sont des technologies existantes à 80-85 %. Son taux de disponibilité devrait être supérieur à 90 %, la durée des opérations de maintenance étant réduite par rapport aux réacteurs comparables actuels. En matière de gestion du combustible, son objectif est de permettre une grande flexibilité dans la durée des cycles, ceux-ci pouvant aller de 12 à 24 mois, tout en autorisant des taux de combustion élevés, supérieurs à 60 GWj/t, tous facteurs conduisant à des volumes de déchets minimisés. En tout état de cause, ces objectifs sont voisins de ceux de l’EPR, en ce qu’ils sont largement inspirés des prescriptions des compagnies d’électricité EUR (European Utilities Requirements).

Sur le plan de la sûreté, le SWR 1 000 combine des systèmes actifs et passifs, avec comme principe de base une réduction de la complexité.

Les concepts de sûreté du SWR 1 000 reposent sur une combinaison de systèmes de sûreté actifs ou passifs, ce qui permet d’optimiser la conception d’ensemble en réduisant le recours à des sources d’énergie externes et à des systèmes de contrôle complexes, tout en diminuant le facteur de risque humain. Ainsi, en cas d’accident grave, un délai de 3 jours peut être observé avant l’intervention des opérateurs.

Les systèmes de sûreté actifs sont relayés, en cas de défaillance, par des systèmes passifs qui satisfont eux-mêmes à tous les critères de sûreté, ce qui constitue un élément de défense en profondeur.

S’agissant de la prévention des conséquences d’un accident grave comme la fusion du cœur, le principe est de maintenir le corium dans la cuve, celle-ci étant refroidie de l’extérieur, de façon à éviter la sollicitation énergétique de l’enceinte ainsi que toute interaction du corium avec le béton. Par ailleurs, inertée à l’azote lorsque le réacteur est en fonctionnement, l’enceinte est dimensionnée pour résister à une surpression résultant de l’hydrogène produit par l’interaction entre le zirconium du cœur et la vapeur d’eau du réacteur en situation accidentelle.

Le SWR 1 000 prend en compte les mêmes contraintes de tenue au séisme et à la chute d’avion que l’EPR, les mêmes équipes ayant fait les choix techniques correspondants. Dans la pratique, le bâtiment réacteur du SWR 1000, qui n’émerge du sol que de 40 mètres, culmine à une hauteur de 57 mètres contre 65 mètres pour l’EPR.

Grâce à la simplification de ses systèmes et de ses composants, le coût de production du MWh du SWR 1 000 devrait être inférieur à celui des réacteurs à eau bouillante en service. Ce coût de production devrait être voisin de celui de l’EPR, dans sa version de puissance maximale.

En valeur absolue, l’investissement dans le SWR 1 000 devrait être inférieur à l’investissement dans l’EPR, en raison du moindre coût des technologies des réacteurs bouillants et des systèmes passifs. Cet effet favorable au SWR 1 000 est toutefois compensé par sa puissance, plus limitée. Au total, les coûts d’investissement rapportés au MW de deux machines seraient voisins132.

Une véritable compétition existe entre le SWR 1 000 et l’ABWR, ce dernier bénéficiant d’un retour d’expérience non négligeable, d’une expérience industrielle et même d’un effet de série. Le SWR 1 000 (3 300 MWth), moins puissant que l’ABWR (4 300 MWth), bénéficie de l’avantage de mettre en œuvre des dispositifs de sûreté passive, ce que ne peut faire l’ABWR en raison de sa puissance.

Chacun des deux types de réacteurs ayant des points forts et des points faibles, l’appel d’offres de la Finlande qui voit l’ABWR entrer en concurrence directe avec le SWR 1000, constitue un véritable test de compétitivité pour ce dernier.

Sur un plan général, le changement de filière pour un exploitant génère des coûts supplémentaires et oblige à reconstruire les montages industriels avec les fournisseurs et les filières de formation, ce qui limite la probabilité du passage aux réacteurs à eau bouillante d’un exploitant spécialisé dans les réacteurs à eau pressurisée.

4. Les VVER russes, des concurrents sérieux du fait de leur bon niveau technique et leur bas niveau de prix

Que l’industrie russe ait des projets de réacteurs nucléaires pour les années à venir ne fait pas de doute.

Pour produire son électricité, la Russie recourt certes modestement au nucléaire, qui, avec 30 réacteurs électrogènes, ne contribue qu’à hauteur de 15 % de son approvisionnement. Mais pour sauvegarder ses exportations de gaz et de pétrole qui lui procurent 50 % du budget de l’État, la Russie devra, dans les années à venir, d’abord prolonger la durée de vie de ses centrales nucléaires, ensuite achever les 13 tranches dont la construction a été arrêtée à la suite de la catastrophe de Tchernobyl et à la disparition de l’Union soviétique, et, enfin, construire de nouvelles centrales pour faire face à l’augmentation de la consommation d’électricité qui reprendra immanquablement avec la croissance économique.

S’agissant de la durée de vie du parc, dont l’âge moyen est de 22 ans, l’objectif est de la prolonger de 10 à 15 ans, afin d’éviter une chute de production133.

S’agissant de l’achèvement de tranches en cours de construction, la Russie a déjà réussi à terminer en février 2001 le réacteur VVER 1 000 de la centrale de Rostov 1, réalisée à 95 % lorsque le chantier a été arrêté en 1991. Le réacteur VVER 1 000 de Kalinine 3 devrait être achevé fin 2003 début 2004. On prévoit, par ailleurs, pour 2005, la mise en service du réacteur RBMK de la centrale de Koursk 5. Quant au réacteur VVER 1 000 de Rostov 2, il pourrait être mis en service en 2006. Les autres chantiers, dont l’avancement n’était que de 5 % avant leur arrêt, ont peu de chances d’aboutir.

Quant aux projets de construction de nouvelles centrales, il en existe, notamment pour une tranche VVER-640 à Sosnovy Bor et à Kola, une tranche VVER 1 000 de nouvelle génération à Novo Voronej 2, et plusieurs réacteurs de faible puissance sur barge pour les régions de Sibérie et du Pacifique.

Si, en mai 2000, la Russie a établi, sous le nom d’ « initiative Poutine », un plan de développement de l’énergie nucléaire pour le XXIe siècle, les perspectives réelles de construction pour le marché local sont subordonnées à la disponibilité de financements, qui semble problématique.

En revanche, la Russie entend être présente sur les différents marchés occidentaux ou autres.

Le Minatom propose actuellement deux réacteurs à eau pressurisée VVER modernisés.

Dérivé du VVER 1000, le VVER AES 91 1 000/1 100 MWe est un réacteur à eau pressurisée de type évolutionnaire, adapté aux standards occidentaux en droite ligne de ce qui a été réalisé sur les réacteurs exploités à Loviisa par Fortum.

Le VVER AES 92 de 1 100/1 200 MWe, dérivé également du VVER 1000, comporte des systèmes passifs pour le refroidissement du cœur et l’évaluation de la puissance résiduelle par le secondaire des générateurs de vapeur.

Compte tenu du fait que les performances techniques et économiques de la filière VVER sont considérées de bon niveau, en particulier les modèles reconditionnés et modernisés par la Finlande, la concurrence des réacteurs russes ne peut être tenue pour négligeable, d’autant que les offres correspondantes pourraient ignorer toute contrainte de marge bénéficiaire.

5. L’AP 1000, un concurrent critiqué parce que redoutable

Proposé par Westinghouse, le réacteur AP 1 000 est un projet de réacteur à eau pressurisé à sûreté passive renforcée de 1 000 MWe.

L’AP 1 000 n’est pas le seul réacteur proposé par Westinghouse, qui a déjà obtenu la certification par la NRC du réacteur CE 80+ en mai 1997, puis du réacteur AP 600 en décembre 1999.

Mais, faisant l’objet à la fois de commentaires élogieux et de critiques sévères à la hauteur des craintes que son originalité suscite chez les autres constructeurs, l’AP 1 000 est bien le réacteur phare de Westinghouse par les innovations qu’il propose.

L’AP 1 000 reprend les principales caractéristiques de conception et de sûreté de l’AP 600 dont la certification par la NRC a été obtenue en décembre 1999, mais avec une puissance supérieure de manière à parvenir à une équation économique favorable, contrairement à l’AP 600 (600 MWe) trop limité à cet égard.

Si la définition du projet AP 1 000 n’est pas achevée et nécessite encore des investissements d’ingénierie importants, l’objectif de Westinghouse est de déposer un dossier auprès de la NRC à la fin de l’année 2004 en vue d’obtenir la certification, au plus tard, fin 2005.

Sur le plan technique et sur celui de la sûreté, l’AP 1 000 possède de nombreuses originalités, tendant pour la plupart à une simplification. On ne doit pas oublier à cet égard que Westinghouse est le fournisseur des réacteurs nucléaires embarqués de propulsion pour les sous-marins et les navires de guerre américains, notamment les porte-avions. L’AP 1 000 est ainsi un réacteur à deux boucles, contre 4 pour les réacteurs à eau pressurisée. Ces mêmes boucles primaires sont elles aussi simplifiées, avec des pompes primaires à rotor noyé, de même que les systèmes non classés « sûreté ».

L’une des qualités de base de ce réacteur selon Westinghouse, l’AP 1 000 possède un nombre réduit de composants par rapport à un réacteur à eau pressurisée de 1 000 MW classiques. La réduction atteint 50 % pour le nombre de vannes, 35 % pour le nombre de pompes, 80 % pour la longueur des tuyauteries, 85 % pour le métrage des câbles et 45 % pour le volume des bâtiments antisismiques.

A ce sujet, les zélateurs de l’AP 1 000 raillent les réacteurs à eau pressurisée classique pour leur complexité.

En outre, Westinghouse a choisi d’utiliser des technologies éprouvées et des composants déjà utilisés dans des centrales nucléaires en fonctionnement ou dans l’US Navy. (voir figure 14)

Le recours à des systèmes passifs constitue une autre spécificité fondamentale de l’AP 1 000. Plusieurs fonctions de sûreté particulièrement importantes sont prises en compte par ce type de systèmes.

L’évacuation de la chaleur résiduelle est assurée par une circulation naturelle dans un échangeur connecté au circuit primaire. L’injection de sécurité est assurée par une circulation naturelle, des réservoirs d’appoint, par des accumulateurs sous pression d’azote et par des vannes automatiques.

De même, l’AP 1 000 comprend un système passif de refroidissement de l’enceinte, avec circulation naturelle de l’air et évaporation de l’eau sur la surface externe de l’enceinte métallique. (voir figure 15)

La sûreté de l’AP 1 000 est contestée par ses concurrents à plusieurs niveaux134.

Sur le plan de la philosophie de sûreté, l’AP 1 000 ressortirait davantage d’une approche probabiliste que de l’approche déterministe de l’EPR. Ainsi, l’AP 1 000 se distingue de l’EPR par l’absence de récupérateur de corium, parce que le constructeur estime impossible le percement de la cuve même en cas de fusion du cœur, en raison des mesures prises pour refroidir cette dernière. Dans le cas de l’EPR, l’objectif est de réduire la probabilité de fusion du cœur autant que faire se peut, et de prévoir, malgré tout, un récupérateur de corium au cas où la cuve serait endommagée.

Sur le plan de l’efficacité des dispositifs de sûreté passive, des doutes sont également exprimés sur la possibilité réelle de refroidir l’enceinte avec des mécanismes naturels d’évaporation d’eau et de convection d’air.

Par ailleurs, s’agissant de la tenue du bâtiment réacteur au séisme et aux chutes d’avions, l’AP 1 000135 est jugé plus élancé et moins massif que l’EPR, qui a une assise plus large. Au surplus la présence d’une masse d’eau au sommet du bâtiment réacteur pourrait rendre problématique sa stabilité. En outre, l’enceinte métallique intérieure au bâtiment lui-même est jugée comme seule jouant le rôle de barrière de confinement.

Si ces remarques semblent fondées, en revanche, il serait sans doute possible d’y remédier en augmentant les dimensions de l’AP 1000, ce qui renchérirait inévitablement ses coûts.

Sur le plan de l’exploitation, l’AP 1 000 se caractérise par une puissance électrique de 1 090 MWe, avec une puissance de cœur de 3 415 MWth. Les doses d’irradiation devraient être inférieures à 0,7 Homme.Sv/an. Avec des arrêts pour rechargement du combustible tous les 18 mois, la disponibilité serait supérieure à 93 %, la durée de vie de conception étant fixée à 60 ans.

Sur le plan économique, l’objectif de Westinghouse est de raccourcir la durée de construction de l’AP 1 000 par rapport aux réacteurs à eau pressurisée classique. La réduction du nombre de composants et des volumes de matières va dans ce sens. En outre, la conception de l’AP 1 000 est modulaire, en particulier pour les dispositifs de sûreté passive qui pourront être fabriqués en parallèle à la structure principale. De fait, Westinghouse prévoit un délai de 60 mois entre la commande et la mise en service industrielle, dont 36 mois de construction seulement entre le premier béton et le chargement et 6 mois de mise en service.

La puissance de 1 090 MWe de l’AP 1 000 semble correspondre aux besoins des réseaux électriques nord-américains. Toutefois, la construction de deux réacteurs sur un même site semble plus prometteuse sur le plan des prix de revient et pour répondre aux besoins d’autres pays pour lesquels la puissance de 1 090 MWe serait insuffisante.

En réalité, Westinghouse présente l’AP 1 000 comme devant être construit par paire, afin de minimiser les coûts d’infrastructure. Détaillant d’entrée de jeu l’importance de l’effet de série sur la réduction des coûts d’investissements, Westinghouse indique que les coûts « overnight » pour la troisième paire devraient être de 1 150 $/ kW. Le coût de production de l’électricité pour une telle installation serait de 36 $/ MWh.

Aux États-Unis, l’AP 1 000 est le réacteur de référence pour la politique de « Near Term Deployment » du DOE qui vise à créer les conditions de la construction d’un ou plusieurs réacteurs nucléaires en 2010. Avec une certification obtenue en 2004 et une décision de construction en 2005, le premier exemplaire de l’AP 1 000 pourrait entrer en fonctionnement en 2010, soit en même temps que l’EPR.

En tout état de cause, l’AP 1 000 semble combiner le retour d’expérience des réacteurs à eau pressurisée avec une volonté d’innovation dans des proportions qui suscitent l’intérêt de nombreuses parties prenantes, exploitants et responsables de la politique énergétique.

A ce titre, l’AP 1 000 pourrait se révéler un concurrent redoutable de l’EPR.

IV.- Le démonstrateur-tête de série EPR, une garantie contre les aléas industriels, réglementaires et économiques, permettant de lisser le renouvellement du parc

1. La nécessité de rentabiliser les investissements et de réduire les aléas industriels

La conception de l’EPR a commencé, comme on l’a vu plus haut, au début des années 1990, avec une implication importante d’un ensemble de partenaires, français et allemands, autorités de sûreté, constructeurs et exploitants.

Il s’agit là d’un investissement important déjà effectué qui ne saurait toutefois conserver de valeur au-delà de quelques années, que ce soit au regard de la réglementation ou de la capacité de l’industrie à la mettre en œuvre.

Ainsi que l’autorité de sûreté l’a indiqué clairement à vos Rapporteurs le 14 janvier 2003, un report supplémentaire et significatif de la construction de l’EPR entraînerait de facto un réexamen des objectifs de sûreté.

Ainsi, les objectifs de sûreté définis en 1993 ne peuvent pas être valables indéfiniment. En fait, dans sa lettre de 1991 fixant les objectifs de sûreté de l’EPR, l’autorité de sûreté indiquait que le réacteur devrait être construit peu après 2 000. En conséquence, si la décision de construction était reportée même de quelques années, les objectifs fixés en 1993 devraient être réexaminés.

A cet égard, la situation française pourrait sembler différer, en première analyse, de la pratique américaine. En effet, aux États-Unis, un projet de réacteur, une fois certifié par la NRC, il peut théoriquement être construit à n’importe quelle date ultérieure. En réalité, il semble bien qu’en cas de redémarrage du nucléaire, seuls les derniers réacteurs certifiés seront en compétition136.

La conception de l’EPR a donné lieu à une important travail de recherche et développement. A ce titre, l’autorité de sûreté considère que l’EPR constitue désormais une référence de comparaison pour les prochains réexamens de sûreté des réacteurs existants, les options de sûreté présentées pour l’EPR étant globalement conformes aux objectifs édictés en 1993. De même, les règles techniques prises ultérieurement, par exemple les circuits primaires et secondaires, représentent un acquis auquel il sera possible de se référer, lorsque les examens en cours par le Groupe Permanent Réacteurs seront achevés.

Du point de vue de la sûreté, la mise au point du projet EPR continue de se poursuivre, mais est pratiquement achevée. Les « Technical guidelines », qui sont une référence en matière de sûreté, ont été adoptées par le Groupe Permanent Réacteurs en octobre 2000. Les études détaillées ont commencé d’être examinées lors d’une réunion du Groupe Permanent Réacteurs et des experts allemands en 2002, une nouvelle réunion étant programmée pour la mi-2003.

En définitive, si la décision est prise de lancer la construction d’un EPR, l’exploitant devra présenter à l’autorité de sûreté, une demande d’autorisation assortie d’un rapport préliminaire de sûreté. Le travail déjà fait sur l’EPR facilitera en tout état de cause la décision de l’autorité de sûreté.

L’acquis réglementaire n’est évidemment pas le seul résultat du processus actuel de mise au point de l’EPR. L’industrie française a également réalisé un investissement d’ingénierie qui lui permet de disposer des plans quasiment finalisés.

L’investissement réalisé par Framatome ANP pour la conception de l’EPR représente 2,6 millions d’heures de travail, soit l’équivalent de 400 personnes à temps plein pendant 4 ans. Un effort important a également été fourni par EDF, ainsi que par l’autorité de sûreté.

EDF évalue ses frais de développement137 à 105 millions E de contrats externes et à 1,8 million heures d’ingénierie EDF.

Il s’agit là non seulement d’un actif qui ne saurait être dilapidé sans d’excellentes raisons, mais aussi d’un atout par rapport à la concurrence mondiale, dans la mesure où les concepteurs de l’EPR ont une avance importante sur les autres compétiteurs.

A l’exception de General Electric qui dispose avec l’ABWR d’un réacteur à la fois certifié et en fonctionnement au Japon, plusieurs des concurrents de Framatome ANP auront en effet un travail complémentaire important à fournir pour finaliser leurs projets de réacteurs.

C’est notamment le cas pour le Minatom avec ses réacteurs VVER AES 91 et 92. Westinghouse, pour sa part, prévoit d’achever la conception détaillée de son réacteur AP 1 000 à la fin 2003, en vue de déposer à la NRC un dossier de demande de certification à la fin 2004.

Au-delà de la rentabilisation des lourds investissements déjà consentis, il convient de rappeler que, d’une manière générale, le renouvellement d’un parc industriel en proie à un inéluctable vieillissement nécessite toujours que des équipements de remplacement fiables soient disponibles au moment opportun.

Or 13 réacteurs 900 MWe sur 58 du parc électronucléaire d’EDF vont atteindre 40 années de fonctionnement avant 2 020. Puis 24 réacteurs 900 MWe supplémentaires atteindront cette barre avant 2 025.

Compte tenu des marges probables de durée de vie, certains experts ont, dans les années récentes, estimé qu’il serait possible de pousser au maximum de leur durée de vie les réacteurs existants, de manière à atteindre les années 2030-2035 à partir desquelles les réacteurs de la Génération 2 035 seraient disponibles.

Ainsi, selon cette thèse, il serait possible de faire l’impasse sur l’EPR.

En réalité, une telle solution aurait pour conséquence que la durée de vie moyenne du parc existant devrait alors être au minimum de 56 ans et au maximum de 59 ans, d’après les projections effectuées par EDF et validées par la DGEMP138. Une telle option serait en réalité un pari sur la durée de vie que l’on peut estimer totalement hasardeux dans l’état actuel des connaissances sur les phénomènes de vieillissement des composants des centrales nucléaires.

Cette option présenterait en outre trois graves inconvénients supplémentaires.

Pour que le renouvellement puisse véritablement s’effectuer, il faudrait être sûr que les réacteurs de la Génération 2 035 soient disponibles à cette date avec le faisceau de qualités et de performances que l’on attend d’eux, ce qui constitue en réalité un pari impossible à tenir compte tenu des verrous technologiques à lever pour réussir leur mise au point.

Par ailleurs, si le renouvellement du parc était repoussé à la date de 2035, le rythme de construction de nouveaux réacteurs serait de 2 réacteurs par an, ce qui obligerait à des investissements énormes dans des filières et des systèmes de combustibles probablement différents de ceux actuellement en service.

Enfin, une attente aussi longue pour des projets nouveaux ne conforterait pas l’industrie nucléaire dont le redémarrage serait certainement coûteux.

A l’inverse, la construction d’un réacteur tel que l’EPR présenterait de multiples avantages industriels, l’industrie étant sans nul doute consolidée et la palette des choix étant de fait plus ouverte et ceux-ci étant plus sûrs.

La finalisation et la concrétisation des efforts entrepris sont à l’évidence souhaitables.

Même si la construction d’une nouvelle tranche nucléaire représente un volume de travail inférieur à celui de la rénovation d’un parc électronucléaire tout entier, il est clair que les plans de charge de l’industrie nucléaire seraient améliorés et sécurisés à moyen terme.

A ce titre, la construction d’un démonstrateur-tête de série EPR représenterait, pour les 5 prochaines années, environ 30 % de la charge de travail de l’établissement de Framatome ANP à Saint Marcel près de Chalon-sur-Saône, pour la cuve et les générateurs de vapeur. Sur la même période, la charge de travail de Jeumont, autre entreprise du groupe AREVA, serait augmentée de 20 %, pour la fabrication des matériels électriques139.

Enfin, la construction de l’EPR offrirait l’avantage de permettre d’attendre, en toute sécurité, à l’horizon de 2035, la mise au point des réacteurs de nouvelle génération. L’exploitant pourrait alors diversifier son parc électronucléaire en toute connaissance de cause, en panachant les différentes filières de réacteurs, voire même en testant le passage à d’autres systèmes de combustibles nucléaires que l’uranium et le MOX.

2. Une assurance vis-à-vis d’éventuels problèmes de sûreté et d’évolution réglementaire

Dans la décision de lancer ou non la construction de l’EPR à brève échéance, il convient sans aucun doute aussi de considérer d’autres risques – réglementaires au plan national ou international – qui seraient encourus si la France ne disposait pas d’une solution de remplacement pour son parc électronucléaire dans les toutes prochaines années.

Au niveau réglementaire national, le premier risque à éviter correspond à une fermeture rapide de plusieurs tranches que l’autorité de sûreté pourrait être obligée de décider en cas de problème de sûreté. Or ce risque ne peut être exclu dès le début de la décennie 2 010.

C’est en 2002 que l’autorité de sûreté a pris la décision de principe que la durée de fonctionnement des réacteurs 900 MWe pourrait, sous réserve de résultats probants lors de leur 3ème visite décennale (VD3), être prolongée, au cas par cas, au-delà de 30 ans.

Le tableau suivant indique les dates probables des 3èmes visites décennales des réacteurs d’EDF les plus anciens. (voir tableau 21)

Les 3èmes visites décennales (VD3) interviendront ainsi en 2009 et 2010 pour les réacteurs de Fessenheim 1 et 2, et en 2009, 2 010 et 2 011 pour les réacteurs de Tricastin 1,2 et 3 et de 2010 à 2 012 pour ceux de Bugey.

Au total, entre la fin 2009 et la fin 2011, c’est-à-dire sur une période de 2 ans, ce sont 8 975 MWe de puissance continue nette, soit environ 15 % du parc électronucléaire d’EDF, qui subiront leur 3ème visite décennale, à l’issue de laquelle la prolongation de leur exploitation pour dix années supplémentaires sera ou non autorisée.

Par ailleurs, s’agissant de la prolongation de la durée de vie pour 10 années supplémentaires, le processus de décision de l’autorité de sûreté comprend deux étapes, la première étant une décision de principe pour l’ensemble des réacteurs d’un palier et la deuxième étant liée aux visites décennales (voir figure 16).

Ainsi, une décision de principe a été prise en 2002 de lancer le processus d’élaboration des conditions de la prolongation de l’exploitation au-delà de la 30ème année pour le palier 900 MW, les 3èmes visites décennales devant commencer en 2009. De même, ainsi que l’autorité de sûreté l’a indiqué à vos Rapporteurs, la décision de principe d’autoriser le fonctionnement au-delà de 40 ans pour dix années supplémentaires serait prise vers 2010, le contenu des VD4 commençant à être précisé vers 2015 pour le palier 900 MW143.

Or, à cette date, les enseignements des 3èmes visites décennales qui serviront de support à la décision de principe, commenceront d’être connus. Rien ne garantit que cette décision de principe sera positive.

Les deux années 2 010 et 2 011 seront donc celles de toutes les incertitudes.

Première incertitude : à l’issue de leur 3ème visite décennale, les premiers réacteurs 900 MWe pourront-ils continuer leur exploitation au-delà de 30 ans ?

Deuxième incertitude : la décision de principe de pousser ou non l’exploitation au-delà de 40 ans pourra-t-elle être prise et selon quelles modalités les autorisations pourront-elles être accordées ?

Mais des évolutions réglementaires pourraient aussi intervenir au niveau international.

Au début de la décennie 2010, la disponibilité d’un démonstrateur-tête de série sera d’autant plus indispensable que les résultats de la lutte contre le changement climatique feront l’objet d’un premier bilan et que les contraintes afférentes pourront être renforcées.

S’agissant de la maîtrise de ses émissions de gaz à effet de serre, la France n’a pas les moyens de réduire la taille de son parc électronucléaire. Il en est de même pour ses émissions d’oxydes d’azote NOx de SO2 qui font l’objet d’engagements internationaux.

Si la France devait et pouvait remplacer en une simple année sa production d’électricité nucléaire par des moyens de production classique, même avec les plus modernes des centrales comme les centrales à cycle combiné au gaz, ses émissions de gaz à effet de serre augmenteraient d’un coup de 40 millions de tonnes équivalent carbone.

La production électronucléaire représente donc l’équivalent de 40 millions tonnes équivalent carbone non émises.

On sait qu’en France, les émissions de gaz à effet de serre liées aux utilisations de l’énergie représentent annuellement 100 millions tonnes équivalent carbone, pour 144 millions d’émissions totales.

Or les engagements de la France vis-à-vis de la lutte contre l’effet de serre, tels qu’ils résultent du Protocole de Kyoto et sont traduits dans le Plan National de Lutte contre le Changement Climatique (PNLCC) sont qu’en 2010, les émissions de gaz à effet de serre liées à la production électrique ne dépassent pas leur niveau de 1990, c’est-à-dire 9,1 millions de tonnes équivalent carbone, soit 33 millions tonnes équivalent CO2144, provenant essentiellement de la production des centrales thermiques à charbon pour les heures de pointe. (voir figure 17)

Or en 2000, les émissions des centrales thermiques utilisées en pointe se sont révélées au même niveau145 qu’en 1990.

On voit donc qu’au regard de la lutte contre l’effet de serre, la production d’électricité ne pourra augmenter ses émissions en remplaçant des réacteurs nucléaires par des centrales thermiques utilisant des combustibles fossiles, même les plus modernes comme des cycles combinés à gaz146.

Par ailleurs, la date de 2010 correspondra aussi à un bilan des mesures prises en application du Protocole de Kyoto. En effet, ainsi que le prévoit ce Protocole, la réduction globale d’au moins 5 % pour l’ensemble des pays concernés et de 8 % pour l’Union européenne par rapport à 1990, doit être réalisée entre 2 008 et 2 012.

Si le changement climatique se confirmait et a fortiori s’accentuait, il est probable que les contraintes de la réduction des émissions pourraient alors être renforcées.

S’ajoutant aux contraintes de la stabilisation en France des émissions de gaz à effet de serre, la Directive européenne sur les Plafonds nationaux d’émission oblige la France à réduire ses émissions d’oxydes d’azote NOx de 1,43 million de tonnes en 2000 à 0,81 million de tonnes en 2010.

Là encore, le remplacement de réacteurs nucléaires par des cycles combinés à gaz empêcherait d’atteindre les objectifs fixés par la directive européenne.

On trouvera au tableau suivant le total annuel des rejets dans l’atmosphère d’un cycle combiné à gaz de 520 MWe fonctionnant réellement aux États-Unis 147.

Ainsi non seulement les émissions de CO2 d’un cycle combiné à gaz sont très importantes, près de 2 millions de tonnes par an pour une centrale de 520 MW seulement, mais les émissions d’autres polluants dépassent les 700 tonnes par an.

En outre, un site comprenant un cycle combiné à gaz doit stocker des quantités importantes de produits chimiques, tels que l’ammoniaque pour le traitement des NOx, de l’acide sulfurique pour la déminéralisation, de la soude, du chlore, de l’hydrazine et des amines, ainsi que du phosphate de sodium.

Ainsi, l’image positive des cycles combinés à gaz en termes d’environnement est très largement usurpée.

S’agissant des contraintes de la lutte contre les émissions de gaz à effet de serre et de NOx, certains experts font valoir qu’un dérapage dû à la production électrique du fait d’un renouvellement du parc électronucléaire par des cycles combinés à gaz pourrait être compensé par les progrès effectués par les autres secteurs.

Autre manière de poser le problème, l’avantage que lui donne son parc électronucléaire n’a-t-il pas pour conséquence que la France n’est pas assez déterminée pour lutter contre les émissions des secteurs des transports et du résidentiel-tertiaire ?

En réalité, il n’en est rien. On voit bien que le dérapage des émissions de gaz à effet de serre est considérable dans les transports et le résidentiel-tertiaire.

Les émissions de GES des transports ont en effet augmenté de 21 % entre 1990 et 2001, celles du résidentiel-tertiaire de 17 %, tandis que celles de l’industrie diminuaient de 14 %, celle de l’énergie148 de 17 %, de l’agriculture149 de 6 % et du traitement des déchets150 de 4 %.

Il n’y a donc aucune place pour un dérapage des émissions de gaz à effet de serre qui proviendrait d’un changement de structure du parc de production électrique.

3. Une sécurité sur le plan économique, même avec une série limitée

Les risques économiques qui pourraient être conjurés grâce à la disponibilité d’un EPR au début des années 2010 sont multiples, macroéconomiques pour l’économie française et micro-économique pour l’exploitant.

La recherche d’une amélioration de l’indépendance énergétique est, à juste titre, une constante de la politique énergétique française. Si la diversification des sources d’approvisionnement peut être une solution partielle, la limitation et, mieux encore, la réduction des importations sont des solutions bien préférables.

Pour remplacer la production des centrales nucléaires du parc d’EDF, il serait nécessaire d’importer 100 millions de tonnes équivalent pétrole. L’impact sur la facture énergétique serait d’environ 20 milliards E, entraînant une augmentation de 80 % de celle-ci.

Or, en 2002, la facture énergétique s’est élevée à 21, 8 milliards E, en baisse de 5,5 % par rapport à 2001, grâce à la baisse du dollar et à celle du prix des énergies importées. Outre son montant élevé, la facture énergétique présente un autre inconvénient, celui d’être extrêmement sensible aux évolutions du dollar et du prix des hydrocarbures (voir tableau 23).

La demande de gaz augmente en effet fortement dans tous les pays, poussée essentiellement par la production d’électricité.

Ainsi aux États-Unis, sur les deux années 2000 et 2001, ont été construites 400 centrales électriques thermiques, toutes fonctionnant au gaz, à tel point qu’en 2002, la production d’électricité a représenté 70 % de la consommation totale de gaz naturel. Le prix du gaz sur un « hub » gazier américain, le « Henry hub » est passé de 2,5 à 5,25 $/ MBtu en douze mois. En conséquence, selon les prévisions faites par Conoco Phillips Gas & Power, le prix du gaz ne devrait plus jamais être inférieur à 6 $/MBtu sur le marché américain151.

Pour les autres marchés, les prévisions sont à la hausse, même si celle-ci devrait être inférieure à celle observée aux États-Unis. La production mondiale de gaz ainsi que les réserves prouvées sont mieux réparties géographiquement que celle de pétrole152. Mais des investissements gigantesques sont nécessaires dans les infrastructures de transport, usines de compression ou de liquéfaction, gazoducs, méthaniers. On peut craindre, en conséquence, que les prix soient poussés à la hausse sur tous les marchés. Par ailleurs, les marchés du gaz voient la part des contrats à long terme à prix fixés diminuer tandis que les marchés spots prennent de l’importance, ce qui peut conduire à des situations de tensions sur les prix. A cet égard, si la France a su diversifier ses approvisionnements en gaz153, la part des livraisons spot par rapport aux contrats à long terme tend à diminuer du fait de la recherche de profits maximum par les producteurs. Au total, la hausse des prix du gaz s’est déjà enclenchée en France154.

Or les structures des coûts de production de l’électricité avec le nucléaire et le gaz sont en effet inverses l’une de l’autre155. Les coûts fixes pour le nucléaire représentent 85 % du total contre 20 % pour le gaz (voir figure suivante)156. (voir tableau 24)

Le graphique ci-après, établi par le producteur distributeur d’électricité américain Entergy, montre concrètement la sensibilité du coût de production du MWh avec un cycle combiné à gaz, avec comme référence un réacteur nucléaire « papier » d’un coût d’investissement de 1 000 $/ kW. (voir figure 18)

L’adoption du gaz naturel pour la production d’électricité entraîne un risque important pour l’exploitant.

En conséquence, un exploitant comme EDF peut légitimement considérer que l’EPR est « une option de couverture vis-à-vis de l’évolution du prix du gaz »157.

Autre raison majeure d’opter pour la mise au point de l’EPR au travers de la construction d’un démonstrateur-tête de série, ses coûts de production sont, selon les calculs effectués par la DGEMP, plus compétitifs que ceux des autres filières, que les coûts externes soient ou non internalisés158.

Le coût de production du MWh par le parc électronucléaire d’EDF actuellement en service s’établit à 25-26 E/MWh.

Ainsi, selon la DGEMP164, pour de nouvelles centrales électriques, la compétitivité de l’EPR est assurée par rapport au cycle combiné à gaz, lorsque l’on prend comme hypothèse la construction d’une série de 9 tranches après celle d’un démonstrateur-tête de série. Pour une série de 4 exemplaires, démonstrateur-tête de série inclus, les coûts de production de l’EPR sont équivalents à ceux d’un cycle combiné à gaz. L’intérêt de la construction de l’EPR est à l’évidence tellement important en tant qu’assurance tous risques pour l’exploitant que celui-ci précise avec franchise qu’ « il n’y a pas de besoin de consommation pour le moment »165.

4. L’indispensable lissage du renouvellement du parc d’EDF

Un faisceau de raisons industrielles, financières et stratégiques commande par ailleurs de lisser le renouvellement du parc.

Si cela était nécessaire, il faut encore rappeler que, du fait de l’effet de falaise de la construction du parc électronucléaire d’EDF, 13 réacteurs seraient arrêtés avant 2 020 dans l’hypothèse où leur durée de vie serait limitée à 40 ans.

Sur les cinq années suivantes, une accélération importante du rythme d’arrêt se produirait, puisque 24 réacteurs supplémentaires seraient arrêtés avant 2 025.

Comme on l’a vu plus haut, un prolongement raisonnable de la durée de vie est indispensable pour étaler le renouvellement du parc, ce qui ne pourra être réussi que si les centrales d’EDF sont gérées d’une manière optimale et si une R&D plus active permet de mieux anticiper et de mieux corriger les effets du vieillissement.

Mais l’étalement de la construction de nouveaux réacteurs est également indispensable pour des raisons industrielles et économiques.

Il est impératif de ne pas rééditer le « sprint » de 10 à 15 ans qui a été effectué par l’industrie nucléaire française dans les années 1980166. Un rythme trop élevé de construction oblige à des investissements massifs dont les coûts pèsent sur les coûts de fabrication. Il peut aussi conduire à quelques défauts de conformité de composants dus à la précipitation, qui auraient été découverts avec des délais habituels. Par ailleurs, une telle situation conduit ensuite à une longue période sans construction, ce qui nuit à une bonne utilisation des compétences et des équipements, tant pour le constructeur que pour l’exploitant.

Mais une autre raison essentielle est qu’un remplacement lissé permettrait de diversifier les réacteurs de remplacement, au fur et à mesure de l’apparition de nouvelles solutions techniques, en combinant l’innovation et des concepts éprouvés.

Enfin, le changement de contexte du marché de l’électricité modifie pour l’exploitant les conditions financières de l’investissement de construction de nouveaux réacteurs. L’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité devrait avoir pour conséquence que les prix de vente de l’électricité soient moins stables que dans le passé et les augmentations de prix de vente moins facilement absorbables par la base de clientèle.

Ainsi, une décision de construire l’EPR est fondée au plan macroéconomique et microéconomique.

Cette orientation correspond en outre à la volonté de l’exploitant, ainsi que l’a déclaré M. François ROUSSELY, Président d’EDF lors de l’audition publique du 3 avril 2003.

Déclaration de M. François ROUSSELY, Président d’EDF, audition publique du 3 avril 2003

« Dans l’hypothèse d’une durée de vie de 40 ans, l’arrêt des centrales actuelles commencerait avant 2020. Ce qui suggère la construction de nouvelles capacités de puissance équivalente. Si nous ne disposons pas d’une nouvelle filière nucléaire déjà éprouvée industriellement à cette époque, le risque est celui d’un passage contraint et en totalité au gaz et au charbon. La seule nouvelle filière disponible alors sera ce qu’on appelle la génération 3+, à laquelle appartient l’EPR. Cette étape apparaît ainsi comme une condition essentielle d’une gestion souple et responsable de la durée de vie des centrales actuelles.

« Ce sera pour nous une sécurité: Elle permet de garantir le maintien et le renouvellement des compétences industrielles et d’ingénierie dont nous avons besoin pour assurer le fonctionnement optimal de nos centrales actuelles, dans des conditions parfaites de sûreté. Si je puis dire, nous devons faire en sorte d’amener nos centrales à mourir en excellente santé. Le développement de l’EPR en parallèle ne peut que nous y aider.

« Il est évident que nous avons tout intérêt, sur le plan financier et sur le plan industriel, à étaler le plus possible, la construction du parc futur, qui sera en service pendant l’essentiel du 21ème siècle. L’idéal serait donc d’étaler sur 30 ans, entre 2020 et 2050, la fin de vie des centrales actuelles. S’agissant d’un parc construit pour l’essentiel en 10 ans, cet étalement permet une grande flexibilité et un grand pragmatisme dans la gestion de la durée de vie de chaque centrale, ce qui est plutôt un point positif, puisque nous pourrons sélectionner les unités les plus robustes pour les conduire au-delà de 40 ans, voire de 50 ans.

« Nous pourrons aussi mieux moduler nos arbitrages entre nucléaire et autres moyens thermiques, entre solutions nucléaires aussi.

« Le renouvellement commencera par le recours à la génération 3+, vers 2020, puis à la génération 4, après 2035, si celle-ci a tenu ses promesses et se révèle opérationnelle.

« Il est donc important que l’on dispose avant 2015 d’un réacteur de génération 3+, déjà éprouvé, afin d’en commencer la construction industrielle pour une mise en service vers 2020. Au vu de ce que nous avons vécu avec la mise en place de chacun de nos paliers, nous savons que nous avons intérêt à disposer d’un retour d’expérience de quelques années sur le réacteur tête de série, avant le lancement de la série industrielle.« Il faudrait donc pouvoir mettre en service un “démonstrateur” EPR à l’horizon 2010, ce qui veut dire, compte tenu d’un temps de construction de 6 ans, pouvoir en engager la construction à court terme. »

Cette décision de l’exploitant doit donc être autorisée sans tarder afin d’assurer un renouvellement progressif « lissé » qui permettra d’éviter les difficultés rencontrées dans les années 1980 lorsque le parc électronucléaire d’EDF était construit à un rythme sans équivalent dans le monde.

5. Une décision urgente pour disposer en 2015 de l’expérience requise

En cas de décision rapide de construire un EPR, un site devrait rapidement être choisi. EDF serait en mesure de déposer sa demande d’autorisation de création à la fin 2003-début 2004, accompagnée du rapport préliminaire de sûreté, de l’étude d’impact, de l’étude de dangers, du dossier présentant les prélèvements et les rejets, ainsi que le dossier d’occupation du domaine maritime.

Simultanément, avant la fin 2003, les études de la chaudière et du contrôle commande pourraient être achevés.

Si l’on retient le début 2004 comme date de référence pour le dépôt du dossier d’autorisation de création, le délai d’instruction et d’adoption du décret d’autorisation serait de 2 ans, à quoi s’ajoute le délai supplémentaire difficilement évaluable correspondant au débat public, ce qui conduit probablement à la publication du décret d’autorisation de création fin 2006, début 2007.

En parallèle à cette instruction administrative du dossier, se déroulerait la préparation technique de la phase de construction.

Un appel d’offres international serait-il nécessaire compte tenu de la législation européenne ? La Finlande a opté pour cette procédure. Sous réserve de confirmation, EDF pourrait procéder à un contrat de gré à gré pour la chaudière et à une série d’appel d’offres pour le contrôle commande, les études et les travaux de génie civil, les tuyauteries et les ventilations.

En conséquence, la date du premier béton sur le site pourrait être le début 2007, ce qui conduirait à une mise en service industriel en 2012167.

Selon ce schéma, lorsque les premiers réacteurs du palier 900 MWe atteindraient les parages de leur 4ème visite décennale vers 2019, la France disposerait avec l’EPR de l’expérience nécessaire pour lancer en toute sécurité la construction du nombre de réacteurs correspondant à ses besoins de remplacement.

Mais en réalité, ce calendrier est extrêmement tendu. En effet, l’arrêt d’une ou plusieurs tranches en 2 019 devraient être immédiatement compensé par l’entrée en service d’un ou de plusieurs nouveaux réacteurs.

Compte tenu de la durée de construction de 5 ans, cela signifie que la construction du ou des réacteurs de série devrait être décidée en 2015.

A cette date, l’expérience acquise avec le démonstrateur-tête de série EPR ne serait que de 3 ans, ce qui semble tout juste suffisant pour en corriger les éventuels défauts de jeunesse et en stabiliser la conception définitive. (voir figure 19 page ci-contre)

En faisant clairement connaître ses intentions, EDF a pris ses responsabilités d’industriel et d’exploitant.

L’État actionnaire devrait d’autant moins s’y opposer que les raisons de l’exploitant sont convaincantes et qu’à l’inverse aucun argument consistant n’a été avancé pour les réfuter.

En tout état de cause, la décision de construire rapidement un démonstrateur-tête de série EPR est d’autant plus importante que la France disposera d’un avantage concurrentiel important avec un EPR en fonctionnement jouant le rôle vitrine technologique lorsque les marchés du nucléaire redémarreront dans les pays nucléaires.

2) au 01/04/2003 3) Pour la Russie, source : service nucléaire, ambassade de France à Moscou. 4) 11/04/03. 5) Âge à partir de la mise en service industriel. 6) au 01/04/03. 8) Commissionner Nils DIAZ, NRC, Rockville, MA, 11 mars 2003. 9) Nuclear Energy Institute, Washington DC, 11 mars 2003. 10) Les inconvénients de l’inconel 600 un acier à haute teneur en nickel, sont apparus dès les années 1980 pour les générateurs de vapeur, les pressuriseurs, les pénétrations de fond de cuve et à partir des années 1990 pour les couvercles de cuve avec la mise en évidence de fuites à Bugey. En définitive, l’inconel 690 a été introduit avec succès en 1985. 11) Pour réaliser ses inspections en service de la zone de cœur de toutes les cuves des paliers 900 et 1 300 MW, l’exploitant a utilisé successivement l’outil TPM de première génération de contrôle par ultrasons, puis l’outil VPM de seconde génération. 12) Commissionner Nils DIAZ, audition du 11 mars 2003 à Rockville, MA. 13) Randy K. NANDSTAD, Nuclear Materials Science and Technology Group, Metals and Ceramics Division, et B. Richard BASS, Modeling and Simulation Group, Computational Sciences and Engineering Division, audition du 13 mars 2003, Oak Ridge National Laboratory, TN. 14) MOX : Mixed Oxide Fuel. Le MOX est un mélange d’oxydes d’uranium et de plutonium. Des variantes existent tant pour le ratio uranium 235 fissile/uranium 238 fertile de l’oxyde d’uranium que pour la teneur globale de l’oxyde de plutonium et sa composition isotopique. On considère généralement que le pourcentage maximal admissible de plutonium par rapport à l’uranium est d’environ 12 %. 15) DAC : décret d’autorisation de création. 16) Déformation sous l’action de la pression. 17) Source : DGSNR 18) Les matériels et logiciels correspondant au contrôle commande représentent un investissement considérable, évalué à 1,71 milliard E, dont 0,92 milliard pour le palier 900 MW, 0,62 milliard pour le palier 1 300 MW et 0,17 milliard pour le palier 1 450 MW. 19) Suède : commande des barres de contrôle du réacteur BWR de Forsmark 3 (1 998). République tchèque : systèmes de protection, limitation et contrôle des 4 réacteurs VVER (2 000). Hongrie : systèmes de protection, limitation et contrôle des deux réacteurs VVER de Paks (1 998). Slovaquie : systèmes de protection, limitation et contrôle des 2 premiers VVER de Bohunice (1 999). États-Unis : système de traitement d’eau du condenseur du réacteur REP de Callaway (2 001) ; rénovation complète du contrôle commande des deux réacteurs REP de Commanche Peak (2 001) ; système de protection des trois réacteurs REP d’Oconee (2 001).. 20) Le coût d’un couvercle de cuve d’un réacteur 1 300 MWe s’élève à 2,2 millions euros et le coût de l’intervention à 2,7 millions euros. 21) 1990 : Dampierre 1. 1993 : Bugey 5. 1994 : Gravelines 1. 1995 : Saint Laurent B1, Dampierre 3. 1996 : Gravelines 2. 1997 : Tricastin 2. 1998 : Tricastin 1. 2000 : Gravelines 4. Tricastin 3. 2002 : Fessenheim 1. 22) Framatome ANP possède une part de marché très importante du remplacement des couvercles de cuve aux États-Unis. L’impact financier de l’immobilisation d’une tranche concernée est tel pour l’exploitant que des pénalités de 2 millions $ par jour de retard sont appliquées au constructeur pour le remplacement, avec une prime d’1 million $ par jour d’avance. 23) Début mars 2003, le chiffre d’affaires réalisé par Framatome ANP Inc. en 2002 pour les couvercles de cuve s’est élevé à 17,5 millions $. 24) Audition du 22 janvier 2003. 24) Audition du 22 janvier 2003. 26) Elecnuc, les centrales nucléaires dans le monde, édition 2002, CEA. 27) L’ordre de grandeur de l’investissement dans le parc électronucléaire d’EDF est estimé à environ 70 milliards d’euros. 28) Audition du 10 février 2003, Helsinki. 29) L’aval du cycle nucléaire, tome II : les coûts de production de l’électricité, Christian BATAILLE et Robert GALLEY, Députés, Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 1359, Sénat n° 195, Paris, février 1999. 30) Note aux Rapporteurs, Philippe GIRARD, Membre du Comité de pilotage, 15 janvier 2003. 31) Au-delà de la durée d’amortissement une baisse de la taxe professionnelle et de la provision pour démantèlement peut également intervenir. 32) La part du coût du combustible dans le MWh produit par une centrale thermique au charbon est d’environ 45 %. 33) Audition de Dr Laaksonen, Directeur général de STUK, Helsinki, 11 février 2003. 34) Au début 2003, les États dérégulés étaient les suivants : à l’Est : Maine, Vermont, New Hampshire, Massachusetts, Rhode Island, Connecticut, New Jersey, Delaware, Maryland, District of Columbia, Pennsylvanie, West Virginia, Virginia ; au Centre : Ohio, Michigan, Illinois ; au Sud : Arkansas, Texas, Oklahoma, New Mexico, Arizona ; à l’Ouest : Montana, Oregon. Les législations de réglementation ont été annulées en Californie et au Nevada. 35) Les seuls coûts pris en considération sont les coûts du combustible. Les frais de personnel font partie des coûts fixes. 36) Les prix spots ne reflètent pas tout le marché mais seulement les transactions effectuées la veille pour le lendemain. 37) Le facteur de charge est un ratio dont le numérateur est égal à la production effective envoyée sur le réseau et le dénominateur égale le produit de la puissance maximale du réacteur multiplié par 365 jours et par 24 heures. 38) Angelina S. HOWARD, Executive Vice President, Nuclear Energy Institute, audition du 11 mars 2003, Washington DC. 39) André-Claude LACOSTE, Directeur général de la sûreté nucléaire et de la radioprotection, audition du 14 janvier 2003. 40) Le Groupe Permanent Réacteurs est l’un des quatre groupes d’experts placés auprès de la DGSNR pour étudier les problèmes techniques posés en matière de sûreté par la création, la mise en service, le fonctionnement et l’arrêt des installations nucléaires et de leurs annexes. 41) La Suède compte 12 réacteurs, dont 9 réacteurs à eau bouillante de conception et fabrication suédoises, et 3 réacteurs PWR d’origine Westinghouse. Pour le moment, malgré la décision prise en 1980 par référendum d’abandonner le nucléaire, 11 de ces réacteurs sont encore en service. 42) Claude BIRRAUX, audition du 12 février 2003. 43) Regulatory Aspects of Life Extension and Upgrading of NPPs, CNRA Special Issue’s Meeting 2 000 Report, AEN-OCDE, janvier 2001. 44) Le réacteur de Loviisa-1 est autorisé jusqu’en 2007, et celui de Loviisa-2 jusqu’en 2010, dates auxquelles les durées de fonctionnement auront atteint 31 ans. Les deux réacteurs d’Olkiluoto opèrent actuellement dans le cadre d’une autorisation de 20 ans, qui expirera en 2018, au terme d’une période de 40 ans et 4 mois d’exploitation. 45) Comprehensive Periodic Safety Review. 46) Audition de M. Christer Viktorsson, Chef du département Sécurité des réacteurs, SKI, Stockholm, 12 février 2003. 47) Au 1er janvier 2003, les commissions du RSK étaient les suivantes : ingénierie des centrales et systèmes nucléaires (groupes de travail : tenue aux chutes d’avion, tenue aux séismes) ; appareils à pression ; installations électriques ; conduite des réacteurs (groupe de travail sur les hauts taux de combustion) ; enjeux fondamentaux du nucléaire ; gestion des déchets. 48) Audition du Dr Gerald HENNEHÖFER, membre du directoire d’E.ON Énergie, Berlin, 13 février 2003. 49) Audition du Dr Klaus PETERSEN, Vice-President Nuclear Power Plants of RWE Power AG, Berlin, 13 février 2003. 50) « License renewal ». 51) Audition des Commissioners Nils DIAZ et Edward McGAFFIGAN, Jr, US Nuclear Regulatory Commission, Rockville, MA, 11 mars 2003. 52) Western European Nuclear Regulators’ Association. 53) Commissionner Edward McGAFFIGAN, Jr, US Nuclear Regulatory Commission, Rockville, MA, 11 mars 2003. 54) Audition de M. Aybars GÜRPINAR, chef de la section Sûreté de conception et de M. Pierre LABBE, Chef de l’unité ingénierie, responsable du programme sur la prolongation de la durée de vie, AIEA, 30 janvier 2003. 55) La recommandation de l’AIEA est la suivante : « the first PSR should be undertaken about ten years after the start of operation and subsequent PSRs every ten years until the end of operation ». 56) Audition de M. Thierry DUJARDIN, Directeur adjoint Science et Développement et M. Eric MATHET, Administrateur, division de la sûreté nucléaire, AEN-OCDE, 30 janvier 2003. 57) Le réacteur de Barsebäck-1 a été arrêté en novembre 1999. 58) Audition de représentants du BMU et de la GRS, Cologne, 25 mars 2003. 59) Audition de MM. QUENIART, NIEL, JOREL, ROY et VOUILLOUX, IRSN, 19 mars 2003. 60) Jean-Christophe NIEL, IRSN, audition publique, 3 avril 2003. 64) Source : Rapport annuel du CEA pour 2001. 65) Ainsi, l’ensemble des outils développés en France pour l’inspection, la réparation et le remplacement des générateurs de vapeur sont-ils utilisés en Allemagne et aux États-Unis, de même que les robots d’inspection des couvercles de cuve. Inversement, la filiale américaine a fourni des sondes de contrôle des tubes de GV et la filiale américaine des robots pour les tuyauteries de petit diamètre. 66) Le recuit est réputé rajeunir le métal de 4 à 5 ans. Mais certaines expériences montrent que la fragilisation peut reprendre et s’accélérer rapidement après le recuit. Pour EDF, il ne s’agit donc pas là d’une option de référence pour garantir une durée de vie à 40 ou 60 ans. Si la température de transition fragile-ductile atteignait 150 ou 200 °C, la question du recuit pourrait se poser mais d’autres méthodes sont plus efficaces, pour le moment, pour prévenir une telle évolution. 67) Les endommagements des générateurs de vapeur peuvent revêtir des formes très diverses et provenir de causes multiples : corrosion interne, corrosion externe, vibrations, usure. Des travaux considérables ont permis de progresser sur la compréhension du phénomène de corrosion sous contrainte côté primaire de l’alliage Inconel 600 et sur sa maîtrise. Il reste des études importantes à mener sur la corrosion côté secondaire, la chimie locale étant difficile à maîtriser et les débits de fuite à travers des défauts traversants étant difficiles à comprendre et à prévoir. 68) De même, si l’on obtient le résultat d’une probabilité de rupture de cuve de 10-8 par an avec une température de transition RTNDT de 100 °C, la R&D doit s’interroger sur l’intervalle de confiance d’un tel résultat, en évaluant la part du hasard ou l’importance d’éventuels biais dans l’expérience et l’analyse. 69) « Tailor made systems for Finland » selon l’expression d’un représentant de Fortum. 70) Le réacteur de Loviisa-2 a enregistré un facteur de capacité de 82,2 % en raison d’un arrêt prolongé pour une revue programmée de sûreté approfondie. 71) Le réacteur d’Olkiluoto 1 a été autorisé en 1979 et celui d’Olkiluoto 2 en 1981. 72) Teollisuuden Voima Oy. 73) Capacity Factor. 74) Au terme du programme 1994-1998 de modernisation, la probabilité d’endommagement du cœur a été réduite d’un facteur 5 et la puissance de chaque réacteur est passée de 710 à 840 MWe. Les principales opérations à venir correspondent à la modernisation de l’îlot de la turbine sur la période 2003-2006 et à celle du contrôle commande en 2013-2014. 75) Audition de M. Tom CHRISTOPHER, President & CEO, Framatome ANP Inc., Lynchburg VA, 12 mars 2003. 76) Cet investissement d’environ 200 $/kW est à comparer au coût de construction d’un cycle combiné à gaz (500 $/kW) et à celui d’un réacteur nucléaire neuf (1500-1800 $/kW). 77) Une visite décennale dure environ 2 fois plus longtemps qu’une visite partielle. En effet, au cours de ces visites, des tests spécifiques effectués tous les dix ans sont en effet obligatoires, comme l’épreuve hydraulique des circuits primaires et secondaires principaux et le test d’étanchéité de l’enceinte de confinement. 78) Selon les résultats d’une analyse comparative effectuée en 2001 sur environ 40 arrêts de tranche de centrales françaises et environ 30 arrêts de tranches de centrales américaines parmi les plus performantes. 79) Les arrêts à simple rechargement et les visites partielles ont lieu en alternance. 80) Les nombres de salariés impliqués dans les tâches de maintenance est estimé à 10 000 – 10 500 et le nombre de ceux impliqués dans les travaux de modification est de 2 000 à 2 500. 81) Le taux de combustion maximal autorisé du combustible UO2 est de 52 GWj/t. Le mode de gestion actuel du MOX limite dans les faits son taux de combustion à 42 GWj/t. 82) Audition de M. RASTAS, Directeur de la centrale d’Olkiluoto, Helsinki, 11 février 2003. (source : P. Girard – EDF Trading) 83) Coefficient d’utilisation Ku : ratio dont le numérateur est égal à la durée réelle de production pendant une période donnée et le dénominateur à la durée totale de la période considérée où le réacteur est disponible. Ku est donc égal au rapport Kp/Kd. 84) SKI assume la charge financière de deux chaires professorales sur le nucléaire, à KTH, l’école polytechnique royale de Stockholm et à l’université de Stockholm. 85) KTH étudie également la possibilité de créer un Master international d’ingénierie nucléaire. 86) Claude PICHOT, Président de l’AFIM (association nationale des ingénieurs de maintenance), audition du 2 avril 2003. 87) Georges SERVIERE, EDF, audition du 14 janvier 2003. 88) Claude PICHOT, op. cit. 89) Georges SERVIERE, EDF, op. cit. 90) Une étude réalisée par l’AFIM en 1999 sur les départements de Gironde et des Landes montre une fluctuation considérable des travaux de maintenance au cours d’une même année. 91) Mathilde BOURRIER, audition du 14 janvier 2003. 92) EDF Énergie, Audition du 22 janvier 2003. 93) M. Joël PIJSELMANN, Directeur général délégué, Framatome ANP, audition du 2 avril 2003. 94) Audition des représentants d’EDF, 19 décembre 2002. 95) La capacité installée nette s’élève à 63 GW en 2002. 96) Le scénario de 60 GW correspond à une perpétuation des exportations d’électricité. Mais, selon EDF, l’interconnexion des réseaux nationaux restera relativement limitée à l’avenir dans l’Union européenne, l’électricité devant être produite et consommée dans un cercle relativement restreint. En conséquence, l’exportation qui représente aujourd’hui 15 % de la production française peut difficilement aller beaucoup au-delà 97) Réciproquement, on peut se demander pourquoi un scénario à 80 GW mettant l’accent sur l’exportation n’a pas été étudié. 98) Les parts des différents gaz à effet de serre, calculées en millions de tonnes équivalent CO2, c’est-à-dire en tenant compte de pouvoirs radiatifs différents, étaient les suivantes en 2001 : CO2 : 69 % ; N2O : 16 % ; CH4 : 13 % ; HFC : 1,7 % ; SF6 : 0, 4 % ; PFC : 0,3 %.. (source : OPECST) 99) Autre constat important des scénarios étudiés par EDF, si l’on voulait parvenir à une puissance nucléaire installée de 60 GW en 2050, il serait nécessaire de pousser la durée de vie du parc existant à 60- 63 ans. 100) Notamment Jean-Paul SCHAPIRA, Comité de pilotage, audition du 20 mars 2003. 101) Le contrôle de la sûreté et de la sécurité des installations nucléaires : le fonctionnement des autorités chargées du contrôle de la sûreté nucléaire et de la radioprotection - Les réacteurs nucléaires du futur, par Claude BIRRAUX, Député, Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 2417, Sénat n° 155 (1991-1992), décembre 1991. 102) « Passive devices do not give STUK more headache than active devices ». Dr LAAKSONEN, Directeur général de STUK, audition du 11 février 2003, Helsinki. 103) Vincent MAUREL, Président de Framatome ANP, audition du 29 janvier 2003. 104) Audition du 11 février 2003, Helsinki. 105) Contrôle de la sûreté et de la sécurité des installations nucléaires : 1ère Partie : le projet de réacteur nucléaire franco-allemand, par M. Claude BIRRAUX, Député, Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, Assemblée nationale n° 971, Sénat n° 484, Paris, juin 1998. 106) Audition de la DGSNR, 14 janvier 2003. 107) Bernard DUPRAZ, Directeur délégué de la Branche Energie d’EDF, audition du 19 décembre 2002. 108) Bernard DUPRAZ, op.cit. 110) De même, les règles techniques prises ultérieurement, par exemple les circuits primaires et secondaires, représentent un acquis auquel il sera possible de se référer, lorsque les examens en cours par le Groupe Permanent Réacteurs seront achevés. Un travail d’examen était en cours au début 2003 sur l’intérêt et la possibilité de transposer certaines améliorations de sûreté prévues sur l’EPR aux réacteurs existants. 111) Kd ensemble des REP en 2001 : 81,1 %. Kd ensemble des REP depuis MSI : 78,1 %. Source : Elecnuc - les centrales nucléaires dans le monde, CEA, édition 2 002. (source : Framatome) 112) Les auxiliaires de sauvegarde placés dans les bâtiments du même nom (BA) permettent de maintenir en toutes circonstances le refroidissement du cœur. Les auxiliaires comprennent notamment l’alimentation de secours des générateurs de vapeur (ASG), le circuit d’injection de sécurité d’eau fortement dosée en acide borique dans le circuit primaire (RIS), le circuit d’aspersion de sécurité de l’enceinte (EAS). 113) Auditions des 29 janvier et 27 mars 2003. 114) Audition du 27 mars 2003. 115) La durée de réalisation de l’EPR était de 66 mois à compter du premier béton, dans la version précédente. Les études faites par Framatome ANP, constructeur de la chaudière, mais aussi par EDF, montrent aujourd’hui qu’il est possible de réaliser la construction en moins de 57 mois. 116) Les hypothèses retenues pour établir cette comparaison sont, d’une manière générale, défavorables à l’EPR et favorables au cycle combiné à gaz. Le prix du gaz est pris égal à 3,3 US$/MBTu, soit la valeur centrale des études du Plan ; par comparaison, les études faites aux États-Unis prennent généralement comme hypothèse un prix de 5 US$/MBTu. Le taux d’actualisation adopté est de 8 %, ce qui est nettement défavorable au nucléaire ; la Finlande a adopté un taux d’actualisation de 5 % pour les études qui ont conduit à la décision de construire un 5ème réacteur. La parité euro-dollar adoptée est de 1 US$ = 1 euro. La référence pour le cycle combiné à gaz est celle de la meilleure centrale disponible sur le marché, soit un cycle combiné d’un rendement de 58,5 %. Le facteur de charge pour l’EPR est au contraire pris égal à 90,5 %, un niveau qui sera probablement dépassé dans la pratique. 117) Par ailleurs, le coût de démantèlement de la centrale nucléaire, de l’ordre de 15 % de l’investissement, est intégré au coût du MWh nucléaire, alors qu’il ne l’est pas pour une centrale à gaz. 118) Les hypothèses sont alors les suivantes : les calculs sont effectués en E de 2001 actualisés à 9 %. Les résultats indiqués sont ceux de la tranche moyenne de l’ensemble constitué d’un démonstrateur-tête de série et de 9 tranches (mer/rivière), soit un total de 10 tranches. La disponibilité nette est de 91 % avec des cycles de 18 mois. La durée de construction est de 67 mois pour le démonstrateur-tête de série et de 57 mois pour une tranche moyenne. La puissance nette moyenne des tranches est de 1 590 MWe. 119) Les frais de développement du démonstrateur correspondent à 3,5 millions d’heures d’étude des installations, à 1,5 million d’heures d’ingénierie de maîtrise d’œuvre et aux dépenses de développement d’outillage et d’essais de validation. 120) Il s’agit d’un coût économique de production en économie publique. 121) Les différents scénarios de prix du gaz sont les suivants : scénario bas : 2,4 $/MBtu ; scénario médian : 3,30 $/MBtu ; scénario haut : 3,6 $/MBtu. 122) Au sein du conglomérat américain General Electric, c’est sa filiale Electric Power Systems qui a la responsabilité de l’énergie nucléaire par l’intermédiaire de la division nucléaire intitulée GE Nuclear Energy. 123) Anne LAUVERGEON, Président du directoire du Groupe AREVA, présentation à l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, mars 2003. 124) Audition de Stephen R. TRITCH, President and Chief Executive Officer, Westinghouse Electric Company, Washington, 11 février 2003. 125) En septembre 2002, suite au scandale TEPCO, la Préfecture de Fukui a annulé le permis de construire des deux APWR délivrés à JAPC (Japan Atomic Power Co) pour sa centrale de Tsuruga. 126) Audition du 11 mars 2003, Washington DC. 127) La dénomination anglo-saxonne des réacteurs RBMK est LWGR (« Light-water-Cooled Graphitemoderated Reactor »). 128) La Russie est notamment déjà impliquée dans la construction d’un réacteur en Iran, projet qui préoccupe fortement les États-Unis en raison des risques de prolifération. 129) En novembre 2002, la Chine comptait 5 réacteurs opérationnels (puissance installée : 3 715 MWe) et 6 réacteurs en construction (puissance correspondante : 4 878 MWe). 130) En novembre 2002, l’Inde comptait 14 réacteurs opérationnels (puissance installée : 2 503 MWe) et 8 réacteurs en construction (puissance correspondante : 2 693 MWe). L’Inde compte ainsi un grand nombre de réacteurs d’étude et construit désormais des réacteurs électrogènes. 131) En août 2002, le ministère de l’économie, du commerce et de l’industrie (METI) du Japon a révélé qu’une enquête était ouverte sur la dissimulation par TEPCO de 29 rapports d’inspections relatives à 13 de ses réacteurs BWR, les deux ABWR n’étant pas en cause. En septembre 2002, TEPCO a toutefois fait part à l’autorité de sûreté japonaise de la mise en évidence d’un problème de corrosion sur un composant fixe de l’ABWR de Kashiwazaki-Kariwa 6. 132) Il reste que le coût du combustible des réacteurs à eau bouillante est supérieur à celui des réacteurs à eau pressurisée. 133) Le secteur nucléaire russe, note d’information du service nucléaire de l’ambassade de France à Moscou, janvier 2003. 134) En particulier par Bernard ESTEVE, Directeur général délégué, Framatome ANP, audition publique du 3 avril 2003. 135) La hauteur du bâtiment réacteur de l’AP 1 000 est de 83 m, pour un diamètre de 45 m. Le bâtiment réacteur de l’EPR a une hauteur de 60 m et un diamètre de 47 m. (source : Westinghouse) 136) L’ABWR de General Electric a été certifié par la NRC le 2 mai 1997, le CE 80+ de Westinghouse le 9 mai 1997 et l’AP 600 le 16 décembre 1999. Quant à l’AP 1000, il devrait être certifié en 2005. 137) comptés à partir du Basic Design. 138) Audition du 20 mars 2003. 139) Joël PIJSELMAN, Directeur général délégué, Framatome ANP, audition du 2 avril 2003. 143) Alain SCHMITT, Directeur général adjoint, DGSNR, audition de la DGEMP, 20 mars 2003. 144) Cette quantité de 33 millions de tonnes équivalent CO2 équivaut aux émissions d’un parc de cycles combinés à gaz produisant 87 TWh par an, soit 19 % de la consommation interne d’électricité de 2002. 145) À 4 % près, d’après les chiffres de l’Observatoire de l’énergie-DGEMP. 146) Ceci va donc conduire à fermer progressivement les centrales à charbon fonctionnant en pointe les plus anciennes Dans ses prévisions de consommation d’électricité, RTE (Réseau de Transport de l’Électricité) fait l’hypothèse d’une fermeture d’ici à 2006 d’un 1/3 du parc des centrales thermiques à charbon de moins de 250 MW, entre 2008 et 2010 d’un autre tiers et entre 2 010 et 2015 du dernier tiers. Dans ce même exercice de prévision, le parc des centrales thermiques à charbon de plus de 250 MW est conservé en l’état. 147) Cycle combiné à gaz équipé de deux turbines à gaz de 170 MW chacune et d’une turbine à vapeur de 185 MW, équipé des meilleurs dispositifs de réduction d’émissions : brûleur NOx, réduction catalytique des NOx, oxydation catalytique des composés organiques volatils. Cycle combiné fonctionnant 8 760 heures par an à 520 MW avec du gaz naturel. 148) Les émissions de gaz à effet de serre dans l’industrie de l’énergie ont été en 2000 dues aux activités suivantes : production d’électricité (61 %), raffinage (21 %), fuites de combustibles (12 %). 149) Les émissions de gaz à effet de serre dans l’agriculture-sylviculture ont été dues en 2000 aux causes suivantes : consommation d’énergie (9 %) ; sols agricoles (48 %) ; fermentation entérique (27 %), déjections animales (16 %). 150) Les émissions de gaz à effet de serre dans le traitement des déchets ont été dues en 2000 aux causes suivantes : mise en décharge (71 %) ; incinération (14 %) ; eaux usées (15 %). 151) Cité par Tom CHRISTOPHER, President & CEO, Framatome ANP, Lynchburg, VA, 12 mars 2003. 152) En 2001, l’Amérique du Nord a produit 30,9 %, les pays de l’ex URSS 27,5 %, l’Europe 11,9 %, l’Asie Pacifique 11,4 %, le Moyen Orient 9,3 %, l’Afrique 5,0 % et l’Amérique latine 4,1 %. Les réserves prouvées de gaz naturel se trouvent pour les trois quarts en Russie et au Moyen-Orient. 153) En 2002, les importations françaises de gaz naturel provenaient de Norvège (28 %), de Russie (24 %), d’Algérie (24 %), des Pays-Bas (12 %) et d’autres pays (12 %). 154) Le prix du gaz domestique a subi les hausses suivantes en France : + 6,5 % mai 2000, + 13 % en novembre 2000, + 9,5 % en mai 2001. En mai 2002, le prix du gaz a certes baissé de 4,5 %. Mais la hausse a ensuite repris : + 3 % en novembre 2002. Fin avril 2003, GDF demandait au Gouvernement l’autorisation d’augmenter de + 4 % le prix du gaz domestique. 155) Pour le nucléaire, les coûts en capital ou coûts d’investissements représentent en moyenne 70 % du coût de production total. Les coûts d’exploitation et de maintenance sont pratiquement stables depuis quelques années de sorte qu’on peut les assimiler à des coûts fixes. Les coûts du combustible sont également stables pour le nucléaire, tandis qu’ils sont volatils et orientés à la hausse pour le gaz. 156) Dans le cadre d’une analyse de coûts d’entreprise. 157) Bernard SALHA, EDF, audition du 27 mars 2003. 158) Les principales hypothèses sont les suivantes : taux d’actualisation : 8 %. Coût des émissions de CO2 : 20 dollars/tonne CO2. Série de 10 réacteurs, démonstrateur-tête de série compris. 160) Audition du 20 mars 2003. 161) Selon le coût du combustible et la technologie utilisée, le coût de production varie de 32 à 38 E/MWh. 162) Selon le coût du gaz naturel, le coût de production varie entre 30 et 44 E/MWh. 163) Le coût du MWh en renouvellement avec l’un des réacteurs du parc actuel serait de 28 à 34 E/MWh. Le coût de production du MWh avec le parc actuel est de 25 à 26 E/MWh, soit un niveau inférieur qui s’explique par l’amortissement partiel de ce parc. 164) Stéphane GRIT, chargé de la sous direction nucléaire, DIREM (Direction des ressources énergétiques et minérales), DGEMP, ministère de l’industrie, audition du 20 mars 2003. 165) Bernard SALHA, EDF, audition du 27 mars 2003. 166) DGEMP, audition du 20 mars 2003. 167) Georges SERVIERE, EDF, audition du 14 janvier 2003.

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