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La durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs (3ème partie)

le 15/06/2005  |  SantéEnergieConjonctureRéglementationTechnique

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

Sommaire

LISTE DES PERSONNES AUDITIONNÉES4

AUDITION PUBLIQUE DU JEUDI 3 AVRIL 20037

PREMIÈRE TABLE RONDE : LA RÉGLEMENTATION FRANÇAISEET LES CENTRALES D’EDF 8

INTERVENTION DE M. ANDRE-CLAUDE LACOSTE21

DEUXIÈME TABLE RONDE : L’APPROCHE DES DIFFÉRENTS PAYS DE L’OCDEDANS LE DOMAINE DE LA DURÉE DE VIE DES CENTRALES NUCLÉAIRES 24

ALLOCUTION DE Mme NICOLE FONTAINE 31

LES RÉACTEURS DANS LA STRATÉGIE DU CEA PAR M. ALAIN BUGAT,ADMINISTRATEUR GÉNÉRAL DU CEA 34

TROISIÈME TABLE RONDE : LES RÉACTEURS DES ANNÉES 2010 37

INTERVENTION DU Dr KLAUS PETERSEN, VICE PRÉSIDENT NUCLEAR POWER PLANTS,RWE POWER AG, LUE PAR M. SALHA 42

LE NUCLÉAIRE DU FUTUR SELON LE GROUPE AREVA PAR Mme ANNE LAUVERGEON,PRÉSIDENTE DU DIRECTOIRE43

QUATRIÈME TABLE RONDE : LES RÉACTEURS DES ANNÉES 2030-2040 46

L’APPROCHE D’EDF POUR LA GESTION DE LA DURÉE DE VIEDE SON PARC ÉLECTRONUCLÉAIRE PAR M. FRANÇOIS ROUSSELY, PRÉSIDENT D’EDF 57

CONCLUSION PAR M. CHRISTIAN BATAILLE, DÉPUTE DU NORD, RAPPORTEUR 61

LISTE DES PERSONNES AUDITIONNÉES

ORGANISATIONS INTERNATIONALES

AIEA

M. Aybars GÜRPINAR, chef de la section sûreté de conception. M. Pierre LABBÉ, chef de l’unité ingénierie, responsable du programme sur la prolongation de la durée de vie

AEN

M. Thierry DUJARDIN, directeur adjoint, Science et développement. M. Éric MATHET, administrateur, division de la Sûreté nucléaire, Chef de la division du développement nucléaire

MISSIONS À L’ÉTRANGER

Allemagne

Ambassade de France en Allemagne

M. Claude MARTIN, ambassadeur de France. Professeur Marcel BERVEILLER, conseiller pour la science et la technologie. M. Michel BOIVIN, attaché commercial, mission économique. M. Frédéric TURKISH, service scientifique et de technologie, chargé de mission, technologies nucléaires et énergie.

Ministère de l’Economie et du Travail

Dr Dorothee MÜHL, directeur de l’électricité et du gaz naturel. Dr Horst SCHNEIDER, chef de la division IX B3 – économie de la production nucléaire, recherche sur le stockage des déchets.

Ministère de l’environnement, de la protection de la nature et de la sûreté nucléaire

Dipl.-Ing. Dieter MAJER, directeur général délégué. Dr Wolf Dieter THINNES, Regierungsdirektor

GRS

Dipl. – Phys. Lothar HAHN, directeur général

E.ON Énergie

M. Gerald HONNENHÔFER, membre du directoire d’E.ON Énergie.

RWE Power AG

Dr Klaus PETERSEN, Senior Vice President, Nuclear Power Plants. M. Volker HECK, Vice President, Bureau de liaison de Berlin.

Belgique

AVN

M. Jean-Jacques VAN BINNEBEEK, directeur général.

M. Pierre MIGNOT, chargé de mission.

Finlande

Ambassade de France en Finlande

M. Jean-Jacques SUBRENAT, ambassadeur de France. Mme Monique AMIGUES, conseiller économique et commercial. Mme Carole CUNISSET, chargée de mission – mission économique.

Ministère du Commerce et de l’Industrie

M. Jorma AURELA, conseiller principal, département de l’énergie, sûreté des centrales nucléaires.

STUK (agence finlandaise de sûreté nucléaire)

Dr LAAKSONEN, directeur général. M. Juahni HYVÄRINEN, conseiller principal, ingénierie des réacteurs et des systèmes.

VTT (Centre de recherche technique)

M. VUORI, directeur de la recherche sur l’énergie nucléaire. M. Rauno RINTAMA, directeur de la recherche sur les matériaux.

TVO

M. RASTAS, directeur de la centrale d’Olkiluoto.

FORTUM

M. Heikki RAUMOLIN, vice-président, contrôle des opérations nucléaires.

Suède

Ambassade de France

M. Patrick IMHAUS, ambassadeur de France. M. François MANNEVILLE, conseiller culturel et scientifique. M. Frédéric KAPLAN, chef de la mission économique. M. Daniel LANES, chef du secteur biens d’équipement. M. Jean-Philippe ARNOULD, attaché culturel. Mlle Vanina LUIGI, chargée de mission.

SKI (organisme en charge de la sûreté nucléaire)

M. Christer VIKTORSSON, directeur général délégué - directeur du département de la sûreté des réacteurs. M. Anders JÖRLE, directeur de la communication.

KTH (Institut Royal de Technologie)

Dr Wiktor FRID, division de l’ingénierie des réacteurs nucléaires, département énergie et technologie. Professeur Waclaw GUDOWSKI, département de physique nucléaire et de physique des réacteurs. Professeur B.R. SEGHAL, division de la sûreté nucléaire, Department of Energy Technology. Dr Sun PARK, division de la sûreté nucléaire, Department of Energy Technology.

Vattenfall

M. Nils ANDERSON, directeur, production électrique. M. Dag DJURSING, conseiller principal, sûreté nucléaire.

États-Unis

Ambassade de France

M. Jean-David LEVITTE, ambassadeur de France. M. Jean-François BOITTIN, ministre conseiller, chef de la mission économique. M. Régis BABINET, conseiller nucléaire. M. Denis GARDIN, conseiller économique et industriel, adjoint au chef de la mission économique.

Sénat

M. Peter LYONS, Professional Staff, Committee on Energy and Natural Resources, Chief Advisor to Senator Pete DOMENICI, Rep, NM, Chairman.

Nuclear Regulatory Commission

M. Nils J. DIAZ, Commissionner President depuis le 1er avril 2003. M. Edward McGAFFIGAN, J.-R. Commissionner. Mme Maria E. LOPEZ-OTIN, Chief of Staff to Commissionner Nils J. DIAZ. M. Howard J. FAULKNER, Office of International Programs.

Federal Energy Regulatory Commission

Mme Nora MEAD BROWNELL, Commissionner.

Département de l’Énergie

M. William D. MAGWOOD, IV Director, Office of Nuclear Energy, Science and Technology. Mme Elizabeth F. O’MALLEY, International Programs, Office of Nuclear Energy, Science and Technology.

Energy Information Administration

M. Guy F. CARUSO, Administrator. M. Scott SITZER, Director, Coal and Electric Power Division.

Nuclear Energy Institute

Mme Angelina S. HOWARD, Executive Vice President. M. Marvin S. FERTEL, Senior Vice President, Business Operations. M. Alan NELSON Senior Project Manager – Licensing.

EDF International North America

Mme Catherine GAUJACQ, President

AREVA Entreprises, Inc.

M. Robert B. SMART, Président

Framatome ANP

M. Thomas A. CHRISTOPHER, President & CEO. M. Robert S. FREEMAN, Site Manager, Operations. M. Nils BRECKENRIDGE, Manager Strategic Analysis and Marketing.

Cogema

M. Jacques BESNAINOU, Executive Vice President.

Westinghouse Electric Company

M. Steve TRITCH, President & CEO. Dr Aris S. CANDRIS, Senior Vice President & General Manager, Nuclear Services. M. James A. FICI, Senior Vice President, Nuclear Plant Projects. M. Anthony D. GRECO, Vice-President, Human Resources & Corporate Relations.

GF Energy LLC

M. Roger W. GALE, Partner.

Edison Electric Institute

M. David K. OWENS, Executive Vice President, Business Operations Group.

Center for Strategic & International Studies

M. Robert E. EBEL, Director, Energy and National Security.

The Lundquist Group

M. Andrew L. LUNDQUIST, President.

Oak Ridge National Laboratory

Dr William J. MADIA, Director. M. William R. CORWIN, National Director, Generation IV Materials Program, Metals and Ceramics Division. M. Claud E. PUGH, Director, NRC Program Office. M. Emory D. COLLINS, Senior Technical Advisor, Manager, ORNL Defense Programs. Dr.David L. MOSES, Senior Program Manager, Nuclear Technology Programs. M. Brad D. PATTON, Group Leader, Hot Cell Processing, Nuclear Science and Technology Division. M. Allen G. CROFF, Environmental Quality R&D, Program Development. Dr Randy K. NANSTAD, Metals and Ceramics Division. Dr David F. WILLIAMS, Nuclear Science and Technology Division, Coated Particle Fuels Development. B. Richard BASS, Modeling and Simulation Group, Computational Sciences and Engineering Division.

Argonne National Laboratory

Dr Herman GRUNDER, Director. M. John SACKETT, Associate Laboratory Director for Engineering Research. M. Phillip FINCK, Director, Advanced Fuel Cycle Program. M. Paul PUGMIRE, Director of Public Affairs for Argonne-Idaho. M. Hussein KHALIL, Associate Division Director, Nuclear Engineering Division. M. Jim LAIDLER, Senior Chemical Engineer, Chemical Engineering Division. Mme Monica REGALBUTO, Chemical Engineer, Chemical Engineering Division. M. Mark WILLIAMSON Chemist, Chemical Engineering Division.

FRANCE

Ministère de l’Economie, des Finances et de l’Industrie

Mme Nicole FONTAINE, ministre déléguée à l’Industrie. M. Dominique MAILLARD, directeur général de l’énergie et des matières premières (DGEMP), ministère de l’Industrie. M. Didier HOUSSIN, directeur, direction des ressources énergétiques et minérales, (DIREM), DGEMP, ministère de l’Industrie. M. Stéphane GRIT, chargé de la sous-direction de l’industrie nucléaire, DGEMP, ministère de l’Industrie. M. Etienne MOSER, chargé de mission, DIREM.

Direction générale de la sûreté nucléaireet de la radioprotection

M. André-Claude LACOSTE, directeur général de la sûreté nucléaire et de la radioprotection. M. Alain SCHMITT, directeur général adjoint. M. Thomas MORIN, chef de la division des réacteurs de puissance. M. Olivier GUPTA, adjoint au chef de la division des réacteurs de puissance. M. David EMON, chef de la division du contrôle des chaudières et des équipements nucléaires sous pression.

Centre national de la recherche scientifique (CNRS)

M. Daniel GUERREAU, directeur adjoint scientifique de l’IN2P3-CNRS. Professeur Jean-Marie LOISEAUX, professeur à l’université de Grenoble. M. Jean-Paul SCHAPIRA, directeur de recherches honoraire. M. Jean-Claude LE SCORNET, ingénieur de recherche, IN2P3-CNRS.

Commissariat à l’Énergie atomique (CEA)

M. Alain BUGAT, administrateur général. M. Jacques BOUCHARD, directeur de l’énergie nucléaire. M. Patrice BERNARD, directeur du développement et de l’innovation nucléaires. M. Franck CARRE, directeur du programme « Systèmes du futur ». M. Etienne POCHON, directeur du soutien à l’industrie nucléaire. M. Christian NGÔ, directeur scientifique, direction de la recherche technologique. Mme Danielle IMBAULT, directeur adjoint, direction des ressources humaines. Mme Dominique MAZIERE, directrice adjointe de l’INSTN.

Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN)

M. Daniel QUENIART, administrateur provisoire. M. Jean-Christophe NIEL, chef du département d’évaluation de sûreté. M. M. JOREL, adjoint au chef du département d’évaluation de sûreté. M. J-L ROY, chef du service d’évaluation de la sûreté des réacteurs à eau sous pression, département d’évaluation de sûreté. M. F. VOUILLOUX, chef du service d’analyse des matériels et des structures au département d’évaluation de sûreté.

Institut national de l’environnement industriel et des risques (INERIS)

M. François RAFFOUX, directeur scientifique.

EDF

M. François ROUSSELY, président. M. Bernard DUPRAZ, directeur délégué de la branche énergie. M. Robert PAYS, directeur du centre national de l’équipement nucléaire. M. Serge MASSARD,directeur de la division ingénierie nucléaire. M. Georges SERVIERE, directeur adjoint de la division ingénierie nucléaire. M. Bernard SALHA, directeur adjoint de la division ingénierie nucléaire. M. Jean-Michel DELBECQ, directeur scientifique à EDF R&D. M. Jean-Pierre HUTIN, directeur des programmes production, EDF R&D. M. Jean-Paul CHABARD, coordinateur des programmes production et des relations avec le CEA à EDF R&D. M. François HEDIN, délégué d’état-major, division production nucléaire. M. Vincent CHARLET, chef du département équipements et structures, DIN-SEPTEN. M. Michel VIDARD, chef de projet veille technologique et internationale au SEPTEN. M. Olivier MAIGROT, prospective économique, branche énergie.

EDF Trading

M. Philippe GIRARD Senior Advisor.

AREVA Group

Mme Anne LAUVERGEON, présidente du directoire. M. Philippe GARDERET, directeur des technologies émergentes. M. Jean-Pierre PY, directeur des nouveaux produits. Mme Christine GALLOT, directeur des relations institutionnelles. Mme Nathalie NEYRET, adjointe au directeur des relations institutionnelles.

Framatome ANP

M. Vincent MAUREL, président. M. Bernard ESTEVE, directeur général délégué. M. Joël PIJSELMAN, directeur général délégué, en charge des équipements. M. Alain VALLEE, directeur recherche et développement. M. Guillaume DUREAU, directeur de la stratégie. M. Michel WATTEAU, chargé de mission auprès du président. M. Yves MEYZAUD, chef du département matériaux et technologies. M. Philippe LAURET, coordinateur recherche et développement – projets et ingénierie. M. Philippe LEPAGE, chef du service approvisionnements.

Associations professionnelles

M. Jean-François TERRIEN, président du groupe intersyndical de l’industrie nucléaire. M. Claude PICHOT, président de l’Association nationale des ingénieurs de maintenance (AFIM).

Associations de protection de l’environnement

Les Amis de la Terre

M. Alain CIEKANSKI, président des Amis de la Terre, Midi-Pyrénées.

Greenpeace

M. Frédéric MARILLIER.

GSIEN

M. Raymonde SENE.

Mouvement National de Lutte pour l’Environnement

M. Jean-Yves GUEZENEC.

Réseau Sortir du Nucléaire

M. Hervé PRAT, porte-parole national. M. Stéphane LHOMME,porte-parole national.

Syndicats

Fédération nationale Mines Énergie

CGT

M. Olivier FRACHON, secrétaire du CSNP EDF. M. Serge PEREZ, secrétaire du comité de groupe du CEA. M. Jean BARAT, chargé des questions d’énergie à l’UFIC. M. Jacques MASDEBAILLE, secrétaire du comité central d’entreprise de Framatome ANP.

CFDT

M. Jean-Pierre BOMPARD, secrétaire confédéral. M. Pierre BOBE, chargé de mission énergie, environnement, développement durable. M. Henri CATZ, administrateur CFDR-CEA. M. Patrick PIERRON, secrétaire général de la fédération Mines-Énergie. M. Bernard ROUSSELET, secrétaire national à la Fédération générale Mines-Métaux.

CGT-FO

M. Édouard CAHEN, secrétaire FO au CNPE du Blayais. M. Daniel BESSON, secrétaire FO au CNEN. M. Bernard GITTON, secrétaire fédéral à la FNEM-FO, membre du CSEG et du CCE d’EDF-GDF.

CFTC

M. Jean-Michel HALLAY, responsable national de la branche énergie. M. Christian BRUNETAUD. M. Daniel GUILLERMIN

CFE-CGC

M. Claude COURTY, secrétaire national chargé de l’environnement. M. Martial FABRE. M. Jean-André GALLEYRAN. M. Guy GALLOIS. M. Pierre-Yves JOURDAN.

Universités et Recherche

M. Jean-Louis BASDEVANT, professeur et président du département de physique, École Polytechnique. Mme Mathilde BOURRIER, maître de conférences, université de technologie de Compiègne. M. Jean-Marie CHEVALIER, professeur à l’université Paris-Dauphine, directeur du centre de géopolitique de l’énergie et des matières premières. M. Émile ESPOSITO, directeur des études, École centrale de Paris. M. Dominique FINON, directeur de recherche, CNRS, Institut d’économie et de politique de l’énergie. M. Norbert LADOUX, professeur à l’université de sciences sociales de Toulouse-I, Institut d’économie industrielle. M. Raymond LEBAN, professeur au CNAM, président du département économie et gestion du CNAM. M. Jean-Hervé LORENZI, professeur à l’université Paris-Dauphine, président du cercle des économistes.

AUDITION PUBLIQUE DU JEUDI 3 AVRIL 2003

La séance est ouverte à 9 h 30

INTRODUCTION PAR M. CLAUDE BIRRAUX,

Député de Haute-Savoie, rapporteur, Président de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques

Mesdames, Messieurs, chers Collègues, merci d’être présents malgré les difficultés de circulation de la journée, qui ont contraint un certain nombre de nos invités à ne pas pouvoir nous rejoindre, en particulier M. Jean-Jacques Van BINNEBEEK, Directeur Général d’AVN, l’appui technique de l’autorité de sûreté belge et le Dr Klaus PETERSEN, Vice-Président Nuclear Power Plants, RWE Power AG qui a envoyé deux communications qui seront lues cet après-midi.

Compte tenu de l’ampleur du programme que nous nous sommes fixé, nous allons commencer tout de suite cette journée d’audition publique ouverte à la presse, que Christian BATAILLE et moi-même vous proposons sur la durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types réacteurs, dans le cadre du rapport que nous préparons sur ce sujet pour l’Office Parlementaire d’Évaluation des Choix Scientifiques et Technologiques.

Avant d’ouvrir la première table ronde, je voudrais brièvement vous donner quelques indications sur le contexte de cette audition, tant au plan institutionnel qu’au plan politique avant de présenter le programme de la journée.

Au plan institutionnel, 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.

Christian BATAILLE, Député du Nord, et moi-même Député de Haute-Savoie et Président de l’Office, avons été désignés Rapporteurs de cette étude le 20 novembre.

Selon la procédure de l’Office, nous avons 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 a été adoptée le 4 décembre par l’Office Parlementaire, nous nous sommes immédiatement mis au travail.

Comme c’est la pratique de plus en plus fréquente à l’Office Parlementaire, nous avons constitué un Comité de Pilotage, constitué d’experts des questions nucléaires ou non nucléaires, appartenant à toutes les parties prenantes. Ce Comité de Pilotage nous a assistés tout au long de nos investigations, en nous aidant à sélectionner les personnalités à auditionner, à poser les questions clefs, à analyser les informations livrées par nos interlocuteurs.

Je voudrais remercier publiquement les membres de ce Comité de Pilotage pour le travail considérable qu’ils ont fourni à nos côtés.

Depuis 1990, Christian BATAILLE a consacré sept rapports aux questions de l’aval du cycle nucléaire, dont le rapport qui a inspiré très largement la loi qui porte son nom. J’ai publié moi-même depuis 1990 au nom de l’Office, onze rapports sur la sûreté nucléaire. Mais sans aucun doute, sans l’assistance du Comité de Pilotage, nous n’aurions pas pu analyser aussi vite et profondément les questions qui nous sont posées.

Les membres du Comité de Pilotage auront assuré auprès de nous un important rôle d’assistance technique. Mais leur responsabilité ne sera en aucune façon engagée par les conclusions que nous tirerons dans les jours qui viennent. Leur responsabilité ne sera pas davantage engagée par les recommandations que nous ferons dans le rapport que nous soumettrons à l’Office Parlementaire à la mi-mai et qui sera publié quelques jours plus tard si l’Office décide de l’adopter.

Ceci étant précisé quelle est la finalité politique du rapport de l’Office ?

Comme vous le savez, le Gouvernement conduit à l’heure actuelle un débat national sur les énergies, qui a débuté le 18 mars et se terminera le 24 mai à Paris après cinq rencontres régionales.

Parallèlement à ce débat national, le travail que nous conduisons en toute indépendance au nom de l’Office sur la question du parc électronucléaire français, se place dans le cadre de la préparation du futur projet de loi d’orientation sur les énergies qui sera soumis au Parlement dans les prochains mois.

L’objectif que nous avons, Christian BATAILLE et moi-même, est de mettre à la disposition du Parlement et de nos concitoyens, les paramètres des choix possibles en matière de durée de vie des centrales nucléaires et de nouveaux types de réacteurs.

A cet égard, je souhaite insister sur le fait que notre mission a été clairement définie par la saisine de la Commission des Affaires Économiques.

Il n’entre pas dans notre responsabilité de discuter les avantages et les inconvénients de l’énergie nucléaire ni de présenter des réflexions sur l’opportunité de confirmer ou d’infirmer le choix de l’électricité nucléaire fait par notre pays au début des années 1970. Notre mission est d’éclairer la représentation nationale et nos concitoyens sur la pérennité des parcs électronucléaires actuellement en service en France et dans le monde.

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 : évolutionnaires, c’est-à-dire en prolongement des technologies actuelles ou au contraire révolutionnaires, c’est-à-dire en rupture avec les filières actuellement en service ?

Telles sont quelques-unes des questions sur lesquelles nous avons déjà enquêté et auxquelles nous allons consacrer nos débats aujourd’hui.

S’agissant de l’organisation de la présente journée d’audition publique, la question de la durée de vie des centrales nucléaires fera l’objet des deux tables rondes de la matinée. La première sera consacrée aux centrales d’EDF et à la réglementation française relative à leur durée de vie. La deuxième sera consacrée à l’approche des différents pays de l’OCDE dans ce domaine. Entre ces deux tables rondes, M. André- Claude LACOSTE, Directeur Général de la sûreté et de la Radioprotection, nous dira quelles sont, de son point de vue, les grandes problématiques du contrôle de la sûreté nucléaire dans les prochaines années, problématiques dont il considère à juste titre, qu’elles concernent non seulement la technologie, mais aussi le facteur humain.

Notre session de cet après-midi sera ouverte par Mme Nicole FONTAINE, Ministre déléguée à l’industrie, qui replacera le rôle du Parlement dans l’élaboration de la politique énergétique de notre pays. Nous entendrons également Monsieur Alain BUGAT, Administrateur Général du CEA sur la stratégie du CEA et les réacteurs nucléaires.

La troisième table ronde portera sur les réacteurs des années 2010. Mme Anne LAUVERGEON, Présidente du Directoire d’AREVA, nous dira ensuite quelle est la vision de son Groupe AREVA sur le nucléaire du futur.

Au cours de la quatrième et dernière table ronde, nous traiterons des réacteurs des années 2030-2040 avant que M. François ROUSSELY, Président d’EDF, ne nous expose l’approche d’EDF pour la gestion de la durée de vie de son parc électronucléaire.

Au terme de cette journée de travail qui nous aura permis, je n’en doute pas, de progresser dans la connaissance du problème qui nous est posé, Christian BATAILLE tirera les conclusions de nos discussions.

PREMIÈRE TABLE RONDE : LA RÉGLEMENTATION FRANÇAISE ET LES CENTRALES D’EDF

M. Bernard DUPRAZ – Je voudrais centrer cette intervention sur l’état des réflexions effectuées aujourd’hui par EDF sur le lien entre la durée de vie des centrales actuelles et la stratégie de renouvellement des centrales de ce parc.

Les centrales actuelles sont jeunes - dix-huit ans en moyenne -, et compétitives. Comme nous n’avons pas de besoins de production en base dans les prochaines années, vis-à-vis de la production en base la question essentielle est bien celle du renouvellement des centrales actuelles.

Une des caractéristiques essentielles du parc actuel, est que pour l’essentiel, 80 %, il a été mis en service dans une période extrêmement courte, dix ans, entre 1980 et 1990 pour 50 000 des 63 000 MW de ce parc. Sa durée de vie de conception est de quarante ans.

Le retour d’expérience français et international – américain, européen, japonais - ainsi que le programme de durée de vie conduit par EDF et que Jean-Pierre HUTIN développera tout à l’heure, nous permettent aujourd’hui de confirmer un objectif de quarante ans comme réaliste pour l’ensemble du parc et de viser un objectif plus ambitieux pour au moins une partie du parc.

Par définition et quelle que soit sa composition en termes de moyens de production, le parc de renouvellement sera en service pendant l’essentiel du XXIe siècle.

Il n’est pas nécessaire de dire que, compte tenu des incertitudes à cet horizon en matière de prix des énergies et des contraintes d’environnement, un très grand nombre de raisons militent pour lisser, pour étaler sur une période suffisamment importante – vingt, trente ans - le renouvellement d’un parc qui a été construit en une dizaine d’années.

Ce sont des raisons industrielles, des raisons économiques et financières et des raisons stratégiques au sens de robustesse et flexibilité dans les choix successifs de façon à garder à chaque instant les options ouvertes vis-à-vis de ces choix successifs.

Quelles possibilités avons-nous pour le renouvellement de ce parc s’agissant du renouvellement par des centrales nucléaires ?

En anticipant sur les tables rondes de cet après-midi, nous distinguons deux horizons temporels.

Le premier horizon temporel est l’horizon 2 020 des centrales que nous appelons parfois de Génération III+.

Ces centrales comprennent des réacteurs comme – sans être exhaustif – EPR, l’AP 1 000 développé par Westinghouse.

Les principales caractéristiques de ces réacteurs de l’horizon 2 020 sont qu’il s’agit de réacteurs déjà certifiés comme l’EPR ou en cours de certification par les autorités de sûreté comme l’AP 1 000. Ces réacteurs présentent des progrès très importants en matière de sûreté, en particulier s’agissant des conséquences sanitaires des accidents graves, et sont compétitifs vis-à-vis des cycles combinés gaz.

Le second horizon temporel est celui des réacteurs de génération IV.

A quel horizon temporel peut-on envisager des mises en service industrielles pour cet horizon ?

Compte tenu du retour d’expérience, les filières auxquelles il pourra être fait appel seront soit celles qui ont connu un développement industriel et commercial extrêmement rapide comme les réacteurs à eau, à eau pressurisée ou à eau bouillante, soit celles qui ont connu un succès plus mitigé comme les réacteurs à neutrons rapides sodium, soit celles qui ont connu des échecs technologiques en leur temps comme les réacteurs à haute température dans les années 1970 et 1980.

Notre analyse aujourd’hui est que deux étapes préalables sont nécessaires à la mise en service d’une série commerciale de réacteurs de Génération IV.

Une première étape sera celle que j’appellerai du pilote technologique. Il s’agit de démontrer la faisabilité des concepts, de démontrer aussi qu’un certain nombre de verrous, en particulier technologiques, ont été levés.

Nous pouvons imaginer pour cette première étape, des mises en service de pilotes à l’horizon 2012-2015.

Si cette étape est positive, l’étape suivante sera celle du démonstrateur industriel. Il s’agit là d’une centrale de production d’électricité, qui apporte cette démonstration de faisabilité industrielle et commerciale à tout point de vue aussi bien en matière de sûreté que de compétitivité.

Pour cette étape, nous pouvons imaginer un horizon de mise en service de 2 025 ce qui, en faisant l’hypothèse que tout s’est bien passé, permettrait une mise en service d’une série commerciale à l’horizon 2 035.

Sur cette base d’hypothèses pour les réacteurs de Génération III+ ou de Génération IV, je vais présenter quelques scénarios qui sont simplement des outils d’aide à la réflexion. Il ne s’agit bien sûr pas d’une quelconque prévision ou de planification, mais simplement d’une illustration des deux paramètres qui nous semblent essentiels.

Le premier est celui de la capacité de production nucléaire à l’horizon 2 040. Nous évaluons la production en base à cet horizon à environ 70 GW.

Le scénario que je vais présenter dans quelques instants est fondé sur une hypothèse de 50 GW pour la production nucléaire, c’est-à-dire 70 % de la base.

Le second paramètre important est bien sûr le calendrier de renouvellement et, de ce point de vue, je vais présenter trois scénarios : un scénario de renouvellement lissé sur trente ans entre 2 020 et 2 050 ; un scénario de lissage sur vingt ans entre 2020 et 2041 ; un scénario où par hypothèse, par construction, le renouvellement s’effectue directement par des réacteurs de Génération IV, donc compte tenu de l’hypothèse que j’ai présentée tout à l’heure, à partir de l’horizon 2 035.

Dans le premier scénario qui est un scénario de renouvellement du parc nucléaire à hauteur de 50 000 MW, étalé sur trente ans entre 2 020 et 2050, l’appel à la prolongation de la durée de vie conduit à une durée de vie moyenne de quarante-huit ans avec une dispersion entre un peu plus de quarante, quarante-deux ans et un peu plus de cinquante ans pour les réacteurs les plus anciens, à un parc de renouvellement nucléaire réparti pour moitié entre des réacteurs de Génération III+ et des réacteurs de Génération IV.

Second scénario, un renouvellement plus rapide sur une période de vingt ans seulement se traduit par un appel moins important à la durée de vie, par une durée de vie moyenne de quarante-quatre ans avec une dispersion entre un peu plus de quarante et autour de cinquante ans, par un remplacement assez important par des réacteurs de Génération III+ et par l’appel malgré tout à des réacteurs de Génération IV.

Troisième scénario, que j’ai présenté par hypothèse comme celui d’apparition de réacteurs éprouvés industriellement de Génération IV, un appel massif est fait à la prolongation de la durée de vie pour ne commencer le renouvellement du parc actuel qu’à l’horizon 2 035.

Ce scénario conduit à une durée de vie importante de cinquante-six ans en moyenne, relativement peu dispersée. Cela veut dire que, dans ce scénario, l’essentiel du parc actuel doit atteindre entre cinquante-quatre et soixante ans pour permettre le lien avec les réacteurs de Génération IV.

Quelles conclusions en tirons-nous ?

S’agissant du scénario de type 3, donc Génération IV directement, nous faisons deux paris. Un premier pari consiste à reposer sur un allongement important de cinquantecinq à soixante ans, de la durée de vie sur la quasi-totalité du parc actuel. Ce pari nous paraît risqué. Un second pari est fait sur la disponibilité vers 2 035 de modèles industriels éprouvés de Génération IV. C’est un objectif hautement souhaitable, mais pouvons-nous baser une stratégie industrielle sur la réussite assurée de ce pari ? Cela nous paraîtrait bien sûr tout à fait imprudent.

Inversement les scénarios de type renouvellement étalé sur vingt à trente ans à partir d’un horizon 2020, nous semblent présenter l’avantage d’une robustesse certaine en ayant un socle de réacteurs avancés de Génération III+, donc de la robustesse.

Sur cette robustesse et en fonction de la progression des connaissances, en particulier industrielles et technologiques sur la durée de vie du parc existant, sur les réacteurs du futur et en fonction du contexte économique et de l’ensemble du contexte politique ou environnemental, nous pourrions adapter de façon plus souple la stratégie de renouvellement.

Ces scénarios correspondent à une durée de vie entre quarante-cinq et cinquante ans avec une dispersion certaine, permettant d’adapter cette durée de vie à la réalité technique et industrielle de chaque centrale, donc concrètement de faire vivre plus longtemps les centrales les plus robustes.

J’en terminerai là en précisant simplement – et Jean-Pierre HUTIN le développera plus largement tout à l’heure – que, compte tenu de ces éléments d’analyse, EDF a pour objectif une durée de vie de quarante ans au moins sur l’ensemble du parc actuel et un objectif supérieur pour une partie au moins de ses centrales.

Nous nous en donnons les moyens par la politique d’exploitation et de maintenance du parc actuel, par des réexamens décennaux de sûreté des centrales et des programmes de modernisation des centrales, par un programme de recherche et développement, notamment sur la maîtrise du vieillissement, par un souci et des actions sur la pérennité du tissu industriel nucléaire et par la réalisation des actions qui conviennent sur le renouvellement des compétences que ce soit les compétences internes à l’entreprise EDF ou celles de l’ensemble de la chaîne de l’industrie nucléaire, constructeurs ou prestataires de services.

M. Jean-Pierre HUTIN, Directeur de Programmes Production, EDF R & D

Je vais rappeler la problématique générale du vieillissement, puis j’expliquerai la manière dont EDF la prend en compte.

La durée de vie peut être affectée par trois choses : le vieillissement des composants, le niveau de sûreté, la compétitivité.

Le choix qui est fait, est de ne pas traiter ces problématiques dans des organisations parallèles, mais de les intégrer dans la gestion et l’exploitation au quotidien.

Un autre point important est que le vieillissement, les modes d’exploitation, les règles de sûreté, les performances, tous ces aspects interagissent, évoluent en même temps. Autrement dit le problème n’est pas l’atteinte fatale de limites absolues – trente, quarante, cinquante ans –, mais plutôt une gestion optimisée des marges présentes et futures sans oublier le fait qu’il y a des menaces qui sont non techniques.

Nous cherchons à gérer la durée de vie à tous les horizons de temps et dans les différents niveaux de la gestion du parc, et d’abord au quotidien avec une recherche d’excellence en ce qui concerne la sûreté, la compétitivité, la transparence, une préoccupation de durée de vie qui est intégrée dans toutes les activités (on peut parler d’une sorte de culture de durée de vie comme il y a une culture sûreté), des démarches d’améliorations permanentes basées sur le retour d’expérience qui est particulièrement riche dans la mesure où nous avons un grand nombre de tranches standardisées, des actions spécifiques au quotidien pour minimiser et maîtriser le vieillissement avec, par exemple, des optimisations des modes d’exploitation pour ralentir telle ou telle maladie, des programmes de maintenance pour suivre ces modes de vieillissement, des modifications éventuelles.

Nous faisons ceci sans oublier aussi au quotidien la collecte des données puisque dès les premiers jours, il faut collecter les données sur la fatigue, la fiabilité de façon à pouvoir, au fur et à mesure que la vie de la tranche avance, faire les analyses sur son potentiel de durée de vie restant.

Les matériels remplaçables ou réparables ne devraient pas poser de problème sauf si nous sommes amenés à devoir tous les remplacer ou les réparer en même temps auquel cas nous risquerions d’être « plantés ».

La seule façon d’éviter ce problème est d’anticiper suffisamment. Pour ce faire, nous avons une démarche dite de maintenance exceptionnelle, dans laquelle nous analysons tous les composants, les maladies qui peuvent leur arriver, certaines probabilités.

Nous faisons ensuite des analyses technico-économiques pour savoir quel degré d’anticipation nous allons adopter. Cela peut aller de faire simplement à l’avance certaines études de faisabilité jusqu’à acheter des pièces de rechange de façon anticipée, voire faire des rénovations ou des remplacements préventifs.

Nous consacrons environ 200 ME par an à cette maintenance exceptionnelle.

Au-dessus de cela, tous les dix ans ont lieu une visite et un réexamen de sûreté.

Avant chaque visite décennale, nous faisons un examen de conformité de l’installation, puis nous définissons un nouveau référentiel de sûreté avec des standards plus élevés. Nous repérons ensuite les écarts entre la situation actuelle et le nouveau référentiel de sûreté et nous proposons des modifications.

Pendant la visite décennale, nous mettons en œuvre ces modifications. Cela peut représenter jusqu’à 30 ME pour une visite décennale d’une tranche 900 MW. Nous avons des travaux de maintenance lourde et de très nombreuses inspections, des essais, des investigations très étendues, orientées en particulier vers la préoccupation vieillissement.

Au-dessus de tout ceci, il y a un programme durée de vie qui est une sorte de niveau supplémentaire de vérification, dans lequel nous faisons des revues périodiques des mécanismes de vieillissement, des composants, avec la réalisation de dossiers d’aptitude et des programmes de R&D en support.

Nous consacrons environ 42 ME par an au sujet de la durée de vie et de l’anticipation, en particulier sur la compréhension et la modélisation des mécanismes de vieillissement.

Dans ce programme durée de vie, il y a également une comparaison permanente avec les pratiques et les résultats étrangers et un observatoire durée de vie qui est audessus de tout ceci, vérifie que tout le monde prend bien en compte la dimension vieillissement.

Je vous montre, pour mémoire, la liste des mécanismes de vieillissement qui sont sous surveillance, je ne vais pas tous les passer en revue.

Dans chaque cas, nous cherchons à comprendre les mécanismes, les critères d’initiation et les vitesses de propagation de façon à pouvoir faire des prévisions et optimiser les décisions.

Les résultats de tout ceci sont les suivants.

D’abord si nous regardons les indicateurs globaux de l’état d’une tranche – la disponibilité, la sûreté, les coûts d’exploitation, le nombre d’arrêts d’urgence, etc. -, nous observons sur vingt ans des variations qui reflètent les changements de contexte, les démarches de progrès d’exploitant, mais aucun signe d’un vieillissement global des installations.

Le retour d’expérience après plus de mille années réacteurs, est qu’il n’y a pas de maladie fatale identifiée. Là encore, le fait d’avoir un parc standardisé nous fournit une base de données extrêmement riche.

En maintenance exceptionnelle, vous avez des programmes très robustes sur le plan industriel et suffisamment anticipateurs pour tolérer des aléas importants. Ils pèsent un peu sur les coûts et la disponibilité à un moment donné, mais peuvent être absorbés comme par exemple les couvercles de cuve. Ce ne serait pas le cas si nous n’anticipions pas ce genre de choses.

En visite décennale, nous n’avons pas fait de découvertes remettant en cause l’espérance de vie.

Au-dessus et comme je l’ai dit, vous avez les réexamens de sûreté avec leurs lots de modifications tous les ans si bien que non seulement le niveau de sûreté ne se dégrade pas avec l’âge, mais qu’il s’améliore.

La conclusion est que pour les tranches françaises avec une température de transition – c’est en quelque sorte la mesure du vieillissement de la cuve – qui, à quarante ans, est inférieure à 80°, et par ailleurs une connaissance très précise de tous les défauts préexistants dans ces cuves grâce à un contrôle par ultrasons dans la zone à risques - et nous sommes les seuls au monde à le faire -, nous considérons que les cuves françaises présentent des marges suffisantes pour au moins quarante ans et très probablement soixante ans.

Nous considérons ceci tout en reconnaissant que les études doivent se poursuivre pour affiner le pronostic à soixante ans.

Bernard DUPRAZ a également mentionné la nécessité de ne pas se soucier simplement des problèmes techniques, mais aussi des problèmes par exemple industriels.

La maintenance du parc et ses évolutions nécessitent un support industriel, c’est évident, moins que pour la construction, mais important quand même. Il faut nous assurer de la pérennité de ce support.

Pour ce faire, il y a un socle de partenaires solides dont nous nous assurons en quelque sorte la fidélité par une charte de partenariat.

Nous avons par ailleurs un observatoire permanent des capacités de l’industrie nucléaire, dans lequel nous cherchons en permanence à identifier les produits ou les fournisseurs qui seraient fragiles d’un point de vue financier ou commercial et sensibles pour EDF, c’est-à-dire dont la disparition nous poserait des problèmes, de façon à pouvoir prendre avec ces industriels, des mesures anticipatoires et éviter que leur disparition ne soit un problème fatal pour nous.

En ce qui concerne la situation à l’étranger, il y a des approches politiques différentes selon les pays, c’est vrai, mais quand nous analysons de près, nous voyons que les problématiques et les programmes techniques mis en œuvre sont à peu près de même nature.

La différence est que par exemple aux États-Unis, après analyse, cela donne lieu à un renouvellement de licence qui peut aller jusqu’à soixante ans alors qu’en France, nous sommes plutôt sur un système d’autorisation au coup par coup tous les dix ans.

Bien sûr en termes de visibilité, en particulier pour les investissements, nous avons une situation quand même assez différente.

Je signale en passant qu’à côté d’EDF, nous avons une veille technologique dite durée de vie, qui est réalisée par la Division Recherche et Développement. Nous y observons les tranches étrangères les plus anciennes de façon à analyser ce qui leur arrive, comprendre du coup ce qui pourrait nous arriver et éventuellement prendre des mesures.

En conclusion, au vu des études spécialisées et de l’état constaté des installations, les tranches EDF pourront atteindre une durée de vie d’au moins quarante ans telle que prévue à la conception, pour autant qu’elles soient exploitées au quotidien de façon sûre, propre et compétitive et que les menaces qui existent continuent à être gérées avec suffisamment d’anticipation.

Là encore le message fort est que la durée de vie se gagne au quotidien et dès le premier jour.

Il n’est pas identifié d’obstacle à ce que cette durée soit portée à cinquante ou soixante ans, en revanche il est vrai que des études et des investigations complémentaires devront en apporter démonstration et répondre aux questions qui, de notre point de vue, sont non bloquantes et tout à fait légitimes, qui sont posées et qui peuvent nous être posées.

Pour terminer, je vais faire le lien avec la présentation de Bernard DUPRAZ, toutes les centrales n’auront pas forcément exactement la même durée de vie, du coup la gestion de la fin de vie des tranches devra faire l’objet d’études d’optimisation technico-économiques.

Ces études devront prendre en compte la nécessité de préparer le déploiement des nouveaux moyens de production, qu’ils soient nucléaires ou non et ce, avec suffisamment d’anticipation.

M. Yves MEYZAUD, Chef du Département Matériaux et Technologies, Framatome ANP

Il est bien évident que le constructeur est en phase avec l’exploitant sur de nombreux sujets. Je vais donc raccourcir ma présentation compte tenu de tout ce qui a été présenté jusqu’à maintenant par Jean-Pierre HUTIN.

Je voulais simplement apporter un éclairage sur le rôle et l’apport du constructeur dans les problèmes de vieillissement et de durée de vie des centrales et peut-être d’abord préciser que, vu du constructeur, c’est le vieillissement qui est important.

Il est clair que si le constructeur peut jouer sur le vieillissement des installations, ce n’est pas son rôle de parler de durée de vie sauf peut-être au moment de la conception de l’installation.

Pour revenir aux installations, le vieillissement tel que vu chez nous, c’est la dégradation physique des composants et des structures. C’est un phénomène essentiellement lié au temps, mais qui sera également lié à la façon d’exploiter les chaudières nucléaires, donc à la façon dont l’exploitant va solliciter plus ou moins ses matériels.

Nous avons vu tout à l’heure qu’EDF avait ce souci.

Une étude européenne récente a rassemblé tous les experts en matière de vieillissement de composants et a permis de faire un inventaire assez exhaustif des modes possibles de dégradation des centrales à eau pressurisée et à eau bouillante.

Je vais vous épargner la liste des dégradations possibles sachant que nous pouvons quand même avancer un certain nombre de catégories de dégradations, dont la fragilisation des matériaux par irradiation ou vieillissement thermique, la corrosion fissurante, la fissuration par fatigue.

Ce sont les dégradations les plus importantes que nous pouvons attendre.

Le rôle du constructeur se situe tout en amont, c’est-à-dire que nous commençons par prévenir le vieillissement en amont quand nous faisons la conception et la construction des centrales.

Quand nous faisons un retour en arrière sur ce qui a été fait, nous pouvons considérer que ce qui a été fait est satisfaisant.

La conception et la fabrication des composants, c’est au départ l’utilisation de matériaux éprouvés. Depuis le début des programmes nucléaires de réacteurs à eau pressurisée, nous utilisons des matériaux qui sont dérivés de la marine américaine, donc de ses premiers réacteurs. L’innovation dans ce domaine est à faire avec une prudence extrême.

Les composants sont largement dimensionnés, ce sont des composants robustes au départ.

Nous imaginons un scénario d’exploitation sur quarante ans et nous vérifions qu’un scénario d’exploitation enveloppe très largement de ce qui peut se passer, que nous n’aurons pas de dégradations significatives par exemple par fatigue, déformation progressive ou encore par fissuration.

Enfin, au fil des paliers, le constructeur a intégré toute l’expérience d’exploitation et a amélioré ses produits si bien qu’aujourd’hui les dernières centrales construites ont un potentiel de durée de vie ou une résistance au vieillissement supérieur aux premières centrales. Je ne parle pas de la cuve.

Comme l’a dit Jean-Pierre HUTIN, le vieillissement se gère au quotidien. Le constructeur a bien sûr son rôle à jouer parce que c’est lui qui connaît le mieux la conception et la construction de son produit. L’exploitant fait d’ailleurs largement appel au constructeur pour l’aider soit à diagnostiquer tout signe de défaillance, soit à préparer un certain nombre de dossiers pour l’autorité de sûreté.

Par ailleurs le constructeur a développé des outils et ce, au plan international puisque le constructeur Framatome ANP a aujourd’hui une assise internationale tout à fait importante avec une filiale aux États-Unis et une filiale en Allemagne.

Nous pouvons donc utiliser au bénéfice du parc français, des outils d’inspection qui ont été développés dans les autres pays ainsi que des outils de réparation ou des technologies de remplacement de composants.

Nous pouvons aussi utiliser tout ce qui a été fait du point de vue rénovation ou remplacement des systèmes de contrôle commandes, en particulier par nos collègues allemands.

Tout ceci fait qu’aujourd’hui, le constructeur est plus que jamais à même d’aider l’exploitant EDF à gérer de la meilleure façon possible, la durée de vie du produit qu’il a fourni.

En guise de conclusion, je voudrais donner quelques éclairages complémentaires et d’abord sur la connaissance du vieillissement.

Cela fait plus de vingt ans qu’en France et au plan international, des travaux extrêmement importants sont menés. Je pense à la R&D coopérative franco-française, à la R&D internationale sur le vieillissement des centrales nucléaires.

Ceci fait qu’aujourd’hui nous avons une bonne connaissance des modes de vieillissement. Les composants sensibles ont été identifiés par les exploitants sur cette base. Nous avons développé toutes les techniques et les outils nécessaires pour inspecter, réparer et remplacer.

Je dirai également que les centrales les plus récentes ont un potentiel de durée de vie un peu supérieur aux centrales anciennes, au moins pour les centrales françaises.

Ceci dit, il est clair que la durée de vie n’est pas uniquement le potentiel de résistance au vieillissement que le constructeur a conféré au départ, mais bien sûr ce que va faire l’exploitant ensuite avec l’outil qui lui a été remis par le constructeur.

Vue du constructeur Framatome, la durée de vie est une affaire de cas par cas et nous ne pouvons pas annoncer à l’avance des durées de vie qui seront exclusivement l’affaire de l’exploitation et de l’autorité de sûreté.

M. Jean-Christophe NIEL, chef du département des études de sûreté, Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire

L’IRSN est un établissement public, industriel et commercial qui a été créé il y a un an en février 2002. Il rassemble 1 500 personnes qui font des expertises et des recherches dans l’ensemble du champ de la maîtrise du risque radioactif.

Il y a la sûreté, la radioprotection pour les installations industrielles, les installations médicales et les transports.

C’est ce double aspect recherche et expertise qui fait que l’IRSN est concerné par les effets du vieillissement sur les installations en général et en particulier sur les centrales REP d’EDF.

L’âge moyen est de 20 ans pour les réacteurs de 900 MW, 15 ans pour les réacteurs de 1 300 MW.

Les matériaux qui composent ces installations sont soumis au cours du temps à des sollicitations diverses qui peuvent être la température, la pression, l’irradiation, l’humidité. Ces sollicitations vont modifier éventuellement le comportement de ces matériels, leurs propriétés physiques, mécaniques.

Les centrales ont été conçues pour tenir compte des effets possibles du vieillissement soit en prenant des produits qui se dégradent peu ou pas, soit en dimensionnant les matériels et les systèmes pour faire face à ces situations de vieillissement. Pour une bonne partie des matériels, le dimensionnement a été prévu pour les centrales d’EDF pour une quarantaine d’années.

Ceci étant, en dépit de toutes ces prévisions et précautions, la prévision des effets du vieillissement peut présenter des lacunes ou des incertitudes. Je rappellerai quelques exemples tout à l’heure. C’est dû au fait que cette prévision de vieillissement s’appuie sur un certain nombre de méthodes.

La première est le retour d’expérience qui n’est pas forcément complètement représentatif parce qu’il est en particulier limité dans le temps. Anticiper ce qui se passe à quarante ans quand nous n’avons que quelques années de retour d’expérience, peut conduire à découvrir des choses qui n’avaient pas été complètement vues. Il y a tout un processus d’extrapolation qui permet d’anticiper ces effets du vieillissement.

Pour prendre en compte cette durée de quarante ans, on peut faire des essais. Mais quand vous faites ceci, il faut vous assurer que la manière accélérée dont vous vous êtes servi pour procéder aux essais, reste représentative de ce qui se passe effectivement. C’est un sujet sur lequel l’IRSN a travaillé, en particulier sur les câbles électriques.

Ces quelques considérations montrent que l’industriel - EDF, Framatome - doit s’assurer de la maîtrise du vieillissement en s’appuyant en partie sur les actions de R&D pour répondre à toutes ces interrogations que peut soulever le problème du vieillissement.

Par ailleurs, il est vrai que le parc français a quelques caractéristiques comme par exemple les doubles enceintes en béton des réacteurs 900 MW, des composants en alliages austéno-ferritiques. Il y a un certain nombre de caractéristiques qui impliquent de regarder un certain nombre de sujets de près.

A côté de ces actions d’ampleur qui doivent être menées par l’exploitant qui reste le premier responsable de sa sûreté, en appui des évaluations qu’il mène pour les autorités de sûreté, l’IRSN a également un programme de R&D sur le vieillissement.

L’ordre de grandeur représente environ 10 % de l’effort d’EDF. Cela me semble tout à fait raisonnable puisque – et je le répète – le premier à devoir s’impliquer sur ces sujets est bien sûr l’industriel.

Pourquoi faisons-nous cette R&D ? Je vois quatre objectifs. Le premier qui est vraisemblablement le plus évident, est de permettre d’évaluer les actions des industriels. Le deuxième est d’explorer des domaines peu connus ou des voies nouvelles. Le troisième est que les experts doivent être compétents et pour avoir cette compétence, il est important qu’ils soient au plus près des meilleures connaissances disponibles du moment. Il y a donc un contact fort avec les activités de recherche. Le quatrième qui est également important, est de développer les outils qui peuvent être nécessaires à l’évaluation de la sûreté. J’essayerai de donner des exemples de chacune de ces catégories.

Pour nous – et je crois que cette préoccupation est partagée par les industriels -, en ce qui concerne le phénomène de vieillissement, il y a plusieurs domaines qu’il nous semble important d’explorer et dont il faut avoir une maîtrise.

Le premier est la connaissance des mécanismes de dégradation des matériels, de leur cinétique et évidemment des conséquences que cela implique sur l’installation puisque c’est le point fondamental.

Le deuxième point est le développement de méthodes de contrôle adaptées à la surveillance des phénomènes. Les installations existent, il faut être capable d’identifier, d’aller voir ce qui se passe, de vérifier l’évolution des phénomènes. Si des dégradations sont observées qui nécessitent une intervention, il faut que des procédés de réparation et de remplacement soient mis au point.

Après ces généralités, je vais vous donner quelques exemples de sujets sur lesquels nous travaillons.

En ce qui concerne les mécanismes de dégradation, nous sommes par exemple impliqués dans le programme international, SIRE, sur les interactions entre la corrosion et l’irradiation.

Pour quelles raisons sommes-nous intégrés dans ce programme international auquel participent la NRC et l’autorité de sûreté suédoise ? La raison est que ce sont des programmes lourds, en particulier il faut examiner des internes de cuves et donc faire des prélèvements.

En franco-français, nous avons un programme sur la fatigue thermique. Vous vous souvenez bien sûr tous de l’incident de Civaux en mai 1998. Il était lié à une sollicitation de tuyauterie du circuit RRA, qui avait conduit à une fissuration et à une fuite importante. Cela a conduit à une exploration des raisons, un besoin de compréhension plus fine de ce problème de fatigue thermique.

Nous avons engagé cette action depuis 1999 et nous la poursuivons. En ce moment en particulier, a lieu un benchmark avec les pays de l’OCDE sur ce sujet. Nous avons pratiqué, nous, des calculs de thermo hydraulique pour comprendre la manière dont la température se répartissait dans la tuyauterie. Nous allons engager des essais de contraintes sur des échantillons.

En ce qui concerne les méthodes de contrôle, c’est un pas qui nous semble vraiment très important s’il faut être en mesure de contrôler de manière non destructive les installations.

A l’IRSN, nous avons beaucoup travaillé sur le contrôle par illustration et nous avons en particulier développé des méthodes permettant de faire des contrôles sur des surfaces qui, jusqu’à présent, étaient inaccessibles parce que soit elles correspondaient à une déformation locale, soit il y avait un obstacle.

C’est important parce que cela permet de montrer qu’il est possible de développer des nouvelles méthodes.

Suite aux affaires sur le vieillissement des enceintes en béton, qui a été observé sur des réacteurs de 1 300 MW, nous travaillons actuellement sur des méthodes de contrôle en destructif de la qualité de ces ouvrages en béton.

Par ailleurs, nous avons exploré un certain nombre de matériaux et structures pour lesquels nous avons des programmes en cours. Ce sont par exemple les batteries, les pots d’étanchéité des piscines de stockage de combustible où il peut y avoir des fluctuations thermiques importantes en fonction du chargement, déchargement. Nous avons également travaillé sur la compréhension du niveau d’étanchéité du béton des enceintes de confinement, avec des modélisations, donc des calculs théoriques que nous avons validés sur des échantillons. Dans le cadre d’une action menée par EDF sur la maquette d’enceinte de confinement dite MAEVA – c’est une maquette importante -, nous avons été partie prenante des manipulations faites dans cette installation. Nous avons en particulier procédé à des mesures de début de fuite, chacun restant évidemment responsable de l’utilisation des résultats issus de cette méthode dans son domaine de responsabilité, EDF d’un côté et l’IRSN de l’autre.

Nous avons également réalisé des travaux sur les câbles électriques. C’est un exemple de matériel qui a subi des qualifications sur la représentativité desquelles nous pouvions nous interroger. C’était des câbles qui étaient mis à une température relativement élevée, irradiés de manière relativement forte pour représenter une durée de vie de quarante ans et nous nous étions interrogés sur la représentativité de ceci. Nous avons mené un certain nombre d’études et de recherches sur le sujet et nous avons conclu qu’effectivement, même si les phénomènes n’étaient pas complètement ce qui se passait, le comportement de ces câbles restait acceptable.

Il y a un autre sujet sur lequel je voudrais conclure. Il s’agit de tout ce qui est lié aux logiciels.

C’est du vieillissement au sens où un certain nombre de technologies qui deviennent obsolètes, sont remplacées dans l’exploitation par des technologies plus récentes. C’est clairement le cas des logiciels de sûreté. C’est vrai que, pour nous, c’est un enjeu important d’être en mesure d’évaluer ces logiciels.

Une des caractéristiques en effet du problème de sûreté est que, quel que soit le nombre de tests que vous faites, vous n’explorerez jamais toutes les situations possibles. Ce sont aussi des systèmes qui peuvent avoir des pannes brutales. Il n’y a pas forcément le côté progressif que l’on peut avoir sur un matériel. Cela nécessite donc une approche particulière. L’IRSN a développé un certain nombre d’outils qui nous ont aidés assez directement dans l’évaluation de sûreté, dans la mise en place des contrôles des paliers 1 300 et 1 450, mais aussi plus récemment, dans le remplacement du contrôle de commande des réacteurs du CP0, en particulier Fessenheim.

Pour conclure, à côté des programmes d’ampleur que doivent mener les industriels, il est fondamental que l’IRSN ait ses propres actions de R&D pour conforter ces évaluations. Notre objectif est d’avoir un spectre qui soit le plus large possible en fonction des préoccupations qui sont soulevées, en particulier à partir des retours d’expérience. La largeur du spectre et les coûts associés nous conduisent à essayer de favoriser autant que faire ce peut, des collaborations en particulier internationales.

M. Claude BIRRAUX – Avant de donner la parole à Monsieur SCHMITT, je ne ferai qu’un commentaire pour relever votre élégance d’expression concernant le problème RRA de Civaux.

M. SCHMITT, je n’ose pas dire que vous parlez sous le contrôle de votre patron…, mais vous n’allez pas dire la même chose parce que vous n’allez pas parler du même sujet !

M. Alain SCHMITT, Directeur général adjoint, DGSNR

L’autorité de sûreté nucléaire assure au nom de l’État,

le contrôle de la sûreté nucléaire et de la radioprotection en France afin de protéger la population, les travailleurs et l’environnement des risques liés aux activités nucléaires.

A ce titre, la problématique de la durée de vie et du vieillissement des installations nucléaires et plus particulièrement des centrales nucléaires productrices d’électricité, fait l’objet d’une attention particulière de sa part.

Mon intervention développera brièvement trois points. Je reviendrai du point de vue de l’autorité de sûreté sur les principaux facteurs qui conditionnent au plan de la sûreté, la durée de vie d’une centrale nucléaire, les enjeux qui, de notre point de vue, sont liés à la maîtrise du vieillissement, et la politique de l’autorité de sûreté et notamment les aspects réglementaires.

Pour les principaux facteurs qui, de notre point de vue, limitent ou conditionnent la durée de vie d’une centrale nucléaire, il y a bien sûr des facteurs techniques qui ont été assez largement évoqués dans les interventions qui ont précédé.

Il s’agit du vieillissement des composants de l’installation avec deux types de composants qui font l’objet d’un traitement différent : les composants non remplaçables qui, pour une centrale nucléaire, sont essentiellement la cuve et l’enceinte ; les composants remplaçables, c’est-à-dire les autres composants qui se dégradent, pour lesquels l’enjeu pour l’exploitation est d’effectuer une surveillance et une maintenance avec éventuellement un remplacement adéquat.

Les deuxièmes facteurs qui, pour nous sont très importants sont les facteurs liés au tissu industriel et aux compétences.

Les centrales nucléaires ont été construites à partir des années 1970, au tournant des années 1980. Des problèmes tels que la disparition de fabricants de composants, l’obsolescence de certains composants, la perte de compétences au niveau du personnel chez les fabricants et chez l’exploitant, sont des facteurs qui, très clairement, conditionnent la durée de vie et le vieillissement des installations.

Troisième type de facteurs, c’est l’évolution des exigences de sûreté, c’est un point important. L’augmentation des exigences de sûreté au fil du temps, peut rendre le risque lié au fonctionnement d’une installation inacceptable et peut donc conduire à sa fermeture ou à limiter sa durée de vie.

Je distinguerai deux enjeux essentiels du vieillissement. Le parc des réacteurs français est un parc très standardisé qui a été construit sur une durée assez courte, donc avec une pyramide des âges ramassée. Le premier enjeu de la maîtrise du vieillissement est d’anticiper un problème de sûreté générique sur l’ensemble du parc qui serait grave et simultané et qui poserait effectivement un gros problème. Le deuxième enjeu est de savoir quand fermer une centrale.

Réacteur par réacteur, il faut disposer des éléments permettant de savoir si les dégradations dues au vieillissement sont maîtrisées ou si l’arrêt est nécessaire pour des raisons de sûreté et également comparer le niveau de sûreté de l’installation aux exigences de sûreté les plus récentes et en tirer un jugement.

Ce cadre étant planté, je passerai quelques minutes sur la politique de l’autorité de sûreté et les aspects réglementaires.

Un point très important, un point de principe est qu’en matière de sûreté, nous appliquons le principe de la défense en profondeur. Toutes les installations industrielles sont soumises au vieillissement, mais le risque nucléaire est spécifique et nous avons développé un certain nombre de principes en matière de sûreté dont ce principe de défense en profondeur.

Nous allons prévenir les effets néfastes liés au vieillissement en dressant un certain nombre de lignes de défense qui vont permettre d’éviter des effets négatifs non prévus.

La première ligne de défense est la prévention. L’autorité de sûreté exige qu’au niveau de la conception et de la fabrication des composants, il soit tenu compte des conditions d’exploitation prévues, des modes et cinétiques de dégradation connus ou supposés.

La deuxième ligne est constituée par la surveillance et l’anticipation.

L’autorité de sûreté exige la mise en place de programmes de surveillance pour vérifier la validité des hypothèses de conception, et demande la mise en place de programmes de maintenance préventive.

La troisième ligne est la réparation, la modification ou le remplacement des composants.

Je dirai maintenant quelques mots sur le cadre réglementaire. En France la réglementation ne fixe a priori aucune limite à la durée de vie des centrales. Les autorisations des centrales, les décrets d’autorisation de création des centrales nucléaires ne contiennent pas de date limite pour le fonctionnement de ces installations.

La réglementation a néanmoins institué des rendez-vous réglementaires périodiques qu’on appelle les visites décennales et les réexamens de sûreté qui y sont associés. Comme leur nom l’indique, leur périodicité est tous les dix ans. Il se trouve que ces rendez-vous, ces réexamens de sûreté sont calés sur deux opérations qui doivent être faites tous les dix ans au titre de la réglementation, à savoir les épreuves hydrauliques réglementaires du circuit primaire principal, le test d’étanchéité de l’enceinte de confinement.

Ces réexamens de sûreté contiennent deux grands volets. Premier volet, l’examen de conformité consiste à examiner de façon approfondie l’état des matériels des centrales et à corriger les dégradations dues au vieillissement pour garantir la conformité de ces installations avec les hypothèses de conception. Deuxième volet, la réévaluation de sûreté lors de laquelle nous allons modifier, rendre plus sévère, augmenter les exigences de sûreté de l’installation et demander la réalisation de modifications de l’installation pour la porter à un niveau supérieur d’exigence de sûreté.

Au terme du réexamen de sûreté qui a lieu tous les dix ans pour chaque palier, l’autorité de sûreté nucléaire prend position logiquement sur la poursuite de l’exploitation de l’installation pendant les dix années qui suivent.

Dans ce cadre, les réexamens de sûreté correspondant à trente d’exploitation, c’est-à-dire les réexamens de sûreté VD3, ont une importance particulière.

C’est une étape fondamentale, pourquoi ?

EDF mentionnait tout à l’heure l’objectif d’une durée de vie de quarante ans ou plus. Aujourd’hui, cet objectif n’est pas validé par l’autorité de sûreté.

Dans les études de sûreté, dans la démonstration de sûreté actuellement acceptée par l’autorité de sûreté, il n’y a pas les éléments nécessaires pour accepter une durée de quarante ans. Il y a encore du travail à faire et notamment apporter des justifications d’ordre technique.

Je ne détaillerai pas, mais je prendrai un composant emblématique, la cuve, composant non remplaçable.

Aujourd’hui, nous avons accepté les démonstrations montrant la non nocivité des défauts existants dans ces cuves pour une durée de vie de trente ans, mais nous n’avons pas encore validé de démonstration pour une durée de vie supérieure.

Il y a également des justifications d’ordre non technique à apporter, notamment des justifications tenant à la capacité pour l’exploitation de gérer les problèmes d’évolution du tissu industriel, d’obsolescence des composants, de maintien des compétences que je mentionnais parmi les facteurs importants qui conditionnent la durée de vie.

Dans ce réexamen de sûreté des trente ans, il va y avoir un examen de conformité – c’est le premier volet – particulièrement approfondi sur l’aspect vieillissement.

A cet égard, nous avons exprimé nos exigences vis-à-vis de l’exploitant, vis-à-vis d’EDF, par un courrier du mois de février 2001 qui est publié sur notre site Internet. Ce courrier concerne la préparation des troisièmes visites décennales du point de vue de vieillissement ainsi que l’établissement d’un programme de gestion de vieillissement après les trente ans. Le vieillissement est en effet quelque chose qu’il va falloir gérer dans la durée et de notre point de vue, il y a un programme de gestion du vieillissement à établir et à faire valider au-delà des trente ans.

Lors de ce réexamen de sûreté des trente ans, il va également y avoir une réévaluation de sûreté et lors de cette dernière, nous allons devoir prendre en compte, tenir compte, avoir dans notre champ d’investigation, les exigences de sûreté du projet de réacteur EPR qui est le projet le plus récent. Il n’est pas encore réalisé, mais c’est le projet le plus récent et, de notre point de vue, il est caractérisé par les exigences de sûreté les plus récentes.

A l’issue de ces troisièmes visites décennales, l’autorité de sûreté prendra position, a priori au cas par cas, sur la poursuite de l’exploitation des réacteurs pour dix ans de plus jusqu’à l’horizon des quarante ans. Elle le fera au vu des matériels, mais également au vu de la capacité de l’industriel à poursuivre l’exploitation et à maîtriser le vieillissement.

Je voudrais faire remarquer que, le cas échéant, cette prise de position pourra être assortie de conditions sur le vieillissement des composants ainsi que de conditions sur des rendez-vous intermédiaires. Tout dépendra de la manière dont les démonstrations auront pu être apportées sur la bonne prise en compte des phénomènes de vieillissement.

M. Claude BIRRAUX – J’ai quelques questions pour commencer notre débat.

La première des choses à dire est, je crois, la différence de comptabilité sur le vieillissement entre l’approche française et l’approche américaine. Il a été rappelé que les Américains parlent de durée de vie d’une centrale à partir du moment où ils ont coulé le premier béton.

Or entre le moment où on coule le béton et le moment où on est couplé au réseau, il peut s’écouler une dizaine d’années. Quand les Américains disent soixante ans, il faut donc traduire par environ cinquante ans de vie effective de production d’électricité par la centrale nucléaire. Je crois que c’est un point de clarification important.

Je voudrais d’abord poser une question à M. SCHMITT.

Il a rappelé quelle était la position de l’autorité de sûreté. La position de l’autorité de sûreté française apparaît conservatrice par rapport à l’autorité de sûreté américaine qui avait donné des licences pour quarante ans dans un premier temps et qui a été prolongé à soixante ans.

L’amortissement financier de la centrale était calculé sur trente ans en France. Y aurait-il un obstacle majeur à ce que, au moment de l’autorisation de mise en fonctionnement d’une centrale nucléaire, on envisage de lui donner une autorisation de vie de quarante ou cinquante ans, quitte à ce que - comme chacun d’entre nous qui espérons vivre le plus longtemps possible - elle soit soumise à des check-up tous les dix ans ?

N’y aurait-il pas là de quoi rassurer un peu l’exploitant, aujourd’hui établissement public, demain peut-être un statut de société anonyme avec une ouverture du capital, de manière à lever aussi un peu l’incertitude pour l’exploitant qui aurait une vision à plus long terme et qui serait en quelque sorte motivé pour exploiter sa machine le plus longtemps possible ?

Pouvez-vous nous répondre en quelques mots ?

M. Alain SCHMITT - Monsieur le Président, je pense que tout est envisageable dans l’absolu. Ceci dit, je ferai plusieurs remarques.

La première est que, dans ce débat, il faut bien distinguer la durée de vie qui est fixée dans les autorisations réglementaires de l’installation et les aspects techniques.

Je constate qu’en France, il n’y a pas de limite de durée de vie dans les décrets d’autorisation de création. C’est un premier point.

De ce point de vue strictement juridique, nous pourrions considérer que, pour l’exploitant, la situation est plus favorable en France qu’aux États-Unis.

Le deuxième point est que quel que soit l’affichage qui serait fait dans les autorisations ou les demandes d’autorisations réglementaires, dans l’environnement réglementaire de la centrale, je pense que l’autorité de sûreté sera de toute façon conduite à réexaminer périodiquement la sûreté de l’installation.

Et ce réexamen de sûreté comportera de toute façon les deux volets que j’ai mentionnés, l’examen de conformité, mais également la réévaluation de sûreté avec un changement des exigences de sûreté.

De toute façon, si nous trouvons un problème lors d’un de ces réexamens de sûreté, nous devrons le traiter. Ensuite, nous pouvons jouer sur les mots, mais à l’issue d’un réexamen de sûreté, l’autorité de sûreté est de toute façon conduite à se prononcer sur la capacité de l’exploitant à exploiter sa centrale pendant une certaine période qui suivra ce réexamen de sûreté.

De ce point de vue, je note qu’il y a une pratique américaine qui est effectivement très particulière et qui ne comporte pas de réexamen de sûreté. Les Américains ne font pas de réexamens de sûreté.

A l’inverse, la plupart des autres pays, et notamment les pays européens – la Suède, la Belgique – font des réexamens de sûreté tous les dix ans.

Je crois qu’il faut bien distinguer ces deux aspects. Je pense que quelle que soit la position ou la solution donnée sur les aspects réglementaires, il y aura de toute façon des réexamens de sûreté et une prise de position de l’autorité de sûreté sur la capacité de l’exploitant à continuer son exploitation en toute sûreté pendant la période qui séparera les deux réexamens de sûreté.

M. Claude BIRRAUX – C’est vrai, mais d’un point de vue psychologique si on dit à un petit enfant qu’il va vivre jusqu’à 75 ans et que peut-être grâce aux progrès de la médecine, des soins, il pourra vivre jusqu’à 95 ans, ce n’est pas la même chose que si on lui dit qu’il est né pour vivre vraiment très longtemps, peut-être 100 ans, mais qu’à 10 ans il va passer un examen pour savoir si on le laisse vivre jusqu’à 20 et de nouveau à 20 pour savoir si on le laisse vivre jusqu’à 30, etc.

Je crois que d’un point de vue psychologique, ce n’est pas tout à fait la même chose. Il y a donc peut-être quelque chose à voir.

Avant d’ouvrir le débat avec la salle, j’ai encore une question pour Framatome : Vous ne nous avez pas parlé de l’influence du molybdène dans l’acier de la cuve sur les problèmes de vieillissement.

Pouvez-vous nous en dire un peu plus en deux mots ?

M. Yves MEYZAUD – La cuve a évolué entre les premières tranches américaines qui étaient des tranches pour les sous-marins militaires et les tranches civiles. C’est vrai qu’en France nous avons développé une nuance un peu particulière avec l’addition de molybdène. Cette nuance française a ensuite été reprise par les Américains et réintroduite dans le code ASME.

Ceci dit, même si cette nuance se comporte bien, l’essentiel pour la durée de vie de la cuve, n’est pas tant la nuance que les teneurs en impuretés qui peuvent être présentes et plus spécifiquement les teneurs en cuivre et phosphore qui sont des impuretés dans le métal de la cuve.

Il a été montré depuis le début des années 1970 et de plus en plus précisément ensuite, le rôle nocif sur la fragilisation de la cuve par irradiation.

En France j’ajouterai simplement que même quand nous avons construit Fessenheim, nous avons bénéficié d’une première expérience américaine et des premiers résultats américains sur ces phénomènes de fragilisation des cuves.

Nous les avons intégrés si bien que, de ce point de vue, même les premières tranches françaises ont déjà une propreté des matériaux telle que la fragilisation par irradiation des cuves - y compris les premières de Fessenheim et Bugey - est très modérée par rapport à ce que nous pouvons trouver dans d’autres pays avec des tranches anciennes comme en particulier aux États-Unis.

M. Claude BIRRAUX – L’effet du suivi de charge sur le vieillissement et la fatigue des têtes de grappe n’a pas été longuement évoqué.

M. Jean-Pierre HUTIN – En ce qui concerne l’effet du suivi de charge sur la fatigue, je rappelle que pour la fatigue du circuit primaire, il est prévu à la conception, un certain nombre de transitoires de pressions et de températures, à partir duquel sont faites les analyses.

Ensuite en fonctionnement, de façon absolument permanente, nous détectons et enregistrons toutes ces variations de pressions et de températures et nous les comparons à ce qui était prévu au départ. Nous considérons que les études faites au départ sur le risque de fatigue restent valables et si les transitoires de pressions et de températures que nous rencontrons, que ce soit à cause du suivi de charge ou autre chose, sont ou plus sévères ou plus nombreux, nous reprenons les études de fatigue qui étaient faites à plusieurs reprises.

Ceci fait que nous avons en permanence une connaissance réelle et par le simple enregistrement de toutes ces sollicitations, nous avons en quelque sorte une connaissance du capital de résistance à la fatigue qui reste aux différents points du circuit primaire. Nous pouvons dire que jusqu’à maintenant, il n’y a pas de mauvaises surprises et qu’en particulier, il n’y a pas d’effet notablement négatif venant du suivi de charge sur la fatigue. Je mentionne que, par ailleurs, s’il y a eu des problèmes de fatigue comme par exemple sur le RRA, c’est un problème tout à fait différent et ce n’est pas sur le circuit primaire.

En ce qui concerne les grappes, elles ont effectivement eu parfois des problèmes d’usure. Ceci dit, les grappes sont des composants remplaçables, cela fait partie des stratégies de maintenance exceptionnelle dont j’ai parlé. Pour autant que nous le prenions avec suffisamment d’anticipation et un programme industriel robuste, ce sont des problèmes qu’il est tout à fait possible de gérer. Cela fait partie, je ne dirai pas de la maintenance courante, mais de la maintenance normale que nous faisons sur ce genre d’installation. Remplacer les grappes, le générateur de vapeur, certains piquages, fait partie de ce que nous appelons la maintenance lourde. Pour autant que ce soit géré industriellement avec suffisamment d’anticipation, cela ne peut en aucun cas peser sur le véritable potentiel de durée de vie des installations.

M. Claude BIRRAUX – Encore fallait-il le dire ! J’ouvre le débat avec la salle.

Débat avec la salle

Mme Ann MACLACHLAN

Quelque chose m’intrigue beaucoup dans le monde du nucléaire à l’international. Nous entendons beaucoup parler de l’augmentation de puissance des tranches nucléaires. Or quelqu’un – je crois que c’était Bernard DUPRAZ - a parlé des marges de sûreté.

Est-ce que ces augmentations de puissance grignotent les marges de sûreté, mais aussi de vieillissement ou est-ce qu’il n’en est rien ? Nous n’entendons pas parler en France d’augmentation de la puissance, c’est peut-être parce qu’il y en a déjà trop. Est-ce qu’à la limite EDF est intéressée par l’augmentation de puissance des tranches nucléaires ? Y a-t-il ou non une influence sur le vieillissement des composants ?

M. Bernard DUPRAZ - Du point de vue d’EDF, il y a deux aspects à cette question de la puissance : la puissance thermique, c’est-à-dire la puissance de la chaudière ; la puissance électrique, c’est-à-dire le rendement.

S’agissant d’améliorer le rendement, nous sommes bien sûr intéressés. Compte tenu cependant de l’état actuel du marché européen de l’électricité, la question ne se pose peut-être pas à très court terme.

Pour autant des opérations comme des remplacements de rotors par des rotors plus performants telles qu’effectuées par bon nombre d’électriciens européens, sont quelque chose que nous examinons.

S’agissant de la puissance thermique, donc celle dégagée par le cœur du réacteur et l’ensemble de la chaudière, nous avons à effectuer un arbitrage entre les objectifs auxquels affecter ces marges de sûreté.

Pour être schématique, nous pouvons avoir deux objectifs :

- Augmenter la puissance de la chaudière,

- Ne pas augmenter la puissance et affecter ces marges sur le cœur à l’augmentation des taux de combustion du combustible.

Compte tenu de la structure du parc français, du marché électrique français et européen, nous estimons qu’il est plus intéressant pour nous dans les dix, quinze ans à venir, d’affecter ces marges de cœur à l’augmentation des taux de combustion.

Ce sont les programmes que nous conduisons actuellement qui ont pour objectif de porter les taux de combustion qui, pour les valeurs réalisées, sont aujourd’hui d’environ 45 000 à 50 000 MW/jour/tonne à des valeurs d’environ 55 000.

C’est un choix tout à fait délibéré et pesé qui a été effectué et confirmé par EDF.

M. Claude BIRRAUX – Si vous n’avez pas de questions, je vais prendre le relais et ce, toujours dans les questions sympathiques que j’ai à poser.

Lors des révisions décennales, si j’ai bien compris, on passe par un upgrading qui permet d’améliorer la centrale du palier CP0 au palier CP1 en tenant compte des améliorations qui ont pu être apportées.

Au moment d’une révision décennale, comment joue l’application du retour d’expérience pour le reste du palier qui, lui, a été mis en route plus tard ?

Et s’il y a des problèmes importants d’amélioration de sûreté, combien de temps cela met-il dans les circuits pour atteindre la dernière centrale de ce même palier ?

M. Bernard DUPRAZ – Il faut distinguer deux cas de figure.

Il peut s’agir de faire face à un problème de sûreté important auquel cas nous dissocions l’apport des modifications des installations du rythme des visites décennales.

Vous citiez tout à l’heure Monsieur le Président, l’exemple de la fatigue thermique qui a affecté les tuyauteries du circuit de refroidissement à l’arrêt de Civaux. Il est bien clair que sans attendre quelque révision décennale que ce soit, les vérifications – et le cas échéant les modifications - ont été effectuées sur l’ensemble des cinquante-huit réacteurs.

S’il s’agit en revanche d’améliorations générales du niveau de sûreté, mais qui ne correspondent pas au même degré d’urgence, nous souhaitons continuer à maintenir la politique de lotissement des modifications que nous avons adoptée au début des années 1990.

Cette politique consiste à regrouper l’ensemble des modifications dans des lots cohérents à tout point de vue, et notamment fonctionnel, permettant en particulier à l’exploitant d’avoir une documentation cohérente et à jour.

C’est un point particulièrement important pendant les années 1980, c’est-à-dire pas forcément anormal ou en tout cas inexplicable pendant le démarrage des installations. Mais apporter des modifications au fil de l’eau pose des problèmes de cohérence de documentation et tout simplement, le cas échéant, de connaissance de l’état précis et réel des installations par les opérateurs.

In fine, le gain potentiel que nous pouvons attribuer à chaque modification prise isolément peut être en fait dégradé par le fait que ces modifications ne sont pas intégrées dans des lots fonctionnels cohérents. Il y a donc un arbitrage à trouver entre avoir le plus possible des lots cohérents tous les dix ans et le fait de prendre les mesures urgentes qui s’imposent, mais des cas judicieusement choisis et pesés.

M. Claude BIRRAUX – Je ferai juste cette analyse sur la fatigue du circuit RRA de Civaux, disons qu’il a été vite fatigué.

M. FLUCHER – Nous faisons un postulat disant que la cuve n’est pas remplaçable. Est-ce que quelque part on a conduit une étude ou est-ce qu’on réfléchit sur ce que serait un remplacement de cuve ?

M. Jean-Pierre HUTIN – En ce qui concerne le remplacement proprement dit, je n’ai pas de réponse pour l’instant.

En revanche je peux dire que sur une cuve qui serait fragilisée de façon excessive, une première réparation pourrait être faite. Mais encore une fois, pour nous, ce n’est absolument pas nécessaire sur nos cuves, en tout cas c’est notre conviction.

Maintenant si quelqu’un dit qu’il faut absolument faire quelque chose vis-à-vis de cette fragilisation, il est possible de faire ce qu’on appelle un traitement thermique in situ.

Des expérimentations ont été faites sur un réacteur expérimental en Belgique, à Mol et je crois que les Russes ont également fait une expérience.

Elles consistent à faire un traitement thermique, c’est-à-dire par élévation de la température de la cuve pendant un certain temps pour reconstituer en quelque sorte la structure métallurgique - je ne dirai pas d’origine -, mais revenir un peu en arrière par rapport à ce phénomène qui est partiellement réversible. Des études de faisabilité ont été faites à ce sujet à EDF. Par ailleurs, nous nous sommes associés en partenariat avec ceux qui ont tenté ce genre d’expérience, que ce soit en Belgique, en Russie ou aux États-Unis, de façon à être au courant des problèmes technologiques que cela représente et du gain que l’on obtient effectivement.

Quant au remplacement effectif de la cuve, il me semble que de nombreuses personnes s’accordent à penser qu’il n’y a sans doute pas d’impossibilité technologique. Après c’est sans doute une question d’optimisation technicoéconomique. Cela dépendrait du contexte économique qu’il y aurait à l’instant où la question se poserait.

M. Waclaw GUDOWSKI - Monsieur le Président, je ne sais pas si je suis censé poser des questions ni si je suis autorisé à les poser en anglais, je voudrais cependant poser une question un peu générale à Monsieur DUPRAZ.

Vous nous avez dit que vous aviez l’ambition de baisser la capacité nucléaire d’environ 60 %, donc 50 MW plutôt que 60 ; c’était un peu là votre objectif.

Comment allez-vous compenser la perte d’alimentation en énergie en France dans le contexte bien sûr de Kyoto ?

Est-ce que cela correspond à votre stratégie globale en matière de politique française énergétique ?

M. Bernard DUPRAZ – Le scénario que j’ai présenté tout à l’heure était centré sur la question qui nous occupe ce matin, à savoir la durée de vie, en particulier de façon à tester la robustesse de stratégie de remplacement du parc actuel selon le niveau de nucléaire.

Les courbes que j’ai présentées étaient avec 50 000 MW. Avec des chiffres plus faibles, 40 000 MW – c’est un peu plus de 50 % de la base pour du nucléaire, donc un chiffre relativement faible – cela ne change pas les conclusions que j’ai présentées tout à l’heure sur le risque très important qu’il y aurait à faire l’impasse en quelque sorte sur des réacteurs de Génération III+.

C’est seulement si nous remplacions clairement le nucléaire par du cycle combiné à gaz et/ou charbon de façon massive que cela pourrait changer les conclusions.

Cette précision étant apportée, j’en reviens à votre question.

En ce qui concerne les objectifs globaux, il y a une politique énergétique qui est définie – et c’est l’objet du débat national sur l’énergie – par le Gouvernement. Quel que soit son statut – établissement public ou société anonyme -, la politique d’EDF s’établit dans le cadre de cette politique nationale aujourd’hui et européenne probablement de plus en plus.

Il nous semble clair que nous devons être flexibles de façon à pouvoir adapter notre mix au contexte de demain, en particulier aux objectifs de Kyoto. Nous avons la conviction que compte tenu de la compétitivité du nucléaire actuel et de demain, des contraintes environnementales, c’est une part importante.

Ne me demandez pas de chiffres, la question ne se pose pas ainsi. Nous devons être capables de garder les options et s’agissant de la production de base, pour être un exploitant performant demain, nous devons être en mesure d’avoir une proportion importante de la production en base assurée par du nucléaire.

Mme Ann MACLACHLAN – Il a été fait rapidement mention des câbles électriques dans les centrales nucléaires.

Ai-je bien compris, car j’ai le souvenir qu’à un moment donné on disait que ces câbles ne pourraient pas vivre plus de vingt-cinq ans, or certaines centrales y sont presque.

Est-ce que maintenant on pense que les câbles électriques existants peuvent durer plus longtemps ? Qu’est-ce qui a changé entre-temps ? Pense-t-on qu’il sera nécessaire de les remplacer ? Et dans l’affirmative, comment le fera-t-on ? Quelle est la problématique du numérique pour le contrôle commande et la liaison avec ce problème de câble ?

M. Claude BIRRAUX - Je vais compléter votre question, si vous le permettez, ce qui permettra d’avoir une réponse globale avant de donner la parole à Monsieur LACOSTE.

Vous l’avez abordé et nous l’avons aussi abordé dans nos auditions privées, il s’agit du problème du maintien des compétences et de la fiabilité des matériaux de remplacement que l’on doit utiliser pour la maintenance.

Il y a une douzaine d’années, EDF était entrée dans une réforme de la maintenance dite la réforme NOC où nous étions passés de « faire » à « faire faire et contrôler ». Compte tenu de ces problèmes de compétences chez les sous-traitants, de fiabilité à trouver des matériaux, est-ce que cela remet totalement ou partiellement en cause cette réforme de la maintenance ?

Est-ce qu’EDF envisage de faire davantage de maintenance en « home made » qu’elle ne l’a fait jusqu’à présent ?

M. Bernard DUPRAZ – En ce qui concerne cette question de maintien des compétences, Monsieur le Président, effectivement le curseur entre ce que nous faisons en interne et ce que nous sous-traitons, a été défini il y a une dizaine d’années, au moment où l’ensemble du parc entrait massivement en exploitation.

Au vu du retour d’expérience des dix dernières années, nous n’envisageons pas de modifications significatives de cette politique en ce qui concerne les métiers principaux et en particulier en ce qui concerne les métiers de maintenance qui sont au cœur des questions de la durée de vie.

La question du maintien des compétences se pose dans des termes assez analogues chez les sous-traitants ou chez EDF et il n’est pas forcément beaucoup plus facile d’apporter une réponse à cette question du renouvellement des compétences si elles sont logées à l’intérieur d’EDF que si elles le sont à l’extérieur.

L’important est de donner à ceux qui dans le cas de la sous-traitance, font de la visibilité sur le long terme, cinq, dix ans leur permettant de garder des personnels compétents.

C’est la raison pour laquelle, nous avons en particulier avec les constructeurs et dans les domaines pointus – je pense en particulier au contrôle commandes –, des contrats de pérennité à dix ans qui nous engagent nous, EDF, en tant que donneur d’ordre vis-à-vis des sous-traitants constructeurs et qui engagent inversement ces constructeurs à maintenir un volume de compétences contractuellement spécifié.

Ceci peut aller jusqu’à un droit de regard d’EDF lors d’opérations de cession de filiales de certains groupes.

Ce n’est pas un cas d’école, car les restructurations industrielles auxquelles nous assistons depuis un certain nombre d’années dans des domaines concernant le nucléaire, nous conduisent significativement à faire face à ce genre de questions. Elles nous y conduisent dans le cadre de la restructuration de ce paysage dans le domaine électrique, dans le domaine du contrôle des commandes voire encore dans le domaine mécanique.

M. Jean-Pierre HUTIN – En ce qui concerne les câbles, je ne sais pas à quelle information vous avez fait allusion.

Je rappelle qu’il y a plusieurs catégories de câbles qui sont caractéristiques, en particulier par le fait qu’ils sont qualifiés pour fonctionner encore en situation accidentelle, nous parlons de qualification K1, K2, K3.

Des essais de vieillissement ont été faits, nous avons des vieillissements physiques, chimiques des isolants. Cela a donné lieu à des essais, des programmes de R&D, il y en a d’ailleurs eu également du côté de l’autorité de sûreté, un peu partout dans le monde.

Ils sont très fréquemment échangés au sein de l’AIEA qui a une activité importante sur le thème des câbles.

A ma connaissance, à ce jour il n’y a pas d’alerte particulière qui nécessiterait d’envisager des remplacements massifs de câbles.

Le seul problème qui me vient à l’esprit suite à votre question, est un problème un peu différent qui est quand même assez intéressant à noter parce qu’il illustre ce qui a été dit à plusieurs reprises ce matin.

Il y a un problème d’arrêt de fabrication de certains câbles K1 chez les fournisseurs. Cela n’a rien de dramatique, mais cela nécessite d’être traité, c’est-à-dire de discuter avec les autres fournisseurs, de réexaminer nos spécifications d’approvisionnement de façon à trouver des produits de remplacement et de développer éventuellement ou faire développer de nouveaux produits.

Nous sommes typiquement dans un cas où notre veille sur le tissu industriel est tout à fait essentielle pour ne pas nous trouver pris au dépourvu si nous en avions besoin. A ma connaissance, il n’y a pas d’alerte particulière qui pourrait impacter la durée d’une installation du côté des câbles, même si la surveillance et la maintenance conditionnelles restent la règle pour ces composants comme pour les autres.

INTERVENTION DE M. ANDRE-CLAUDE LACOSTE,

Directeur général de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection

Je ferai quatre remarques liminaires avant d’aborder trois points de fond.

Première remarque liminaire : il faut qu’il soit clair que nous parlons de sûreté nucléaire au sens large du terme, c’est-à-dire la sûreté nucléaire classique, la radioprotection, les problèmes d’environnement, les problèmes de rejets, les problèmes de déchets. Cela me paraît vraiment correspondre à la vision actuelle, à la vision moderne de la sûreté nucléaire.

Deuxième remarque liminaire : quand nous parlons de sûreté nucléaire, il faut également être clair, nous ne parlons pas uniquement de technique, mais également de facteurs humains. Nous ne parlons pas uniquement de technique ou de technique de construction, de tuyaux, de soupapes, mais nous devons prendre en compte l’ensemble de ce que j’appelle les facteurs humains c’est-à-dire, les organisations, les managements et les comportements individuels et collectifs. Il faut vraiment insister sur ce deuxième point qui se posera toujours pour une autorité de sûreté. Le problème est de savoir si elle préfère avoir en face d’elle une centrale éventuellement ancienne, mais extrêmement bien conduite avec des opérateurs extrêmement pertinents ou une centrale supposée plus moderne, mais avec une main d’œuvre moins adéquate. Je crois qu’il ne faut jamais perdre de vue cet aspect facteur humain, au sens positif du terme encore une fois.

Troisième remarque liminaire : il faut insister sur le caractère particulier de la situation française et du parc nucléaire français et il ne faut jamais le perdre de vue. Quand nous comparons la France aux autres grands pays nucléaires il y a deux caractéristiques. La première caractéristique est que le pourcentage d’électricité français venant du nucléaire est de 80 % alors que dans les pays comparables – USA, Japon, Grande-Bretagne, Russie - il est compris entre 20 et 40 %. Deuxième caractéristique extraordinairement singulière, la France à cinquante-huit réacteurs qui ne sont pas identiques, mais qui appartiennent à la même famille : même constructeur d’îlots nucléaires : Framatome, même architecte d’ensemble : EDF, même opérateur : EDF.

Il y a donc une standardisation dont nous ne trouvons l’équivalent nulle part au monde, je dis bien nulle part. Cette standardisation a beaucoup d’avantages en termes de retour d’expérience pour la sûreté, de bilan commun de moyens, en terme économique.

Mais si vous cumulez ces deux points : 80 % d’électricité de l’énergie nucléaire, 58 réacteurs de la même famille, cela nous conduit, nous, autorité de sûreté nucléaire à quelque chose qui est une véritable obsession, et je prends le terme obsession au sens fort du terme : cela nous obsède. L’obsession est l’apparition d’un problème de sûreté qui soit en même temps générique et grave. Pour illustrer mon propos, en cas de problème de sûreté générique et grave, je serais conduit à aller voir le Premier Ministre et à lui dire : « Monsieur le Premier Ministre, vous avez le choix entre deux décisions possibles : première version, on coupe l’électricité ; deuxième version, on continue à faire fonctionner le parc nucléaire d’EDF dans un mode dégradé. ». Ce n’est vraiment pas le genre de circonstances dans lesquelles je souhaite que moi-même ou mon successeur, nous nous trouvions.

Je pense que cela explique beaucoup de choses dans notre comportement à nous, autorité de sûreté. Cela explique en particulier que dès qu’un incident survient quelque part, nous posons la question à EDF : est-ce un incident générique ou est-ce un incident potentiellement générique ? Cela explique également l’importance que nous mettons dans les réexamens périodiques de sûreté. C’est l’occasion de faire le point tous les dix ans et d’essayer d’anticiper l’apparition de ce genre de problème générique grave.

Nous pouvons dire que c’est spécifique à la France et nous pouvons dire également que ce genre de souci est typiquement la contrepartie aux avantages offerts par la standardisation. C’est un des prix à payer pour la standardisation.

J’insiste vraiment sur ces deux points. Nous posons systématiquement la question de savoir si l’incident est potentiellement générique. Nous attachons une grande importance aux réexamens périodiques de sûreté.

Quatrième remarque liminaire qui vient en contrepoint de la précédente : j’ai bien insisté sur la standardisation du parc, ses avantages, les risques potentiels. Il n’en reste pas moins qu’en ce qui concerne la durée de vie des réacteurs, nous prendrons parti au cas par cas et réacteur par réacteur.

Pour nous, il n’y a pas une durée de vie fixée pour un palier, mais des durées de vie fixées pour des réacteurs en tenant compte des circonstances particulières. Je prends simplement une circonstance qui, à l’évidence, est particulière.

Les enceintes de confinement sont en béton, les bétons sont constitués à partir d’un certain nombre de matériaux dont un certain nombre locaux. Il n’y a aucune raison pour que les enceintes de confinement vieillissent de la même façon, ici et là, l’expérience le montre.

Voilà donc ces quatre points liminaires : vision élargie de la sûreté nucléaire ; tenir radicalement compte de l’ensemble des faits renvoyant à la conduite des réacteurs ; la standardisation ; la variabilité des durées de vie.

J’en viens à mes trois points de fond.

Mon premier point porte sur l’augmentation des exigences de sûreté et, encore une fois, sûreté au sens large.

C’est une caractéristique des autorités de sûreté nucléaires en France : nous avons une vision des choses dans lesquelles nous souhaitons améliorer la sûreté au fil du temps. L’autre idée est que les risques ou les inconvénients doivent être réduits autant qu’il est possible, et que le progrès technologique doit y contribuer. J’insiste là-dessus parce que ce n’est pas une politique uniformément partagée dans le monde. Par exemple nos collègues américains de la NRC affichent comme un de leurs quatre objectifs : « to maintain safety » ! Nous pouvons expliquer ensuite que « to maintain » est un mot très positif en anglais ou en américain, qu’il a un côté de dérivée positive. Il n’en reste pas moins que « to maintain » n’est pas « to improve ». Il y a là vraiment, me semble-t-il, une politique différente.

Cette augmentation des exigences de sûreté est valable pour les réacteurs existants.

Je ne reviens pas sur ce qu’a dit Alain SCHMITT. Dans les réexamens périodiques de sûreté, il y a un examen de conformité et une réévaluation de sûreté peut conduire à demander l’amélioration d’un certain nombre de points. Nous pouvons bien sûr accepter que des générations différentes de réacteurs aient des durées de vie différentes.

J’insiste sur un dernier point, dans la mesure où nous avons une vision de progrès de la sûreté pour améliorer la sûreté des réacteurs actuels, il est tout à fait important de réfléchir et de mener des recherches sur les réacteurs du futur. C’est la façon d’avoir une référence auprès de laquelle caler ce que nous pouvons exiger.

C’est pour les réacteurs existants et je parlerai simplement de deux points pour les réacteurs du futur parce qu’ils sont en ligne avec cette idée d’augmentation d’exigences de sûreté au fil du temps. Il est évident que nous avons demandé davantage en exigences de sûreté pour le réacteur EPR que pour les réacteurs précédents. Je peux le traduire de façon plus abrupte : nous n’autoriserions pas actuellement, la construction d’un réacteur N4.

Le deuxième élément est que les exigences de sûreté pour l’EPR seront à revoir si un premier réacteur EPR n’est pas rapidement lancé.

La deuxième idée que je voudrais développer est l’harmonisation et la coopération internationale en matière de sûreté.

Je crois que coopération et harmonisation sont en même temps nécessaires et difficiles.

Je prendrais trois exemples de coopérations que nous avons menées et que nous menons.

Il y a d’abord la coopération avec l’Allemagne.

Elle a été très loin à propos du projet EPR puisque nous avons décidé d’avoir une approche commune, de ne pas empiler les deux réglementations. C’est difficile car, pour un certain nombre de points, les deux réglementations étaient contradictoires. Nous avons fait un pas tout à fait important dans la voie de l’harmonisation.

Il se trouve qu’actuellement l’EPR n’est plus un sujet en Allemagne. Après les élections de l’automne 1998, après l’accord du consensus, il y a eu une décision consistant, pour le parc nucléaire allemand, à bénéficier d’une relative tranquillité en matière de sûreté en échange de l’affichage d’une date d’arrêt.

Officiellement nous ne travaillons plus avec nos collègues du BMU sur l’EPR. Je m’attache quand même à maintenir une forme de coopération avec l’Allemagne. Un certain nombre d’experts du GRS, travaillent pour fournir des expertises en liaison avec l’IRSN et j’invite des experts allemands aux réunions du groupe permanent compétent pour les réacteurs.

Nous sommes cependant très loin de la situation que nous avons connue où in fine des études et examens, je cosignais une lettre unique en anglais avec mon collègue allemand.

Le deuxième exemple, ce sont les États-Unis qui, à l’évidence, sont un partenaire important.

Ce qui me frappe c’est que si avec nos collègues américains de la NRC, nous avons un dialogue technique extrêmement riche et ouvert, où nous parlons explicitement de nos difficultés, j’ai cependant trois difficultés devant moi.

Premièrement, je regrette tout à fait que malgré tous les échanges que nous avons eus avec nos collègues américains sur les problèmes que pouvaient connaître les couvercles de cuves, il ait pu se produire aux États-Unis le phénomène qui a été rencontré à Davis Besse.

Deuxièmement, nous n’arrivons pas réellement à échanger au fond avec nos collègues américains sur le problème de la durée de vie. Il est clair qu’avec les étapes intermédiaires dans la gestion de la durée de vie, nous avons une vision différente de nos collègues américains. Pour prendre un souvenir personnel, je me souviens avoir visité l’un des premiers réacteurs américains à bénéficier d’une prolongation de durée de vie de vingt ans. Au cours de l’entretien avec le dirigeant de la centrale, j’avais été très frappé de voir que, pour lui, le dossier qu’il avait fourni pour obtenir vingt ans de plus de durée de vie, était un épisode au fil de l’eau qui ne lui avait pas vraiment laissé de souvenirs particuliers. Il n’avait pas de souvenir d’un investissement ni intellectuel, ni technique, ni financier considérable et cela m’avait beaucoup frappé.

Troisième difficulté dans nos discussions avec nos collègues américains, c’est à propos des réacteurs du futur.

Nous avons bien le sentiment que ce que nos collègues américains demandent aux réacteurs du futur, au moins aux réacteurs de ce que nous appelions tout à l’heure la Génération III+, est assez voisin de ce que nous demandons pour l’EPR. Nous avons ce sentiment global, mais nous ne sommes pas capables de l’articuler de façon très précise et nous sommes tout à fait sûrs que si nous avions à donner une autorisation pour construire un réacteur d’origine américaine en France, nous serions amenés à demander des choses complémentaires. Et nous sommes tout aussi sûrs que si nos collègues américains avaient à licencier un réacteur EPR, ils demanderaient également des choses complémentaires.

C’est quelque chose qui ne me satisfait pas !

Pour terminer sur une note plus positive à propos de l’international, je dirai un mot sur l’harmonisation progressive des exigences de sûreté en Europe.

C’est un souhait des politiques, c’est un souhait du public, c’est un souhait des industriels, c’est un souhait des autorités de sûreté. Et de toute façon l’ouverture du marché va rendre nécessaire cette harmonisation des exigences et des pratiques de sûreté. Je considère que, là, il y a des progrès qui se font largement à travers une association de responsables d’autorités de sûreté, WENRA – Western European Nuclear Regulators Association – que j’ai présidée. Ce sont les dix responsables d’autorités de sûreté des pays nucléaires d’Europe de l’Ouest.

Au terme de plusieurs années de travail, nous avons rédigé un rapport que nous avons rendu public tout dernièrement, vous pouvez le trouver sur le site de l’autorité de sûreté nucléaire. C’est la première étape d’un travail et sur six thèmes de sûreté, nous avons ébauché ce que pourraient être des règles communes à l’ensemble des dix pays. C’est diffusé dans le public pour commentaire. Pour le moment, ce n’est pas du tout l’ébauche d’une réglementation, mais cela peut en être les prémices.

Cela me paraît important parce que cela peut être une étape importante vers l’harmonisation de nos exigences de sûreté. Je trouve que c’est d’autant plus important que WENRA vient d’accueillir en son sein les sept autorités de sûreté des sept pays nucléaires d’Europe de l’Est qui vont entrer dans l’Union Européenne ; nous sommes donc désormais dix-sept.

J’ajoute que toute remarque sur ces textes que vous pouvez consulter sur notre site, peut m’être adressée ou être adressées à la nouvelle Présidente de WENRA, ma collègue suédoise, le Docteur Judith MELIN.

Après avoir déploré ce qu’était actuellement la coopération avec l’Allemagne, noté certaines limites dans notre dialogue avec nos collègues américains, un point qui me paraît positif, est l’avancée vers une harmonisation en Europe.

Je terminerai, troisième point, par des questions qui portent à la fois sur la politique industrielle et énergétique et sur la sûreté nucléaire, j’ai trois questions.

Première question : le maintien des compétences et de la capacité industrielle.

C’est une question que je n’aborderai pas longtemps, mais qui se pose pour les réacteurs du futur. Il s’agit d’être encore capable de construire si nous avons à le faire.

J’ajoute que cette question se pose également aux autorités de sûreté, à savoir être encore capables d’examiner un projet de nouveau réacteur. Pour prendre un exemple, mon collègue britannique me disait récemment que si chez lui un électricien déposait une demande d’autorisation pour un réacteur, il aurait entièrement à reformer des équipes dans la mesure où, depuis très longtemps, il n’a plus rien eu à autoriser.

Le maintien des compétences se pose également pour les réacteurs existants. Cela a déjà été abordé et vous avez : le renouvellement des compétences, l’obsolescence des composants, etc.

Deuxième question : la vitesse de renouvellement du parc nucléaire.

Si le parc nucléaire français est renouvelé par un nouveau parc nucléaire, il ne faut pas le renouveler en allant trop vite.

Je considère qu’une partie des non-conformités que nous décelons actuellement sur le parc existant, c’est-à-dire une partie de ce que nous considérons être anormaux, à savoir que les réacteurs n’ont pas été construits conformément à leurs plans, me paraît tout à fait renvoyer au rythme élevé de construction du parc nucléaire que nous avons connu dans les années 1980. Si nous reconstruisons un parc nucléaire, je ne souhaite pas que nous le fassions aussi rapidement.

Troisième question : date de renouvellement du parc nucléaire.

Ce que je vais dire à ce sujet est vrai quel que soit le mode de remplacement du parc nucléaire, que ce soit par du nucléaire ou non.

Il faut être conscient du fait que si nous décidons de renouveler le parc nucléaire d’EDF tard, encore une fois quel que soit le mode de renouvellement, il est fait un pari consistant à dire que les réacteurs actuels vieilliront bien et qu’il n’y aura pas de problèmes génériques graves. Il faut savoir que c’est un pari et que le moment venu à l’évidence et suivant la façon dont les choses se passeront, l’autorité de sûreté nucléaire aura à se manifester sur ce point.

DEUXIÈME TABLE RONDE :L’APPROCHE DES DIFFÉRENTS PAYS DE L’OCDE DANS LE DOMAINE DE LA DURÉE DE VIE DES CENTRALES NUCLÉAIRES

M. Claude BIRRAUX – Le premier intervenant sera M. AURELA qui est Conseiller principal, responsable de la sûreté des centrales nucléaires au Ministère de l’Industrie et du Commerce de Finlande. La Finlande, qui exploite un parc composé de deux réacteurs à eau bouillante et de deux réacteurs à eau pressurisée, réalise des performances absolument remarquables dans la gestion de ce parc.

M. Jorma AURELA, Conseiller principal, ministère du commerce et de l’industrie de Finlande

Nous sommes venus de Finlande pour vous présenter une étude de cas. Je travaille au ministère, en matière de sûreté en Finlande et le travail est effectué par l’organisme de réglementation.

Vous allez également entendre une intervention de M. RAUMOLIN qui vient du secteur de l’industrie. Vous allez entendre parler de notre programme nucléaire qui est modeste bien sûr par rapport à celui de la France, mais de toute façon nous avons quatre tranches : deux réacteurs à eau pressurisée de type soviétique ; deux réacteurs à eau bouillante de type suédois.

Ces quatre tranches ont commencé à fonctionner entre 1977 et 1981. Ces réacteurs ont donc tous plus de vingt ans.

Nous avons en outre un cinquième réacteur en phase de planification.

En Finlande actuellement, nous n’avons pas de cycle de vie prédéterminé. Nous comparons parfois la situation à la possession d’une voiture. Savoir quelle est la durée de vie de votre voiture, dépend un peu de la manière dont vous conduisez une voiture, de ce que vous en faites. C’est un peu la même chose que ce que nous pensons de nos réacteurs. Je pense que la durée de vie de nos réacteurs est comparable à la durée de vie des réacteurs français.

Initialement nous avions prévu trente ans de durée de vie de conception et cette conception initiale va prendre fin en 2007. La licence de fonctionnement va expirer en 2007.

M. RAUMOLIN va parler des objectifs, des projets de son entreprise et je pense qu’il va vous parler d’un objectif à cinquante ans.

Je vais vous parler d’une société privée dont les réacteurs ont une philosophie assez intéressante. Pratiquement tous les jours les réacteurs seront en état de fonctionnement et ce, pendant quarante ans. A partir du début du fonctionnement, si vous le calculez, cela fera soixante-cinq ans de vie.

Je crois que c’est une philosophie assez intéressante. Il reste cependant bien sûr à le prouver.

Je viens du secteur qui s’occupe des licences de fonctionnement et des procédures de contrôle pour cette centrale nucléaire.

Nous avons une législation qui fixe nos responsabilités au sein de notre ministère. Nous avons également la législation en matière d’énergie nucléaire qui prescrit les durées de licences de fonctionnement pour les installations nucléaires.

Ces licences sont délivrées pour une période déterminée par le Conseil d’État. D’une part, selon la législation, il faut s’assurer que la sûreté est l’objectif toujours primordial. D’autre part il faut faire des estimations sur la durée de vie tout entière de la centrale nucléaire.

Ce sont là deux objectifs qui sont extrêmement importants pour nous.

Dans la pratique, dans le cadre de cette procédure en Finlande, la déclaration de l’autorité en matière de sûreté nucléaire, est la plus importante. C’est le rapport qui est le plus important. Trois cents personnes travaillent dans cet organisme. Actuellement les licences de fonctionnement sont sur une durée de vingt ou trente ans. En fait ces licences de fonctionnement ont été délivrées suivant les demandes qui nous parvenaient.

Par le passé, nous n’avions qu’une période de dix ans pour la durée de ces licences, mais nous avons eu des demandes pour une durée de vingt ans et cette durée a été accordée.

Je ne parle pas des autres installations, nous avons également des dépôts pour les déchets à moyen et long terme jusqu’en 2 050.

En général, nous prenons un an avant de délivrer la licence de fonctionnement. Ce n’est pas une durée législative. Nous avons constaté que cela nous prenait environ un an avant de délivrer ces licences.

En ce qui concerne les contrôles réglementaires pour la gestion de la durée de vie, c’est un sujet relativement nouveau qui est apparu au cours de la dernière décennie. Cela fait partie actuellement du programme que doivent respecter les organismes de réglementation. Chaque année, nous envoyons des inspecteurs dans les sites et ce sujet est inclus dans les inspections.

Nous avons également des révisions de sûreté globale périodique comme d’ailleurs dans tous les autres pays. Il y a donc ces visites décennales que vous avez également en France et dont vous avez parlé. Voilà la partie du processus du renouvellement des licences. Cela peut aussi se faire séparément.

Comme je vous l’ai dit, la centrale d’Olkiluoto possède une licence de vingt ans et nous avons des inspections décennales. Une inspection décennale sera effectuée au cours de l’année qui vient.

Nous avons également une évaluation de la situation en matière de vieillissement qui est une évaluation tout à fait primordiale pour nous. Nous contrôlons les analyses de sûreté pour voir si elles sont bien mises à jour, correctes et exactes. Nous pratiquons également une évaluation du niveau de sûreté sur la base des étalons et normes actuelles.

Notre philosophie est que l’objectif doit être de plus en plus ambitieux. C’est la première fois que nous avons pratiqué de cette manière il y a cinq ans pour les deux centrales et nous avons fait ceci sur la base des normes de l’Agence de Vienne.

M. Thierry DUJARDIN, Directeur adjoint, AEN OCDE

Je parlerai de l’AEN non pas sur les aspects institutionnels, mais dans la perspective du sujet qui nous préoccupe aujourd’hui. L’AEN est avant tout un forum, et je dirai un forum non politique qui arrive à travailler dans un climat de confiance mutuelle ce qui est probablement une de ses valeurs essentielles. C’est un forum pour partager des expériences nationales et aussi un catalyseur pour rechercher des consensus.

La vraie force de l’AEN est son réseau d’experts. Vous savez que globalement les pays de l’OCDE ont 85 % de la puissance nucléaire installée dans le monde, aussi lorsque nous regroupons des experts autour de la table, nous avons vraisemblablement les meilleurs experts au monde sur les sujets que nous traitons. Nous cherchons bien sûr à mettre les choses en commun à la demande des États membres. Ce sont les experts, les États membres qui définissent le programme de travail, ce sont eux qui le mettent en forme et le Secrétariat est là pour les aider.

Une autre caractéristique de l’AEN est sa capacité à coordonner des projets de recherche multilatéraux, mais décidés par les États membres et non pas nous-mêmes. Les méthodes de travail sont tout à fait classiques. Il y a des comités permanents, des revues par les pairs qui sont un des points très forts. Je crois qu’il faut aussi insister sur le fait que nous n’avons pas vocation à tout couvrir, mais que nous cherchons à avoir des objectifs limités, très précis ce qui nous permet de faire un travail technique et scientifique en profondeur.

Notre chance est peut-être de ne pas avoir beaucoup ou en tout cas beaucoup moins de négociations politiques multilatérales au sein de l’AEN, ce qui nous permet de faire ce travail technique en profondeur.

En ce qui concerne le sujet qui nous préoccupe ce matin, à savoir la durée de vie et les activités de l’AEN, celles-ci sont structurées essentiellement autour de trois comités.

Le Comité pour les Activités nucléaires réglementaires est un forum d’échanges entre les autorités de sûreté et j’insiste beaucoup sur le fait qu’il n’y a aucun rôle prescriptif, c’est un échange de meilleures pratiques.

Un des principaux sujets évoqués aujourd’hui, est la prise en compte des études probabilistes dans les réglementations de sûreté qui est une initiative américaine, le « Risk Informed Regulation ».

Nous pourrions dire brutalement qu’au travers de ce forum, les autres cherchent à comprendre où veulent aller les Américains avec ce type d’approche.

Le Comité de sûreté des Installations nucléaires s’occupe de façon plus technique d’activités de R&D et il a un groupe de travail sur le vieillissement des structures, des composants et leur intégrité.

Ce groupe de travail est lui-même divisé en un sous-groupe béton, un sous-groupe CIS, un sous-groupe composants. De nombreux projets de R&D cherchent à capitaliser de l’expertise ou à aller chercher de nouvelles données sur les questions soulevées dans le cadre de la recherche.

Le Comité permanent pour le développement essaye de dire que si le vieillissement des centrales, c’est bien - jusqu’à maintenant les seules centrales arrêtées l’ont été pour des questions d’obsolescence -, et se demande où sont les optimums économiques et quels sont les outils.

Dans ce sens, l’impact des régulations, les marchés de l’électricité pourraient apporter une nouvelle perspective sur les questions économiques et peut-être qu’un jour ce seront des critères économiques qui avant des critères d’obsolescence, décideront – et nous l’avons entendu ce matin pour partie – de la durée de vie d’une centrale.

Nous avons déjà beaucoup parlé des aspects réglementaires que je ne reviendrai pas très longtemps dessus. La grande majorité des pays de l’OCDE ont une licence sans limitation de durée. La plupart de ces pays pratique une revue périodique de sûreté tous les dix ans.

Les principales exceptions - je laisse de côté la Suisse où deux réacteurs ont une licence avec une durée limitée, mais ce sont davantage des raisons historiques – sont le Canada et les USA, et dans une moindre mesure le Japon.

Le Canada a actuellement des licences de trois à cinq ans, mais ils pensent beaucoup à trouver des procédures pour les augmenter. Ainsi que l’a dit ce matin M. Birraux, les États-Unis ont une licence initiale de quarante ans. Mais surtout aucun de ces deux pays ne demande de revue périodique de sûreté.

La situation du Japon est un peu différente. Ils ont des revues périodiques de sûreté et tous les treize mois, ils ont une analyse des composants principaux pour la sûreté.

Le grand débat – et je crois que M. LACOSTE l’a également souligné – est de savoir s’il s’agit de maintenir le niveau de sûreté ou de l’améliorer, avec un examen de conformité pour la première étape et une réévaluation des objectifs de sûreté pour seconde. Bien évidemment le débat dont vous avez entendu parler ce matin en long et en large, est largement présent sur la scène internationale.

Mon dernier point portera sur quelques aspects techniques. Ce n’est pas pour rentrer dans des détails techniques – ils ont déjà largement été évoqués -, mais pour montrer ce qui peut être réalisé dans le cadre d’une organisation internationale, des comparaisons de calculs.

De nombreuses questions ont été évoquées autour de réévaluations sismiques.

Il y a aujourd’hui un certain doute sur la compatibilité ou disons quelques incohérences entre des codes sismiques appliqués aux installations nucléaires et ceux appliqués à d’autres installations industrielles traditionnelles. Il y a donc des benchmarks pour essayer de comprendre quelles sont ces petites divergences et un travail technique en profondeur. Il n’y a pas de difficultés majeures, mais la mise en évidence de quelques divergences.

En ce qui concerne les matériaux, vous avez toutes les techniques de contrôle non destructif pour analyser les structures, etc.

Nous avons beaucoup parlé des câbles, je vous donne un exemple qui est mis en évidence au sein de l’AEN : comment démontrer qu’un câble vieilli résiste à un accident de perte de réfrigérant ? Si nous avons encore des appareillages qui fonctionnent et sont capables d’apporter la sûreté nécessaire, sommes-nous sûrs que les informations iront jusque-là ? Comme c’est assez difficile à démontrer, il y a un certain nombre de considérations au sein de groupes de travail pour essayer de faire progresser cette idée.

La perte de connaissances et de compétences a déjà été évoquée.

Que peut faire l’AEN ? Aider à construire des bases de données sur les retours d’expérience, sur les incendies dans les installations, sur les ruptures de tuyauterie, sur les matériaux.

Pour donner une tonalité un peu plus neutre, nous entendons beaucoup dire que tout le monde est intéressé, c’est essentiel, il faut le faire, etc. Comme cela n’a cependant pas de retour immédiat à court terme, c’est très bien de le faire dans un cadre international, mais la mise en œuvre opérationnelle – ressources, moyens, disponibilités des experts – est parfois un peu moins positive que l’intervention initiale.

Enfin la fermeture de moyens d’essais est un vrai problème dans un certain nombre de pays – et je m’interdirai de parler de la France ici -, et certainement dans beaucoup de pays de l’OCDE. Ces moyens d’essais sont utiles pour le maintien et les progrès en matière de sûreté.

Une des réponses apportée par l’AEN est autour d’installations qui sont en voie de fermeture ou qui risquent d’être fermées parce que les programmes nationaux ne sont pas suffisants, d’essayer de créer des projets internationaux et de regrouper un certain nombre d’acteurs – organismes de recherche, industriels, exploitants, autorités de sûreté – intéressés d’une part par le fait de maintenir en vie ces installations, mais surtout par un programme technique qui permettra de les maintenir en vie.

Il y a de nombreux exemples de ce type de projet. Il y a une installation même en Russie, dans un pays non-OCDE, qui travaille sur l’interaction du corium et du béton, etc.

Je n’irai pas beaucoup plus loin, mais cela donne un tableau de ce que peut faire une organisation internationale modeste, toute petite, sur un certain nombre de problèmes techniques en travaillant en profondeur à la demande de ses États membres.

M. Pierre LABBE, Chef de l’unité ingénierie, Responsable du programme sur la prolongation de la durée de vie

Au même titre que ses inspections, l’AIEA a aussi dans ses missions de faire des normes de sûreté nucléaire. C’est une autre organisation internationale. Les membres de l’OCDE sont membres de l’AIEA mais il y en a aussi d’autres. S’il est vrai qu’une grande majorité de la puissance nucléaire installée est en ce moment dans les pays de l’OCDE, de nombreuses centrales en construction ne sont pas dans les pays de l’OCDE.

Les pays dans lesquels nous nous rendons le plus souvent pour faire des évaluations de sûreté dans le domaine de la conception ou de la construction, sont des pays tels que l’Iran – je m’y rends assez souvent - et la Chine. Il n’y a pas l’Inde ; comme elle n’a pas signé le traité de non-prolifération nucléaire, elle n’a pas vraiment droit aux aides de l’AIEA.

Les centrales en construction sont dans des pays qui, aujourd’hui, ne sont pas membres de l’OCDE et dont je pense qu’il faut tenir compte de plus en plus.

Pour en revenir à l’AIEA et aux normes de sûreté liées aux questions de durée de vie, disons que la doctrine de l’AIEA en matière de durée de vie, s’exprime par des normes de sûreté qui sont des documents de différents niveaux.

Il y a des documents qu’on appelle fondement de la sûreté, des documents d’un niveau inférieur qui sont des exigences de sûreté, des documents d’un niveau encore inférieur qui sont des guides de sûreté.

L’ensemble constitue des normes de sûreté.

Je crois important de noter que ces normes de sûreté ne sont pas faites par l’AIEA sous sa propre autorité, mais qu’elles sont approuvées par les États membres avec tout un système de comités d’approbation. M. LACOSTE représente par exemple la France dans ces comités d’approbation. Les gens qui travaillent dans mon équipe et moi-même, planchons de temps en temps devant M. LACOSTE et ses collègues pour faire approuver nos normes de sûreté.

Il y a d’autres documents qui ne sont pas des normes de sûreté, mais des documents à caractère plus technique, ce sont des rapports de sûreté. Ce type de documents – rapports de sûreté – est émis sur des sujets dont nous considérons qu’ils n’ont pas encore suffisamment de maturité pour faire l’objet d’une norme.

Et il y a des documents techniques qui permettent de comparer les pratiques des différents États membres et de donner des exemples de bonne pratique.

Dans le domaine qui nous intéresse, à savoir celui du vieillissement, vous avez une liste de documents techniques émis par l’AIEA. Nous avons une série de documents sur l’évaluation et la gestion du vieillissement des principaux composants d’installations nucléaires. C’est une série de documents qui ont été émis à la fin des années 1990. Nous avons commencé à travailler sur ces sujets à l’AIEA dans les années 1980.

Les normes de sûreté sont traduites dans les six langues officielles de l’agence. Les documents techniques, eux, n’existent qu’en anglais qui est notre langue de travail.

Les documents de plus haut niveau sont les fondements de la sûreté. Il est important de voir que dans ces documents de plus haut niveau, des principes sont énoncés selon lesquels des réévaluations systématiques de sûreté doivent être effectuées tout au long de la durée de vie de l’installation.

Nous avons déjà insisté aujourd’hui sur le fait qu’il y a des États membres de l’OCDE - puisque cette table ronde est consacrée aux États membres de l’OCDE – qui ne respectent pas cette pratique.

C’est le cas des États-Unis dans la mesure où ils n’utilisent pas le concept d’évaluation périodique de sûreté. Ceci dit, j’ai constaté des évolutions de la NRC dans ce domaine, qui souhaiterait se rapprocher un peu de la pratique européenne. Il n’y a pas très longtemps, les personnes de la NRC ont dit que, compte tenu du nombre de centrales nucléaires qu’ils ont chez eux et de leurs ressources humaines, un de leurs problèmes était plutôt leur capacité à mettre en œuvre des évaluations périodiques de sûreté de l’ampleur de ce que nous faisons en France. Comme ils n’ont jamais que deux fois plus de centrales nucléaires qu’en France, je pense que cela devrait être gérable !

Ce principe de l’AIEA n’est pas non plus respecté dans un pays comme la Russie qui donne des durées de vie de trente ans à ses installations, avec des prolongations de cinq ans renouvelables un certain nombre de fois.

Pour l’instant les Russes ont simplement autorisé la prolongation d’exploitation de la centrale de Novo Voronej, mais l’AIEA n’a pas eu la possibilité d’évaluer le travail qui a été fait à cette occasion.

J’en profite pour dire que dans le domaine de la sûreté des installations nucléaires, contrairement aux inspections dont vous parliez tout à l’heure, nous ne sommes pas dans un régime d’inspection, l’AIEA ne peut venir que sur invitation des États membres. Il n’y a pas de caractère intrusif de l’activité de l’AIEA dans les États membres en matière de sûreté nucléaire, il n’y a pas de traité qui permettrait de le faire.

Lorsque nous sommes face à un contexte dans lequel les États membres nous parlent de prolongation de durée de vie, un principe que nous avons établi et sur lequel nous basons notre action, est qu’avant de parler de prolongation de durée de vie, il faudrait que tous les problèmes de sûreté préalablement identifiés soient résolus.

Nous craignons un peu que certains pays n’aient fait l’impasse sur le upgrading dont vous parliez tout à l’heure et commencent à parler de durée de vie avant d’avoir réglé tous ces problèmes d’amélioration et de mise à niveau de la sûreté. Nous avons donc posé comme principe dans notre doctrine que tous ces problèmes de sûreté devraient être résolus avant de parler de prolongation de durée de vie.

Bien sûr la situation est un peu variable d’un pays à l’autre et je pourrais l’illustrer si vous avez des questions à ce sujet.

Nous avons un guide de sûreté sur les évaluations périodiques de sûreté. Je vous ai dit tout à l’heure que les documents existaient en français, mais, là, je vous donne la version anglaise. Comme ces documents sont en cours de révision, je vous donne la dernière version qui n’est pas encore traduite en français. Elle a été approuvée il n’y a pas très longtemps par le comité auquel participe M. LACOSTE.

La période de dix ans est signalée dans le document. Lorsque nous regardons l’activité des États membres depuis l’AIEA, nous constatons que maintenant cette période de dix ans est utilisée à peu près partout en Europe. Elle est utilisée en France depuis le début du programme nucléaire.

En Grande-Bretagne cela a mis un peu de temps à se mettre en place et maintenant ils en sont à la réévaluation périodique de sûreté tous les dix ans. Comme ils ont commencé à faire du nucléaire avant les Français, il est normal qu’ils aient mis un peu plus de temps à mettre tout ceci en place.

En Europe de l’Est, certains pays qui n’avaient pas cette pratique d’évaluation périodique de sûreté, s’y sont mis maintenant. Ils doivent parfois jouer avec les deux aspects : renouvellement de licence et réévaluation périodique de sûreté comme la Hongrie par exemple où j’étais le mois dernier.

Nous constatons que les premières évaluations périodiques de sûreté conduisent à des améliorations du type protection incendie, réévaluation de sûreté, de telles choses.

A la deuxième et plutôt troisième réévaluation périodique de sûreté quand on a commencé depuis le début, c’est-à-dire vers les trente ans d’exploitation, ou à la deuxième lorsque les États membres n’ont pas commencé tout de suite, nous abordons bien sûr les questions de vieillissement des installations et aussi beaucoup celles de vieillissement des compétences.

Dans les pays qui ont pris des décisions de sortie du nucléaire, ces questions de vieillissement des compétences sont vraiment très aiguës.

Nous constatons aussi qu’à cette période de la troisième visite décennale, ou parfois avant, des questions se posent sur la reconstitution des données de conception. En particulier en Europe de l’Est, des données de conception ont disparu, ne sont plus à la disposition des exploitants.

Dans nos documents de doctrine, nous insistons beaucoup sur le fait que les questions de vieillissement, de qualification des équipements sont des choses qui doivent être prises en considération tout au long de l’installation, c’est-à-dire dès la conception, la mise en service de l’installation.

D’après la doctrine de l’AIEA, on doit mettre en place des programmes de gestion du vieillissement dès la mise en service de l’installation comme cela se pratique, je pense, en France. Mais de nombreux États membres ont pris conscience de ce point un peu tard.

Si je synthétise un peu notre impression à l’AIEA, je dois dire qu’il y a sans doute en ce moment un certain manque de maturité dans de nombreux États membres, qui se traduit par les services qu’ils nous demandent.

En gros nous pouvons fournir trois types de services à nos États membres : des services de formation ; des échanges d’informations de benchmarking, des échanges d’informations entre États membres ; des bilans de sûreté.

Nous sommes invités par l’État membre à venir faire une évaluation de sûreté d’une installation au niveau du choix du site, de la conception, de l’exploitation.

Dans le domaine du vieillissement, de la durée de vie, on nous demande très peu de services de ce troisième type. Nous sommes très peu invités à venir faire une évaluation de la façon dont l’État membre gère les questions de durée de vie.

En revanche on nous demande beaucoup de services dans le domaine de la formation ou de l’échange d’informations entre États membres.

Pour nous cela reflète un manque de maturité encore dans la façon dont ces questions sont abordées par la majorité de nos États membres.

Pour synthétiser un peu notre point de vue, nous pensons que parler de prolongation de durée de vie ou de telles choses, n’est sans doute pas la bonne terminologie.

L’important est la façon de tenir compte, d’évaluer les problèmes de sûreté d’une installation ancienne. Et si elle a une durée de vie officielle de quarante ans, il ne faut pas attendre quarante ans pour s’en occuper. Il faut s’occuper des problèmes de sûreté des installations anciennes plutôt que dire qu’on va s’occuper des problèmes de sûreté liés à une augmentation de durée de vie d’une installation.

M. Claude BIRRAUX – Avec l’expérience nationale, les expériences internationales, nous finissons par cerner en quelque sorte les bonnes pratiques, les bonnes approches.

Bonnes pratiques est un mot tout à fait qualifié pour accueillir maintenant M. RAUMOLIN, Vice-Président du contrôle des opérations nucléaires à FORTUM. Nous nous connaissons depuis assez longtemps puisque j’ai visité la centrale de Loviisa il y a cinq ou six ans sous votre conduite, M. RAUMOLIN. FORTUM est donc l’exploitant de la centrale de Loviisa, centrale VVER, que vous avez relookée en quelque sorte à la finlandaise. Elle a des capacités tout à fait remarquables puisqu’il me semble qu’en 2002 le facteur de capacités a été supérieur à 91 %.

M. Heikki RAUMOLIN, Vice-Président, chargé du contrôle des opérations nucléaires, FORTUM.

Je voudrais commencer par vous indiquer ce qu’est FORTUM et son environnement de travail aujourd’hui.

Le premier point est que FORTUM est une compagnie scandinave détenue majoritairement, à 60 %, par le Gouvernement Finlandais. Elle est cotée en bourse et vous pouvez acheter tous les jours des actions à la Bourse d’Helsinki.

Le deuxième point est que nous opérons tout le temps dans le Pool Électrique Nordique. Cela signifie que la Norvège, la Suède, le Danemark et la Finlande sont une aire de marché totalement dérégulée. Ainsi nous vendons et achetons la puissance pour chaque heure avec un prix spécial pour cette heure. C’est un marché totalement concurrentiel pour l’électricité en Europe du Nord.

Troisième point, FORTUM fournit des services aux clients en Scandinavie pour la puissance qu’il produit. FORTUM n’est pas seulement une société comme EDF. Les opérations nucléaires ne représentent qu’une petite proportion des opérations de FORTUM. Nous sommes bien sûr l’exploitant de Loviisa et nous avons aussi une petite participation à Olkiluoto et dans quelques centrales suédoises.

Je vais surtout vous parler de la situation de Loviisa étant donné qu’il s’agit de la seule centrale dont nous sommes l’exploitant responsable.

Pour ce qui est de la gestion de la durée de vie de la centrale, la chose la plus importante est qu’il y ait une stratégie, un objectif. Et pour Loviisa, l’objectif est une opération commerciale pour cinquante ans. Nous avons commencé par une exploitation pour trente ans, puis quarante-cinq ans il y a dix ans. Et maintenant nous avons décidé que l’objectif était d’avoir une durée de cinquante ans pour les opérations commerciales.

Les problèmes stratégiques restent les mêmes, ce sont d’abord la sûreté et les autorisations d’exploitation.

La Direction de l’entreprise a décidé que la sûreté était bien sûr l’objectif suprême dans nos opérations. Bien entendu, nous devons nous en tenir à toute la réglementation en - 293 - matière d’autorisation d’exploitation et nous devons être prêts à délivrer une autorisation d’exploitation pour cinquante ans alors que maintenant nous ne l’avons que pour trente ans et qu’elle arrive à terme en 2007.

Mais, ce qui est très important, c’est la production et ses résultats économiques. Ceci veut dire qu’aujourd’hui nous ne pourrions plus exploiter la centrale de Loviisa si nous ne pouvions pas dire que la centrale de Loviisa est suffisamment productive en termes économiques. Il faut bien sûr pouvoir tirer des bénéfices pour nos actionnaires et pouvoir en apporter la preuve à tout moment.

Mais nous avons bien entendu besoin d’une bonne gestion des ressources humaines ; c’est très important pour nous en Finlande. La Finlande est un petit pays et nous ne pouvons pas nous attendre à y avoir beaucoup d’experts, leur nombre est limité. Ceci signifie que nous devons veiller à avoir suffisamment de connaissances, d’expertises et de ressources humaines pour une exploitation sur le long terme.

Pour l’exploitation, nous avons besoin de la gestion de la durée de vie des systèmes critiques. Il faut déjà savoir quels sont ces systèmes critiques ce qui n’est pas simple. Par exemple pour le réacteur Loviisa I, nous avons modifié certains câblages au sein du confinement car nous nous sommes rendu compte que les températures étaient trop élevées pour les câbles et que cela ne leur permettrait pas d’avoir une durée d’exploitation suffisamment longue. Nous avons donc procédé à des changements de câblage.

Par ailleurs, il faut aussi et constamment une mise à jour des critères de sûreté. Ce n’est pas suffisant de le faire tous les dix ans. Nous essayons donc d’améliorer constamment les opérations de la centrale. Il nous semble nécessaire pour tout le monde d’avoir effectivement une centrale qui soit en bon état.

Ensuite nous avons besoin d’un plan d’investissements à long terme. En fait, pour les centrales de la première génération, ce n’était pas possible, mais maintenant lorsque nous envisageons une durée d’exploitation de cinquante ans, nous nous rendons compte que cela correspond à deux générations déjà. La plupart des personnes qui travaillent dans ce domaine, viennent de l’université, d’écoles spécialisées, mais nous allons bientôt partir et une nouvelle génération prendra notre place. Il faut maintenant veiller à toujours avoir des personnes qui aient les meilleures connaissances en la matière.

J’en reviens maintenant à mon plan d’investissements à long terme.

A plusieurs reprises nous avons parlé de la situation économique et pour une société cotée en bourse, il est très important de maintenir un contrôle sur les aspects économiques à tout moment. Nous devons donc pouvoir évaluer, prévoir les choses en termes économiques les investissements, les amortissements. Je dois dire que l’amortissement n’est pas le plus grand problème pour l’investissement initial, mais plutôt pour les investissements qui sont faits pendant les opérations. Là, la question de l’amortissement est plus importante.

Nous avons des mises à jour, des améliorations constantes. Des investissements seront par exemple faits en fin d’opération et ceux-là sont plus difficiles à amortir. C’est la raison pour laquelle la planification des investissements doit être très précise et qu’il nous faut bien planifier la fin des opérations de manière à gérer également les problèmes économiques qui en découlent.

Nous ne sommes pas encore prêts, mais je crois qu’il faut aussi envisager les choses déjà à long terme et commencer très tôt.

Voyons maintenant des aspects plus pratiques dans un avenir plus proche !

D’abord – et je vous l’ai dit – il faut continuer à avoir une situation économique compétitive et nous devons toujours avoir une production compétitive. Il nous faut également une bonne expérience de ce que j’appelle les systèmes critiques afin de mieux pouvoir gérer la durée de vie de l’installation. Nous avons besoin aussi de bons plans d’investissements pour parvenir à une durée d’exploitation de cinquante ans et d’une planification à long terme de façon générale. Nous devons rester compétitifs à tout moment puisque nous sommes cotés en bourse.

Il y a également tous les processus d’automatisation, d’abord une première unité à Loviisa, puis une seconde unité. Il nous a fallu un certain temps pour que tout fonctionne. Comme je vous l’ai dit, nous avons un plan détaillé pour ce qui est de la relève. Il nous faut mieux planifier nos opérations, par exemple au-delà de 2006, notre objectif étant d’arriver à renouveler l’autorisation d’exploitation avant la fin de l’année 2006.

Le problème de renouvellement de l’autorisation d’exploitation en Finlande n’est pas seulement un problème technique, mais aussi une question politique. Il faut une décision prise par le Gouvernement qui doit bien sûr avoir la preuve que nous pouvons continuer nos opérations nucléaires tout en assurant la sûreté des installations et des opérations.

En guise de conclusion, je souhaiterais parler des enseignements que nous pouvons tirer.

Je crois qu’ici nous avons appris trois choses.

La première leçon est que les organisations et les personnes responsables doivent pouvoir bien gérer la durée de vie de l’installation.

Il ne s’agit pas seulement de l’affaire de la maintenance et que chaque service technique s’occupe de sa responsabilité particulière. Il y a une responsabilité globale pour une unité, pour un réacteur. Cela ne fonctionne ici que s’il y a un véritable travail d’équipe et qu’une responsabilité globale est assumée de toute part. Il faut par ailleurs à tout moment pouvoir procéder à des mises à jour, à des améliorations. Il faut toujours pouvoir améliorer la qualité des opérations de nos installations. Ce point doit être clair à tous les niveaux d’organisation.

La troisième leçon est le transfert de connaissances, de savoir-faire. Il faut donc que nous veillions à avoir un système qui nous permette effectivement ce transfert à tout niveau - vers les ingénieurs, la recherche, le développement – ainsi qu’un transfert à l’échelle européenne, internationale. C’est certainement l’une des choses les plus difficiles.

Ce sont trois leçons qui semblent simples à tirer, mais souvent ce qui semble le plus simple en théorie est ce qui est le plus difficile à réaliser dans la pratique.

M. Claude BIRRAUX – Très belle conclusion, M. RAUMOLIN !

J’ai une petite question tout de suite. Dans la maintenance que vous effectuez lors des arrêts de tranche qui sont relativement courts puisqu’il me semble que vous arrivez à les faire en seize jours, est-ce que vous utilisez du personnel de FORTUM ou est-ce que vous faites appel à des sous-traitants ?

Dans l’affirmative, quel type de relation avez-vous avec les sous-traitants pour maintenir les capacités techniques des matériaux et celles de ces sous-traitants ?

M. Heikki RAUMOLIN – Oui, nous travaillons avec des sous-traitants. En général il y a environ un millier de personnes en dehors de notre organisation qui travaille pour nous.

Nous avons donc beaucoup de sous-traitants, nous organisons de la supervision et c’est nous-mêmes qui nous occupons de la planification.

Ensuite, selon les tâches à réaliser, nous avons des qualifications spécifiques. La situation en la matière est assez bonne en Finlande dans le sens où la plupart des personnes avec lesquelles nous sous-traitons ont à un moment ou à un autre, travaillé directement sur la centrale. Ce sont donc des personnes très expérimentées qui connaissent bien les lieux. Nous essayons cependant toujours d’avoir au moins deux entreprises sous-traitantes en concurrence.

M. Jorma AURELA – Oui, et je voudrais ajouter que c’est la même chose pour les centrales suédoises. Il y a effectivement de nombreuses entreprises qui sont en concurrence pour les centrales comme Loviisa, Olkiluoto ou autres.

Débat avec la salle

Mme Ann MACLACHLAN – Je voudrais demander une précision à M. LABBE.

Si j’ai bien compris ce que vous avez dit, à un moment donné vous avez dit que l’AIEA estimait qu’il fallait résoudre les problèmes de sûreté existants avant de parler de prolongation de durée de vie d’une centrale.

J’aimerais que vous expliquiez davantage ce point. Je me demande en effet s’il n’y a pas quelque piège, à savoir que vous résolvez les problèmes que vous avez aujourd’hui. Vous commencez ensuite à parler de prolongation de vie et comme vous trouvez un autre problème, vous devez arrêter. Je pense que ce n’est pas cela, mais peut-être pouvez-vous l’expliquer.

Pensez-vous à un pays en particulier qui aurait trop tendance à parler de prolongation de durée de vie sans avoir résolu ses problèmes de sûreté ?

M. Pierre LABBE – Cette préoccupation est liée aux questions de sûreté qui se sont posées en Europe de l’Est.

A la fin des années 1980, l’AIEA a fait une évaluation de l’ensemble des problèmes de sûreté posés par les centrales nucléaires qui étaient exploitées en Europe de l’Est.

Pour chaque type de centrale nucléaire, nous avons fait un catalogue des problèmes de sûreté et lorsque les États membres nous invitaient à le faire, nous avons fait des bilans de sûreté de ces installations. En général, nous sommes allés plusieurs fois dans chaque installation et nous avons évalué dans quelle mesure les problèmes de sûreté qui avaient été identifiés, étaient résolus.

L’AIEA ne souhaite pas qu’un État membre nous demande de venir l’assister dans le domaine de l’extension de la durée de vie, si les questions de sûreté soulevées à ce moment-là ne sont pas résolues. C’est ce que j’ai voulu dire. Maintenant vous donner un nom d’État qui serait un mauvais sujet, je ne le ferai pas. Vous lisez les journaux aussi bien que moi et vous n’avez pas besoin que je vous donne cette information.

M. Claude BIRRAUX – J’ai une question complémentaire.

Rassurez-moi M. LABBE, lorsque vous dites que les Russes ont des licences pour trente ans qu’ils renouvellent de cinq ans en cinq ans, l’appliquent-ils aussi aux RBMK ?

M. Pierre LABBE - En principe c’est aussi la pratique pour les RBMK.

M. Claude BIRRAUX – Nous ne pouvons pas dire que c’est une réponse rassurante, mais vous n’y êtes pour rien.

(La séance, suspendue à 12 h 15, est reprise à 14 h 06)

ALLOCUTION DE Mme NICOLE FONTAINE,

Ministre déléguée à l’Industrie

M. Claude BIRRAUX – Nous allons donc reprendre notre session de l’après-midi.

Je remercie Mme Nicole FONTAINE, Ministre Déléguée à l’Industrie, d’avoir bien voulu accepter d’ouvrir notre session de l’après-midi dans une journée doublement difficile.

La première parce qu’elle ouvrait le premier débat en région sur le débat national portant sur l’énergie à Strasbourg ce matin.

La seconde est que se déplacer aujourd’hui dans Paris lorsqu’on n’a pas d’hélicoptère, relève quand même d’une certaine prouesse.

Merci Madame la Ministre d’être venue !

Vous savez que l’Office Parlementaire a été saisi par la Commission des Affaires Économiques d’un rapport concernant la durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs.

Il nous a paru particulièrement opportun de l’insérer dans le cadre du débat national sur les énergies, que le Gouvernement a lancé puisque dans les sept rapports qu’a produits Christian BATAILLE sur la gestion des déchets nucléaires et les onze rapports que j’ai produits sur le contrôle de la sûreté nucléaire, il y avait un maillon manquant qui était celui de la durée de vie des centrales. La durée de vie des centrales peut en effet conditionner largement la problématique d’un éventuel renouvellement du parc si renouvellement du parc il doit y avoir. Notre objectif est de donner les paramètres de choix et l’état le plus actualisé de l’information sur ce sujet.

Le 13 mai puisque la date a été fixée, nous rendrons notre rapport à l’Office Parlementaire et il sera rendu public à la presse le 14 mai.

Nous serons donc dans les temps pour donner ces paramètres de choix au Parlement, au Gouvernement et par-delà à l’ensemble des citoyens sur ce que l’on peut faire en ce qui concerne la durée de vie des centrales d’une part et les nouveaux types de réacteurs d’autre part.

Ainsi le choix qui sera effectué par le Gouvernement, pourra aussi s’appuyer sur ces paramètres de manière qu’il puisse, dans la transparence, dire quel est son choix et pourquoi il a fait ce choix en fonction des paramètres venant de l’Office Parlementaire et plus largement du débat qui se sera déroulé en France.

Voilà nos objectifs ! Avec Christian BATAILLE nous avons travaillé à une assez forte dose pour ne pas dire à très haute dose, avec un Comité de Pilotage qui a été extrêmement précieux et présent à toutes nos auditions, pour réussir à produire ce rapport dans les temps que nous nous sommes fixés et qui doivent être compatibles avec l’échéancier fixé par le Gouvernement pour le débat d’abord et la préparation de sa loi de programmation de l’énergie ensuite.

Madame la Ministre, je vous prête volontiers à la parole.

Mme Nicole FONTAINE - Merci Monsieur le Rapporteur, Mesdames et Messieurs les Parlementaires, Mesdames et Messieurs,

Tout d’abord je voudrais tout d’abord remercier Claude BIRRAUX et Christian BATAILLE de leur invitation. La question que vous abordez aujourd’hui, à savoir la durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs est bien évidemment, comme vous pouvez l’imaginer, au centre des préoccupations de la Ministre Déléguée à l’Industrie.

Je voudrais surtout vous remercier d’avoir accepté une mission sur ce sujet qui est tout à fait capital pour l’avenir de notre politique énergétique. Comme vous le savez le Gouvernement proposera cette année au Parlement, à l’issue du débat que vous avez mentionné, une loi d’orientation sur l’énergie et bien évidemment votre rapport sera extrêmement utile à la préparation de ce débat.

Nous attendons beaucoup de cette étude parce qu’au-delà bien sûr de la qualité des personnalités concernées, la réputation de clairvoyance et de rigueur de votre institution n’est plus à faire.

J’ai pu notamment l’apprécier à travers des travaux récents, je pense au rapport de Claude BIRRAUX en 1998 sur l’EPR, à celui de Claude BIRRAUX et de M. LE DEAUT sur les énergies renouvelables ou bien encore à celui de M. GALLEY et de Claude GATIGNOL sur la pile à combustible.

Je voudrais souligner trois caractéristiques fondamentales de ces travaux qui, pour nous, Gouvernement en font l’intérêt et la richesse : la très grande rigueur scientifique de vos analyses, la prise en compte systématique par vos études de l’ensemble des enjeux technologiques, sociaux, environnementaux et géostratégiques, l’absence totale d’esprit partisan qui anime vos discussions propres à créer le consensus au-delà de vos sensibilités politiques. Je ne doute pas que ce nouveau rapport sera à la hauteur des précédents.

Les très nombreuses auditions auxquelles vous avez procédé depuis le mois de décembre, des experts du CEA, d’EDF, d’AREVA, de l’administration, mais également des experts indépendants - des économistes, des syndicalistes, des associations d’environnement - ainsi que les expériences étrangères que vous avez recueillies notamment je crois en Finlande, en Suède, en Allemagne et aux États-Unis en sont d’ailleurs le garant.

Comme je l’ai indiqué, le Gouvernement a décidé de refonder la politique énergétique de la France en 2003. Il a souhaité le faire de manière démocratique en commençant par un grand débat national sur les énergies.

C’est ce débat que j’ai ouvert officiellement le 18 mars dernier à Paris, qui a connu ce matin, son premier Forum régional à Strasbourg et qui à l’issue de six rencontres en région, s’achèvera le 24 mai à Paris.

Pourquoi vouloir refonder la politique énergétique aujourd’hui ?

La croissance continue de nos consommations nous met en face d’une impasse du point de vue de l’environnement d’abord, une diminution drastique de nos émissions de gaz à effet de sphère est indispensable, nous en sommes tous convaincus et je crois que nul ne le conteste ; du point de vue économique et géopolitique ensuite. La concentration progressive des réserves dans un nombre restreint de pays, laisse présager à moyen terme des tensions autour de l’accès à l’énergie. Il est donc temps d’agir, car les décisions dans ce domaine, ne font bien sûr pas ressentir leurs effets du jour au lendemain ; ce sont toujours des décisions à long terme.

Pourquoi un débat ? Pour sortir l’énergie du cercle des sphères d’initiés, de partisans au sein duquel il a été trop longtemps enfermé. J’en veux pour preuve la relative méconnaissance des Français sur le sujet. C’est ainsi que le sondage que nous avions commandé au début du débat en décembre dernier, faisait apparaître que trois quarts des Français pensent que le gaz que nous consommons est produit en France. La même proportion croit que l’industrie est le premier secteur responsable de l’augmentation de la consommation. Enfin et surtout deux tiers des Français pensent que l’énergie nucléaire émet des gaz à effet de serre.

Mais je dirai que dans ce même sondage, les Français s’estiment eux-mêmes très mal informés et émettent le souhait en très large majorité de pouvoir, à l’avenir, avoir une meilleure connaissance de ces sujets qui, aujourd’hui, sont un débat de société.

Ce n’est pas un débat technique, mais un véritable débat de société. Parce qu’il n’est pas de politique énergétique durable sans adhésion des citoyens, parce qu’il n’est pas d’adhésion sans connaissance des enjeux, il était donc urgent que l’État renoue le dialogue avec les Français.

C’est donc dans cet esprit que, sous l’impulsion du Premier Ministre Jean-Pierre RAFFARIN, nous avons initié ce débat.

Son objectif est triple : d’abord répondre aux questions des Français en leur permettant d’accéder préalablement à une information précise et diversifiée - j’espère que certains d’entre vous ont eu la disponibilité de surfer sur notre site Internet et qu’ils l’ont apprécié, mais s’ils ont des remarques à faire, elles seront accueillies non seulement avec intérêt, mais feront même l’objet des corrections nécessaires si besoin est ; ensuite recueillir les avis et les propositions des citoyens et enfin les rendre plus sensibles à la portée de leurs comportements en tant que consommateurs.

Ce matin par exemple le thème du Forum de Strasbourg portait sur la manière de consommer moins, de faire des économies de consommation d’énergie, d’avoir une véritable politique dans ce domaine. C’était donc le thème très concret du Forum de Strasbourg.

Le Gouvernement — et je dois être bien claire - ne souhaite naturellement pas anticiper sur les enseignements du débat en exprimant des positions définitives, notamment en ce qui concerne les différentes questions relatives au nucléaire, vous le comprenez bien.

Certains voudraient nous enfermer dans un débat qu’ils qualifient de « débat bidon » ou « débat truqué » prétendant que tout est joué à l’avance. Ce n’est pas dans du tout dans cet état d’esprit que nous sommes. Bien évidemment la réussite de ce débat suppose une très grande qualité de transparence, de pluralisme et bien évidemment que le Gouvernement montre qu’il n’a pas de choix arrêtés à ce moment.

C’est à l’issue du débat que le Gouvernement prendra ses responsabilités devant la représentation nationale.

Je résume ainsi les questions qui doivent être abordées sans tabou.

La France peut-elle et doit-elle envisager de sortir du nucléaire comme le fait l’Allemagne ou poursuivre résolument dans la voie du nucléaire comme la Finlande, le Japon ou les États-Unis ? Si la France confirme son choix en faveur du nucléaire, quel devra en être le poids dans le bouquet énergétique de 2 020 et de 2 050 ? Pour préparer cet avenir, est-il souhaitable que nos industriels nationaux que sont EDF et AREVA, construisent un EPR dès maintenant ou dans cinq ans ? Est-il au contraire préférable de consacrer l’ensemble de nos efforts à la Génération IV des nouveaux réacteurs qui ne seront toutefois disponibles au mieux qu’après 2 035 ?

Encore une fois, n’attendez pas de moi une réponse à ces questions ! La conviction du Gouvernement sur ces sujets doit encore mûrir à la lumière de votre rapport et, comme je viens de le dire, à la lumière du débat national. Je souhaiterais néanmoins dès aujourd’hui, livrer quelques constats à la réflexion.

Tout d’abord un premier constat est que les scénarios d’évolution de la demande électrique montrent qu’à l’horizon 2020, le respect de nos engagements en matière de lutte contre l’effet de serre sera l’élément déterminant pour définir le bouquet énergétique optima.

En effet si nous tablons sur une durée de vie des réacteurs limitée à quarante ans, les premières fermetures de centrales nucléaires devraient intervenir à l’horizon 2015, 2 020.

A cette échéance les différents scénarios de demande électrique prévoient, selon leur degré de volontarisme, une demande nationale située entre 490 et 600 TWh contre 450 en 2002.

Parallèlement les objectifs affichés dans le plan national de lutte contre le changement climatique, fixent à 9 MT par an l’émission maximale de carbone pour la production électrique d’ici à 2010. Un tel niveau maintenu en 2 020 serait compatible avec un développement de cycles combinés fonctionnant au gaz naturel à hauteur de 85 TWh.

Dans ces conditions, c’est donc au minimum 400 qui devraient être fournis par d’autres sources d’énergie non émettrices bien sûr en gaz à effet de serre.

Ces quelques chiffres font fort bien comprendre les contraintes que font peser les objectifs de Kyoto sur le bouquet énergétique.

N’oublions pas non plus dans l’examen de la situation, les différences qui existent entre la France et l’Allemagne. Je rappelle que ce pays produit aujourd’hui encore 50 % de son électricité grâce au charbon et dispose donc de formidables masses de réduction de ses émissions de CO2, supérieures de 60 % à celle de la France. Renoncer au nucléaire en Allemagne n’a donc pas du tout les mêmes conséquences qu’en France. Ces éléments d’appréciation devront bien évidemment être versés au débat.

Deuxième constat, l’allongement de la durée de vie des réacteurs nucléaires est un enjeu financier majeur, mais aujourd’hui, aucune certitude n’existe sur la durée de vie du parc en exploitation.

L’allongement de la durée de vie des centrales électronucléaires constitue bien sûr un enjeu majeur pour EDF. Une étude récente menée par la Direction de la Prévision du MINEFI a ainsi chiffré à 12 E/MWh le coût d’exploitation d’un réacteur dont la durée de vie serait supérieure à trente ans, date de fin de son amortissement économique. Ce chiffre doit être comparé au coût de revient d’un réacteur neuf ou d’un cycle combiné à gaz, 30 E. Ainsi dans le cas d’un réacteur d’une puissance moyenne, un gain d’environ 100 ME par an serait obtenu.

La durée de vie des centrales est donc un enjeu économique tout à fait capital. Nous devons nous y consacrer ensemble par un programme ambitieux en matière de recherche et de développement, qui nous permettra de comprendre et de prévenir les phénomènes de vieillissement.

C’est, vous le savez, un des objectifs du CEA.

Je tiens toutefois à souligner qu’il n’existe aujourd’hui aucune certitude sur la durée de vie des réacteurs nucléaires actuellement en exploitation. Nous ne disposons que de fortes probabilités et nous ne saurons pas avant 2010, 2015 si l’autorité de sûreté nucléaire autorisera l’ensemble des centrales à fonctionner jusqu’à quarante ans, et logiquement pas avant 2020, 2 025 pour un fonctionnement jusqu’à cinquante ans voire soixante.

En clair, nous ne pouvons pas totalement écarter le risque que nos centrales ne puissent être utilisées que jusqu’à trente, trente-cinq ou quarante ans. Il convient, me semble-t-il, d’en tenir compte dans notre stratégie de renouvellement du parc nucléaire.

Votre rapport sera également d’un grand intérêt au regard des expériences européennes et aussi, bien évidemment, au-delà de l’Europe.

Troisième constat, le fait que la France ait construit la plupart de ses centrales au même moment dans les années 1980, nous expose à une chute rapide de l’offre électrique lorsqu’elles arriveront simultanément en fin de vie à l’horizon 2020, 2 025. Une décroissance massive de nos capacités de production pourrait se produire. Ce phénomène sera d’autant plus fort que, dans un marché concurrentiel, les électriciens de demain n’auront sans doute pas la capacité financière de remplacer ces capacités au rythme de leur disparition.

Pour assurer notre sécurité d’approvisionnement, il importe donc d’être conscient de cette étroitesse de la pyramide des âges des centrales nucléaires et nous devrons sans doute favoriser un étalement de leur renouvellement.

Enfin quatrième constat, dans le cas où la construction de nouveaux réacteurs nucléaires serait décidée pour remplacer les anciens, il conviendrait d’analyser la nature de l’offre envisageable à cette échéance qui, je le rappelle, pourrait être 2017, 2 027 voire 2 037 si nos centrales duraient soixante ans.

En ce qui concerne ce point, nous pouvons envisager trois scénarios. Le recours à la Génération III+, c’est-à-dire à l’EPR qui serait déployé de manière industrielle aux environs de 2020, la question étant posée de savoir si cette série industrielle devra ou non être précédée de la réalisation d’un pilote. Le recours à une technologie étrangère, sans doute américaine, qui serait jugée plus compétitive que l’EPR en 2 020. Le recours au gaz entre 2 020 et 2 035 si la durée de vie de nos centrales n’est que de quarante ans, avant de recourir à la Génération IV à partir de 2 035 ou 2 040.

Il reviendra à votre rapport et au débat d’éclairer les avantages et les inconvénients de chacune de ces hypothèses, du point de vue de la compétitivité, de l’indépendance, de la croissance économique.

J’insiste notamment sur la nécessité d’appréhender correctement les risques pour comparer les diverses solutions. Nous voyons bien en effet que la troisième solution est la plus séduisante, mais également la plus risquée. Il s’agit en effet de parier à la fois sur la durée de vie des réacteurs actuels et sur la maturité industrielle de réacteurs qui ne sont, à ce jour, qu’au stade de la conception.

Cinquième constat, à la différence de ce qui se passait dans les années 1970, les choix énergétiques de demain seront réalisés au sein d’un marché européen intégré. Ils seront donc aussi entre les mains des industriels.

L’État conserve assurément la possibilité d’orienter la composition du bouquet énergétique grâce à la programmation pluriannuelle des investissements. Il lui incombe donc de déterminer si le nucléaire restera une composante importante ou non de la production.

Il revient en revanche aux industriels d’optimiser leurs stratégies dans le cadre de ces orientations.

Ceci veut également dire que les nouveaux moyens de production seront financés par les industriels et leurs actionnaires et non par le consommateur. Ce dernier quant à lui, bénéficiera de l’électricité au prix correspondant au moyen de production le plus efficace.

Enfin, et ce sera le dernier constat, les décisions devront également tenir compte de l’indépendance nationale et de la cohésion sociale.

Il y a trente ans en effet, notre pays a fait le pari de développer une industrie nationale à partir d’une technologie américaine. Pari gagné qui permet à la France de disposer aujourd’hui, avec AREVA, d’un des leaders mondiaux du nucléaire et, avec EDF, du premier exploitant nucléaire du monde. Le savoir-faire des quarante mille employés de ces deux entreprises est assurément un très grand atout dont nous devons tenir compte dans la réflexion.

En conclusion, je dirai que tels sont les six constats et les questions que je souhaite livrer à votre réflexion et qui démontrent, s’il en était besoin, l’intérêt de votre étude tant les sujets sont complexes et l’avenir incertain.

Encore une fois, votre rapport contribuera à enrichir le débat qui se tiendra à Rennes le 6 mai sur le nucléaire, je m’en félicite.

C’est sur la base des différents éléments argumentés et contradictoires, qui auront été apportés au cours de ces discussions, que le Gouvernement prendra très vraisemblablement au second semestre, ses décisions et les proposera au Parlement dans le cadre de la loi d’orientation sur l’énergie.

M. Claude BIRRAUX – Merci Madame la Ministre d’avoir ainsi recadré les enjeux, les problématiques et de poser les questions auxquelles le Gouvernement attend des réponses, bien sûr à l’issue de ce débat et partiellement avec le rapport que nous allons produire.

Vous avez articulé un certain nombre de dates, je préviens déjà les services de l’Assemblée que pour les dates que vous avez données, il faudra peut-être qu’ils comptent sur d’autres rapporteurs que Christian BATAILLE et Claude BIRRAUX. Au-delà de 2035, nous ne sommes plus tout à fait sûrs d’assurer le service. En tout cas je retiendrai le 6 mai en ce qui concerne le débat sur le nucléaire.

Merci beaucoup pour cette présentation, Madame la Ministre, qui nous redéfinit d’une manière très claire le cadre dans lequel s’inscrit la réflexion du Gouvernement et nous espérons avec Christian BATAILLE, modestement, apporter notre petite pierre à cette réflexion.

LES RÉACTEURS DANS LA STRATÉGIE DU CEA PAR M. ALAIN BUGAT, ADMINISTRATEUR GÉNÉRAL DU CEA

L’hypothèse de départ est que nous nous plaçons dans un contexte de croissance de consommation énergétique mondiale et pour ce qui concerne un pays comme la France, l’énergie renouvelable et l’économie d’énergie modifieront probablement le bouquet énergétique.

En valeur absolue cependant, c’est une hypothèse de développement du nucléaire que nous considérons. Les conclusions seraient bien évidemment différentes, si nous étions en hypothèse de non développement.

Pour continuer d’améliorer la viabilité économique et l’exploitation sûre de ce nucléaire, donc développer des solutions techniques répondant aux préoccupations du public, grâce notamment aux réacteurs de recherche, nous menons des études suivant les trois grands axes stratégiques de la maison actuellement, les déchets nucléaires, le soutien aux industriels du nucléaire, les systèmes du futur.

Ce sont les trois points que je vais développer rapidement.

Mon premier point portera sur les déchets radioactifs, axe principal dans la stratégie globale du CEA.

L’énergie nucléaire suscite effectivement des interrogations notamment quant à « l’avenir » des déchets radioactifs. Dans le cadre de la loi de 1991, nous nous sommes vu confier deux axes de travail : l’axe 1 : séparation poussée et transmutation - il s’agit de la recherche de solutions permettant la séparation et la transmutation des éléments radioactifs à vie longue présents dans les déchets ; l’axe 3 : conditionnement et entreposage de longue durée - il consiste notamment à trouver quel sera le meilleur matériau capable de confiner ces déchets pendant des centaines voire des milliers d’années et quelle est la configuration au plan ingénierie pour les entreposer.

Je passe rapidement sur la transmutation pour dire simplement à ceux pour qui ces termes ne sont pas familiers, qu’elle consiste à transformer des isotopes, des atomes radioactifs à vie longue en atomes radioactifs à vie plus courte. Cette transmutation nécessite une phase préalable de séparation sélective des éléments à transmuter.

Nous pouvons dire aujourd’hui – et c’est un élément important qui est trop peu su – que la faisabilité scientifique de la séparation poussée est prouvée depuis 2001. Ceci veut dire qu’à peine un millième des éléments à séparer nous échappe. Nous travaillons actuellement à la démonstration de sa faisabilité technique, c’est-à-dire susceptible d’un passage à la phase industrielle.

Les programmes de recherche sur la transmutation nécessitent une validation expérimentale. Et pour mener à bien ces recherches de validation, nous disposons aujourd’hui du réacteur Phénix, réacteur de la famille à neutrons rapides. Vous vous souvenez que Super Phénix a été arrêté en 1998.

Après les travaux effectués ces derniers temps, Phénix est à ce jour le seul outil expérimental européen offrant des capacités d’irradiation des combustibles entiers ainsi qu’un large spectre de neutrons qui permettent ces expériences. Suite à l’accord de l’autorité de sûreté en début d’année, la reprise du fonctionnement de la centrale Phénix est prévue dans les jours qui viennent pour effectuer onze programmes d’irradiation de transmutation dans les beaux jours qui lui restent à vivre, soit d’ici la fin 2008.

Les résultats disponibles s’ajouteront aux résultats déjà acquis et nous voyons tout de suite que le rendez-vous de 2006 ne sera pas un rendez-vous final, car nous n’aurons pas tous les résultats. Nous en aurons cependant déjà une bonne partie ce qui nous permettra d’envisager les modes de gestion les plus favorables.

Phénix n’est pas qu’un outil français, il s’intègre dans un ensemble d’équipements européens qui sont cohérents et complémentaires. Les équipes du CEA participent à des programmes d’EURATOM aux côtés des équipes de l’Institut des Transuraniens de Karlsruhe, de l’Institut suisse Paul SCHERRER et du Centre néerlandais ECN.

Au-delà des études européennes, Phénix est largement associé à des programmes internationaux, en particulier avec le Japon, la Russie et les États-Unis.

C’est le premier point : un réacteur de recherche qui est fondamental pour les études sur les déchets nucléaires dans les années à venir.

Au-delà de 2008, la question n’est pas totalement résolue de savoir où nous poursuivrons les études, mais il y a d’autres solutions.

Mon deuxième point sera le soutien aux industriels français

Mme la Ministre a mentionné l’enjeu pour le parc français, qui est le maintien opérationnel des réacteurs sur une durée plus longue avec un niveau de sûreté au moins équivalent.

Je ne m’attarde pas dessus, ce n’est pas du ressort de l’établissement public, c’est simplement en soutien technologique et scientifique aux industriels et cela vous sera plus largement détaillé tout à l’heure. Sachez simplement que les programmes de recherche développés, font l’objet d’un accord de coopération tripartie - EDF, Framatome, CEA – qui comporte deux volets. Un premier volet porte sur les programmes relatifs à la chaudière nucléaire puisque la prolongation de la durée de vie des réacteurs au-delà de la durée de vie de conception de trente ans, est un élément essentiel pour l’amélioration de la compétitivité.

Sur ce thème, les recherches visent essentiellement à maintenir la compétitivité de Framatome ANP aussi bien sur ses propositions françaises ultérieures qu’à l’étranger, ou pour le remplacement des grands composants des réacteurs tels que les générateurs de vapeur.

L’augmentation de la durée de vie est essentiellement conditionnée par la capacité de la cuve du réacteur à résister à des sollicitations thermiques et mécaniques et par le maintien de l’étanchéité de l’enceinte de confinement en conditions normales et accidentelles.

Nous utilisons, depuis de nombreuses années, un réacteur

de recherche qui est à Saclay, qui s’appelle Osiris. C’est un réacteur de type ancien, de type piscine à eau légère, qui permet de mener ces études. Les matériaux sont irradiés, nous accélérons l’irradiation des matériaux, si je puis dire nous accélérons la simulation des dommages créés aux centrales en accélérant par une dose intégrée équivalente à quarante ou soixante ans passés dans une centrale nucléaire.

Le deuxième volet de cet accord tripartite – EDF, Framatome, CEA – ce sont les programmes relatifs aux combustibles nucléaires.

Il s’agit là d’accroître les performances et les taux de combustion et donc de permettre une meilleure gestion du système de production.

Les principaux objectifs aujourd’hui sont l’amélioration de ces taux de combustion sur les combustibles à base d’oxyde d’uranium, mais pour les nouveaux combustibles à base d’oxyde d’uranium et de plutonium, les MOX, l’enjeu est d’obtenir des performances équivalentes à celles actuellement autorisées pour l’oxyde.

Les études sont faites dans le réacteur Cabri à Cadarache et elles ont montré aujourd’hui un bon comportement de ces nouveaux combustibles.

Dernier point sur les combustibles, la qualification des nouveaux assemblages. Nous avons là, une illustration presque parfaite, un cas d’école, du soutien à l’industriel puisque nous avons complété les études de nouvelles gaines de combustible en alliage de zirconium développé par Framatome, ce qui a permis de déterminer leur comportement mécanique après irradiation.

Enfin, pour ce qui concerne les assemblages de combustibles complets, donc les cœurs de réacteurs, ce sont des maquettes critiques à Cadarache - Éole, Minerve et Mazurka - qui permettent de réunir les données expérimentales, de valider les codes de calcul, de fournir les données nucléaires de base.

Nous ne nous contentons pas – ce serait contraire à notre vocation – de faire ce qui nous est demandé. Il y a donc des projets à vocation d’innovation à visées moins immédiates et je citerai simplement les recherches menées dans l’installation Vulcano à Cadarache, qui portent sur les accidents graves, l’étalement du corium et les moyens de le contenir.

Ces résultats sont utilisés par les constructeurs et exploitants des réacteurs nucléaires et servent essentiellement à améliorer la sûreté des réacteurs, en particulier de type EPR.

Dans le cadre d’un projet commun CEA AREVA, dans le cadre des préoccupations mondiales sur le plan énergétique où les besoins en eau se couplent à des besoins en énergie, je mentionne que nous soutenons pour l’instant une étude - elle en est au stade d’avant-projet simplifié - pour le développement d’une gamme d’installation de petits et moyens réacteurs – leur puissance est entre 100 et 300 MW électriques.

Cette gamme développée par Technicatom à partir de réacteurs de propulsion nucléaire navals, sera capable conjointement de dessaler l’eau de mer et de fournir de l’électricité. C’est un vieux sujet qui traîne depuis très longtemps dans de nombreuses instances internationales et je considère qu’il est temps de passer à l’acte. Si ce projet dit NP300, passe les différents stades qu’il a à franchir, il visera en gros à satisfaire les besoins électriques et en eau d’une région d’un million d’habitants dans un pays à réseau relativement peu structuré. C’est donc à l’international et non en France.

Ceci m’amène à mentionner - et c’est peu connu - que, depuis longtemps et presque par construction historique, le CEA a le souci de soutenir les industriels français à l’international dans ce domaine.

Il y a plus d’une vingtaine d’années que nous nous sommes fortement investis dans la formation, l’accueil d’experts, le transfert de technologies et en particulier vis-à-vis de la Chine.

Ceci s’est traduit par l’adoption par les Chinois du procédé de fabrication du combustible Framatome. Les Chinois ont d’ailleurs précisé que cet engagement global de la France avec un terrain préparé par l’établissement public de recherche et une force de frappe constituée des industriels, avait été déterminant dans le choix du procédé français qui était en concurrence avec le projet américain.

Cette coopération globale, recherche et développement industriel, devrait continuer à porter ses fruits. Et personnellement puisque nous évoquions l’échéance de 2020, je ne serais pas surpris de voir – mais c’est un peu une boutade – des réacteurs de technologie française revenir en France à cette époque, pourquoi pas ?

Mon troisième point portera sur les systèmes du futur.

L’Europe a besoin de sites expérimentaux innovants dans le domaine du comportement des matériaux et des combustibles sous irradiation nucléaire. A l’horizon 2010, toutes les installations de recherche européenne auront plus de quarante ans. Je citais Osiris à Saclay, c’est l’exemple.

Aujourd’hui, dans le contexte de nos pays voisins, des autres partenaires, nous ne voyons pas de projet européen. C’est pour cette raison que le CEA et ses partenaires proposent d’implanter un réacteur d’irradiation dénommé RJH – Réacteur Jules HOROWITZ – dont l’étude de définition est en cours - l’engagement de réalisation devrait être à la fin 2004, début 2005 -, pour lequel des partenariats avec EDF, la Commission Européenne et d’autres sont en cours.

Aujourd’hui, les études de définition sont donc en cours. Il faut finaliser le projet de partenariat pour la réalisation. Ce réacteur qui devrait être pratiquement seul en Europe, devrait permettre dans les cinquante ans à venir de mener toutes les expériences nécessaires, qu’il s’agisse de qualification pour les réacteurs électronucléaires actuels, d’études de sûreté, de validation de matériaux, de combustibles, etc.

Pour les systèmes énergétiques futurs, Génération III+ tel l’EPR, il faut être très clair et préciser que ce n’est pas le CEA. L’EPR c’est AREVA, Framatome, EDF, mais pas le CEA.

Nous participons cependant aux études sur l’EPR et en particulier dans le développement de combustibles avancés APA et Corail qui sont nécessaires pour faciliter le recyclage du plutonium qui est un des gros avantages de l’EPR vu par le CEA.

Les objectifs fixés pour les systèmes du futur de même que le choix des technologies clefs pour les atteindre, font l’objet d’échanges actifs à l’international - vous en aurez tout à l’heure une présentation, je pense – notamment dans le cadre du Forum Génération IV qui, à l’origine, a été initié par le Département américain de l’Énergie, mais qui est maintenant une affaire multinationale.

Ce Forum doit aboutir à une sélection et à une proposition de plan de développement international des technologies nucléaires les plus porteuses.

Dans le cadre de ce Forum, nous participons aux côtés des industriels, notamment AREVA, au développement d’une nouvelle génération de systèmes dit de quatrième génération avec des avancées dans quatre directions : la compétitivité économique, une sûreté et une sécurité encore accrues, un impact réduit sur l’environnement, une réduction – et c’est ce dernier point qui est le plus important par rapport à ce que j’ai mentionné au début – considérable des éléments radioactifs à vie longue dans les déchets produits.

Autrement dit, ce sont des réacteurs avec une production considérablement réduite de déchets nocifs, voire dans certains cas une incinération totale de leurs propres déchets. Je pousse à l’extrême, mais c’est pour bien typer l’enjeu.

Enfin, un autre exemple de réacteurs du futur – le but que je m’étais donné était de balayer ceux que vous ne verriez pas au cours des exposés dans les deux tables rondes – sont les systèmes nucléaires pour les missions spatiales. Dans ce domaine, nous sommes engagés dans une collaboration avec le CNES et la NASA.

Les études sur les réacteurs du futur constituent un enseignement pertinent pour la conception de ces mini réacteurs qui doivent posséder une masse et un encombrement minimum pour un maximum d’énergie. Pour fixer les idées, il s’agit de générateurs électriques dans la gamme de 100 kW électriques à l’horizon 2015 qui permettraient d’étendre l’éventail des missions planétaires possibles. Leur poids indicatif est de 3 tonnes.

En conclusion – et là je pense avoir rattrapé une partie du temps perdu -, je résumerai notre stratégie nucléaire de la manière suivante. La priorité porte sur les études sur les déchets radioactifs. L’activité récurrente, le point d’ancrage est le soutien aux industriels et nous entendons répondre à leurs appels, à tous leurs appels. Le futur, les systèmes du futur sont en croissance ; c’est une croissance régulière, maîtrisée, il faut tenir la distance pendant de nombreuses années. Le réacteur reste au cœur de ces thèmes, il était au cœur de la création du CEA et il reste au cœur de ses thèmes en 2003.

TROISIÈME TABLE RONDE : LES RÉACTEURS DES ANNÉES 2010

M. Patrice BERNARD, Directeur du développement et de l’innovation nucléaire au CEA.

Je voudrais d’abord resituer très brièvement les différentes générations de réacteurs - c’est en effet bien ce dont nous parlons et c’est bien ainsi que les tables rondes sont organisées - depuis le développement du nucléaire civil dans les années 1950.

Nous pouvons dire que la première génération de réacteurs a été en fait fortement influencée par les contraintes du cycle du combustible, notamment à l’époque des années 1950-1960 en l’absence de technologies industrielles d’enrichissement de l’uranium.

Dans ce contexte ce sont des réacteurs qui devaient pouvoir fonctionner à l’uranium naturel, c’est-à-dire finalement à l’uranium non enrichi ce qui nécessitait l’utilisation de modérateurs tel le graphite ou l’eau lourde. C’est ainsi que nous avons vu en France, se développer la filière dite uranium naturel graphite gaz dans les années 1950 et 1960.

Ensuite, c’est bien la seconde génération de réacteurs qui a été déployée dans les années 1970 à 1990 et qui correspond à la majorité du parc mondial aujourd’hui en exploitation.

C’est né dans un contexte de rendre l’énergie nucléaire plus compétitive avec une volonté marquée de diminution du taux de dépendance énergétique dans certains pays au moment où des tensions importantes sur le marché des énergies fossiles se faisaient sentir. Et nous avons tous en tête les chocs pétroliers du début des années 1970.

Cette époque fut celle du déploiement des réacteurs à eau pressurisée et des réacteurs à eau bouillante, respectivement les REP et les REB, qui constituent aujourd’hui plus de 85 % du parc électronucléaire mondial, qui représente lui-même environ 450 réacteurs.

Il faut souligner le retour d’expérience industrielle de ces dernières décennies, de l’ensemble de ces réacteurs de seconde génération qui a notamment permis de démontrer les performances de la production d’énergie nucléaire avec un coût du kilowatt/heure très compétitif par rapport à celui des énergies fossiles.

Nous capitalisons aujourd’hui un fonctionnement cumulé de ces types de réacteurs de dix milles années réacteurs. Typiquement nous prenons un réacteur, nous multiplions par le nombre d’années où il fonctionne et nous en faisons le bilan à l’échelle mondiale. Nous capitalisons aujourd’hui plus de dix milles années réacteurs, des réacteurs de seconde génération qui, comme nous l’avons vu, sont très majoritairement des réacteurs à eau pressurisée ou bouillante.

Globalement cette forte maturité industrielle, cette bonne compétitivité, ce bon retour d’expérience, a fortement contribué à renouveler la confiance des électriciens américains dans l’énergie nucléaire avec une forte disponibilité de leurs centrales et la possibilité, pour certaines d’entre elles, de voir leur durée de vie étendue jusqu’à soixante ans. Je tiens à souligner que ceci a fortement contribué à renouer la confiance des électriciens américains dans l’énergie nucléaire et au processus de redémarrage de l’énergie nucléaire que nous observons aujourd’hui aux États-Unis.

Le parc de cinquante-huit réacteurs dont nous disposons aujourd’hui en France appartient à cette deuxième génération.

La troisième génération représente l’état de l’art industriel constructible le plus avancé aujourd’hui.

Il s’agit de réacteurs dit évolutionnaires qui bénéficient du retour d’expérience et de la maturité industrielle des réacteurs à eau de seconde génération que j’ai tenue à souligner, tout en intégrant des spécifications plus avancées en matière de sûreté et en sachant que la seconde génération témoigne déjà dans les faits d’un très haut niveau de sûreté.

L’EPR est le réacteur développé par Framatome qui a bénéficié de la recherche du CEA dans le cadre des dix dernières années.

Enfin – et ce sera le thème de la prochaine table ronde – le développement de la quatrième génération est engagé dès à présent et ce, dans un cadre international avec l’objectif de mener ces nouveaux systèmes à maturité technique dans la perspective d’un déploiement industriel à l’horizon 2 030.

Ces systèmes ont clairement pour but de répondre aux enjeux d’une production d’énergie durable et ce, dans une vision à long terme afin notamment, de minimiser les déchets radioactifs – et l’Administrateur Général Alain BUGAT a tenu à souligner ce point important – d’utiliser au mieux les ressources naturelles en combustible, de répondre à de nouveaux besoins en énergie, non seulement la production d’électricité, mais aussi l’hydrogène pour les transports et la possibilité de produire de l’eau potable par dessalement de l’eau de mer avec une source d’énergie à très faible coût.

Ce système présente clairement des évolutions et des innovations technologiques importantes et, à ce titre, nous pouvons les appeler révolutionnaires par rapport au système évolutionnaire de troisième génération. Ils nécessitent clairement une vingtaine à une trentaine d’années de développement.

Nous pouvons donc dire que les réacteurs des années 2010 sont les réacteurs de troisième génération pour la production d’électricité et que ce sont des réacteurs à eau. Il n’y a pas d’équivoque à nos yeux là-dessus.

A l’international, ce sont des réacteurs à eau qui se construisent, notamment en Asie. En Corée du Sud par exemple, il y a seize réacteurs en exploitation, quatre en construction, ce sont des réacteurs à eau pressurisée. En Chine nous aurons en 2003, neuf réacteurs en exploitation, deux en construction. La Chine devrait engager très prochainement la construction de nouvelles tranches et a en perspective de lancer quinze à vingt réacteurs de troisième génération à partir de 2010. Enfin en Europe, le cinquième réacteur que la Finlande va bientôt construire sera un réacteur à eau de troisième génération.

Globalement les réacteurs de troisième génération, tel que l’EPR permettent de répondre à un besoin d’approvisionnement énergétique stable, compétitif et sans émettre de gaz à effet de serre, de bénéficier du retour d’expérience important et de la maturité industrielle de la deuxième génération et ce, tout en marquant les avancées notables en termes de sûreté et de disponibilité, d’économie et de durée de vie (un modèle tel que l’EPR mais aussi les autres systèmes de troisième génération ont une perspective d’une durée de vie de typiquement soixante ans) et d’utilisation du combustible et de l’aval du cycle.

Sur ce dernier point en effet, les caractéristiques du cœur et du combustible de ces réacteurs, notamment d’EPR, permettent d’une part de mieux utiliser l’uranium - globalement 17 % de mieux qu’aujourd’hui avec nos réacteurs les plus récents – et d’autre part d’avoir une aptitude à mieux consommer le plutonium avec notamment la possibilité de charger le cœur à 100 % en MOX et de considérer plusieurs recyclages.

En conclusion, il me paraît important de souligner deux points.

D’une part en une cinquantaine d’années, nous avons développé industriellement trois générations de réacteurs et nous préparons la quatrième. Ceci montre que nous progressons continuellement et en même temps reflète, à mes yeux, le dynamisme technique et industriel de l’énergie nucléaire.

D’autre part, ces réacteurs ont une durée de vie importante – de quarante à soixante ans – et nous verrons donc cohabiter au cours du XXIe siècle, des réacteurs de deuxième, troisième et quatrième générations.

Enfin sur un sujet important, celui de l’aval du cycle et des déchets, il est possible de bénéficier des synergies et des complémentarités entre ces générations de réacteurs, les installations industrielles du cycle du combustible et les résultats des développements sur le traitement poussé des combustibles usés, notamment obtenus dans le cadre des recherches et de la loi de 1991.

Ainsi en perspective et dès à présent les réacteurs du parc permettent déjà de recycler le plutonium après le traitement des combustibles usés. C’est une réalité, aujourd’hui vingt réacteurs en France recyclent le plutonium sous forme de combustible MOX.

Les réacteurs de troisième génération, tel l’EPR, ont des performances encore accrues pour consommer le plutonium et optionnellement d’autres actinides à vie longue.

Enfin les réacteurs de quatrième génération pourront permettre de consommer et de détruire in fine l’ensemble des actinides – uranium, plutonium et actinides mineurs.

Je voudrais souligner que ceci ouvre des perspectives importantes et peut permettre d’une part de maîtriser l’inventaire en plutonium et d’éviter que des quantités significatives puissent aller finalement en stockage géologique, d’autre part pouvoir à terme réduire considérablement la nocivité potentielle des déchets radioactifs de haute activité afin qu’au bout de quelques centaines d’années, ils puissent revenir à un niveau comparable à celui du minerai d’uranium naturel initial utilisé.

M. Didier HOUSSIN, Directeur de la DIREM – Direction des Ressources énergétiques et minérales –, DGEMP au Ministère de l’Industrie.

Je ferai d’abord quelques observations de cadrage.

Comme vous venez de le dire en ce qui concerne les années 2010, l’essentiel du parc – c’est vrai en France comme dans l’ensemble de l’OCDE – restera un parc de deuxième génération.

La question de la durée de vie des centrales qui a longuement été évoquée ce matin dans les deux tables rondes est centrale et les efforts qui sont déployés par les électriciens pour optimiser la durée de vie des installations sont très importants.

L’importance des gains financiers qui sont liés à la durée de vie de centrales amorties fait que dans un marché de plus en plus concurrentiel, cette question restera clef.

Je rappelle les chiffres cités tout à l’heure émanant d’une étude de la Direction de la Prévision. Ils comparent le coût d’un réacteur nucléaire prolongé au-delà de trente ans, 12 E/MWh, à celui d’un réacteur neuf, environ 28 E/MWh, ou encore à un cycle combiné au gaz, avec une fourchette de 28 à 38 E/MWh en fonction du prix du gaz naturel et sans tenir compte d’une éventuelle fiscalité environnementale.

Nous avons une certitude, à savoir que nous ne connaissons pas le nombre de réacteurs qui bénéficieront effectivement d’une extension de leur durée de vie au-delà de trente ans. Je ne reviens pas sur les propos de Monsieur LACOSTE sur le sujet.

Puisque nous parlons des années 2010, il me paraît important que la visibilité même que nous aurons sur les possibilités d’extension à quarante ans sera encore assez faible avant 2010 puisque, pour une très grande partie du parc, la troisième visite décennale se passera aux alentours des années 2010.

Ceci rend le calendrier de la prise de décision particulièrement difficile.

En ce qui concerne les réacteurs dits de la quatrième génération, je crois qu’il faut être clair et dire qu’en 2010 et même 2020, il sera beaucoup trop tôt pour envisager une mise en service de filière industrielle qui ne sera déployable pas en série avant l’horizon 2035, 2 040.

Ceci veut dire que pour la période 2020-2040, il y a un trou à combler.

En revanche en ce qui concerne les réacteurs à haute température de faible puissance, nous pouvons tabler au niveau mondial sur un aboutissement industriel peut-être à partir de l’horizon 2015, 2 020.

Les études qui ont été menées en utilisant les connaissances acquises en matière de matériaux résistant à de hautes températures et aux cycles directs, du type PBMR, pourraient trouver des débouchés industriels.

Ceci étant, du point de vue des besoins français ou des grandes métropoles européennes, ces systèmes ne semblent pas correspondre à nos besoins dans la mesure où le maillage des réseaux, la faiblesse des espaces constructibles ou la volonté d’utiliser les sites existants, devraient continuer à favoriser les installations de grosses unités dans un nombre limité d’implantations.

A l’échelle mondiale toutefois, ce type d’offres pourrait être adapté à des marchés énergétiques nouveaux, des pays émergents dans le domaine du nucléaire ou des pays pour lesquels des petits opérateurs électriques pourraient trouver un intérêt dans la plus grande modularité des investissements induits par cette filière.

J’ajoute que la mise en service industrielle de ce type de réacteur permettrait de valider un certain nombre d’acquis technologiques qui seront ensuite utilisables dans les travaux de R&D relatifs aux réacteurs de quatrième génération à spectre thermique.

Il y a donc là un pont vers la quatrième génération.

Comme cela a été dit, en ce qui concerne les nouveaux réacteurs, l’essentiel pour la décennie 2010-2020 devrait être lié à la troisième génération ou Génération III+.

Je voudrais juste dire que nous sommes déjà en 2003 et que la plupart des modèles qui sont présentés restent des projets qui n’ont pas encore donné lieu à des réalisations concrètes en dehors du cadre de l’ABWR de General Electric au Japon ou du VVER russe construit en Chine.

Ceci étant, les perspectives positives de développement du nucléaire, que ce soit avec le plan énergétique américain adopté en mai 2001 ou la décision du Parlement Finlandais par exemple, laissent penser que l’année 2010 devrait effectivement voir l’émergence concrète de la Génération III+ au niveau international.

Je voudrais terminer avec quelques remarques sur la situation française, d’abord pour insister sur la situation très singulière de la France pour les années 2010-2020.

Nous l’avons parfois appelé l’effet de falaise, à savoir que le rythme très accéléré de construction de notre parc entre 1980 et 1990 fait que nous pourrions assister à un déclin rapide de la production nucléaire à partir de 2017, 2 020 en supposant une durée de vie moyenne de quarante ans de nos réacteurs les plus anciens.

Si nous ne renouvelions pas le parc, treize de ces réacteurs seraient arrêtés d’ici la fin 2020, vingt-quatre supplémentaires d’ici la fin 2 025.

C’est donc une chute très forte et très rapide, soit 30 % de notre capacité électrique, si nous partons d’une hypothèse, théorique naturellement, d’un arrêt brutal du parc le plus ancien à partir de quarante années de fonctionnement.

La question de la date et celle du rythme de renouvellement du parc, en essayant d’avoir comme objectif un plus grand étalement de ce renouvellement, seront des questions centrales.

Je voudrais insister sur cette question de l’importance de trouver une solution concernant le parc nucléaire français permettant un plus grand étalement de son renouvellement.

Deuxième point, l’articulation des nouveaux outils de politique énergétique que sont la programmation pluriannuelle des investissements, la loi d’orientation sur les énergies, le contexte d’un marché de l’électricité libéralisé qui peut changer le cadre d’intervention des opérateurs électriques.

Enfin je voudrais insister également sur la question du maintien du renouvellement des compétences qui est un enjeu non seulement industriel et social, mais aussi sur la bonne maintenance du parc de la deuxième génération qui sera encore majoritaire pendant la période considérée.

M. Bernard ESTEVE, Directeur Général délégué de Framatome ANP

Lundi dernier, le 31 mars 2003, Framatome ANP a remis à Helsinki deux offres en réponse à l’appel d’offres de TVO, compagnie d’électricité finlandaise.

Ces deux offres étaient portées par nos collègues allemands. Je le dis ici parce que nous avons trop souvent tendance à oublier que Framatome ANP a encore plusieurs milliers de spécialistes en Allemagne, même si le Gouvernement allemand a décidé de sortir graduellement du nucléaire.

Les deux offres que nous avons proposées sont sur la base du SWR 1 000 qui, comme son nom ne l’indique pas est de 1 250 MW électriques, et de l’EPR de 1 600 MW électriques en Finlande, compte tenu notamment des conditions de site.

A notre connaissance les produits concurrents sont l’ABWR de General Electric et le VVRR de MINATOM actuellement en construction en Chine ou en commande en Inde.

Les deux produits de Framatome répondent au cahier des charges finlandais qui demandait un modèle avancé et éprouvé. Nous, mais également je crois, les Finlandais aussi, nous considérons que les modèles SWR 1 000 et EPR répondent à ces deux exigences.

Il faut noter aussi que Westinghouse a annoncé qu’il ne répondrait pas à l’appel d’offres avec son produit AP 1000, version dérivée de l’AP 600 du fait des coûts d’un réacteur unique et de préparation d’une offre.

Selon notre analyse cette position de Westinghouse pourrait ne pas être seulement due à un problème de coût. En effet les Finlandais de TVO ont demandé que les offres prennent en compte la chute d’un avion commercial et, de ce point de vue, l’EPR moins passif, mais sûrement plus massif que les réacteurs comme le sont les réacteurs en fonctionnement en France aujourd’hui, a été conçu dès l’origine pour résister à l’impact d’un avion militaire.

Il est donc normal qu’il soit plus facile à adapter pour répondre à un cas de charge, en assurant le maintien de l’étanchéité du confinement, la résistance à l’ébranlement induit, la résistance à l’incendie concomitant. Pour ce qui est du premier point, la double enceinte EPR assure une résistance beaucoup plus importante que par exemple le confinement AP 1 000 pour lequel l’enceinte primaire métallique mince constitue la seule véritable troisième barrière. Le compromis entre la robustesse du confinement des produits de fission et la facilité de transfert d’énergie vers l’extérieur en situation accidentelle, retenue par la conception de l’AP 1 000 rend problématique sa tenue vis-à-vis de ce cas de charge. De même la résistance à l’ébranlement est rendue critique par l’élancement des structures. Elle l’est d’autant plus que l’AP 1 000 comporte des masses d’eau importantes au sommet de l’enceinte. Or même passifs, les systèmes de sauvegarde nécessitent un contrôle commande qui doit rester fonctionnel après l’ébranlement pour activer ces systèmes passifs par exemple au travers de mouvements de vannes. Enfin, pour ce qui est de l’incendie, dans le cas de l’EPR, les quatre trains de sauvegarde associés à la bunkerisation et à la séparation géographique apportent une réponse satisfaisante.

Pour revenir aux caractéristiques éprouvées et avancées de l’EPR, je dirai que, comme vous le savez, l’EPR a été conçu pour répondre aux exigences des électriciens européens et des autorités de sûreté françaises et allemandes.

Par rapport au palier précédent, il intègre à la conception de nombreuses avancées, donc des marges supplémentaires. Ceci – et c’est fondamental – sans revenir sur le concept de défense en profondeur contrairement au concept passif.

A titre d’exemple, dans l’hypothèse d’un accident avec fusion du cœur, le réacteur AP 1 000 suppose que le flux critique en paroi externe de la cuve est suffisamment faible du fait du refroidissement externe pour ne pas conduire au percement de la cuve.

De ce fait, à la conception aucune disposition n’est prise pour protéger le radier du bâtiment réacteur d’une agression par le corium en fusion. C’est non seulement en contradiction avec le principe de défense en profondeur qui, comme vous le savez, additionne les lignes de défense, mais qui de plausible pour les 600 MW de l’AP 600 devient plus problématique pour les 1 100 MW de l’AP 1 000.

Les avancées et robustesses d’EPR portent sur de nombreux points - bien sûr l’ordre dans lequel ils sont présentés ne traduit pas un quelconque ordre de priorité -.

Le premier point est la radioprotection avec une dose collective de 0,4 homme.sievert par an pour un réacteur ; c’est en tout cas l’objectif que Framatome ANP s’est fixé pour ce produit.

Le deuxième point concerne les gestions du combustible car d’ici dix ans de nouveaux progrès auront été accomplis pour le produit combustible et les marges supplémentaires apportées par la conception EPR permettent de donner à l’exploitant toute la flexibilité souhaitée pour accommoder de nouvelles gestions et en tirer tout le bénéfice.

Le troisième concerne la sûreté avec un renforcement du confinement, un risque global de fusion du cœur diminué encore d’un facteur quinze par rapport au palier N4 précédent, une tenue aux séismes renforcée, 0,25 g au lieu de 0,15 g pour les paliers précédents, une durée de vie à la conception des composants non remplaçables de soixante ans ; j’insiste sur le fait que c’est à la conception, cela veut dire qu’il existe encore des marges derrière ces soixante ans, une prise en compte à la conception des accidents graves (non rupture de la cuve à haute pression, protection vis-à-vis du problème hydrogène, robustesse de l’enceinte, protection du radier permettant de garantir que, même avec fusion du cœur, un accident n’affecte pas durablement le voisinage de la centrale).

Le quatrième point concerne l’économie enfin dont la disponibilité à la conception par des mesures de conception qui permettent d’ores et déjà d’envisager une augmentation significative de la disponibilité. Environ moins 10 % sûrement, peut-être moins 20 % en coût du mégawatt produit par rapport aux centrales à gaz ainsi combinées les plus performantes qui seront contemporaines de l’EPR.

Vue de Framatome, la décision prochaine de construire un démonstrateur EPR en France, aurait pour intérêt d’afficher la détermination de conserver au nucléaire son rôle de composante de base du mix énergétique de notre pays pour la production d’électricité, de permettre à Framatome ANP, à travers la capitalisation des compétences existantes et des savoir-faire industriels, de se préparer à un nécessaire renouvellement du parc dans des conditions optimales du point de vue industriel (ainsi nous ne nous verrions pas confronter à un renouvellement dans la précipitation à marches forcées qui ferait courir des risques à l’atteinte des objectifs de renouvellement), de passer d’une problématique de maintien des compétences à un réel renouvellement des compétences qui garantirait sur la durée l’exploitation du parc actuel (le véritable débat – et j’insiste sur ce point – est, je crois, le renouvellement des compétences plus que leur maintien), de renforcer l’attrait pour notre offre EPR en Finlande, d’être un signe fort vis-à-vis des autorités chinoises en faveur de la technologie française, d’abord pour les quatre tranches qu’ils viennent de décider, qui sont les précurseurs de la poursuite d’un programme nucléaire chinois important à l’occasion du XIIe Plan.

En conclusion, l’EPR est un produit éprouvé et avancé qui répond plus que tout autre aux exigences actuelles des autorités de sûreté françaises et allemandes et aux orientations internationales les plus récentes en matière de sûreté nucléaire, sans rupture avec le concept de défense en profondeur. Parce qu’il a été conçu en étroite collaboration avec plusieurs d’entre eux, il répond aux attentes de nos clients. Pour en revenir à la France, Framatome est prêt à lancer la réalisation d’un démonstrateur dès que cela lui sera demandé par son client Électricité de France.

M. Christian BATAILLE – Merci M. ESTEVE d’avoir ainsi contribué à vendre deux EPR : un aux Finlandais et un aux Français. Nous, pauvres rapporteurs que nous sommes, n’avons pas le pouvoir de décider, mais nous situons simplement bien l’EPR dans ce créneau des années 2010.

M. Bernard SALHA, Directeur Adjoint de la Division de l’ingénierie nucléaire à EDF

Ma présentation comportera deux volets, un premier volet sur les performances telles que vues par les électriciens pour les réacteurs à l’horizon 2010, un deuxième volet sur les réacteurs que nous voyons aujourd’hui répondre à ces performances et susceptibles d’être construits à cet horizon.

Le premier volet est relatif à la sûreté et à la radioprotection.

Un certain nombre d’exigences et de spécification ont d’ores et déjà été rédigées dans le cadre de ce qui s’appelle les EUR en Europe ou les URD dans les années 1990, qui précisaient l’ensemble des performances qui sont attendues pour ces réacteurs. La plus marquante en matière de sûreté est l’absence de conséquences significatives au-delà du site où est installé le réacteur ou de sa proximité immédiate, donc en cas d’accident, y compris de fusion du cœur.

C’est une avancée extrêmement forte par rapport au réacteur actuel.

Il existe aussi un certain nombre de recommandations en matière de radioprotection ou de rejets liquides, qui sont aussi significativement plus basses que ce que nous pouvons trouver sur les réacteurs aujourd’hui en exploitation.

Enfin, s’ajoute à notre avis, une dernière spécification pour la conception de ces nouveaux réacteurs, qui est malheureusement apparue récemment, à savoir la nécessité d’examiner le cas de la chute d’avions commerciaux.

Pour avoir une chance d’être construits, ces réacteurs doivent également avoir des performances économiques acceptables et compatibles avec le marché de l’énergie. Cela peut se traduire par trois points : une disponibilité de ces réacteurs que nous évaluons autour de 90 % (les disponibilités américaines ERD sont d’un ordre de grandeur de 87 %, donc très homogènes), une durée de vie technique de dimensionnement des composants qui est de l’ordre de soixante ans, une compatibilité par rapport aux moyens de production qui pourraient être en concurrence avec le nucléaire à ces horizons, dont principalement les cycles combinés à gaz.

Pour une fourchette de prix de gaz comprise entre 2,4 et 3,60 $, le prix de l’électricité produite par un cycle combiné en gaz, varie entre un peu moins de 30 E/MWh et environ 40 E/MWh.

Notre sentiment est que les valeurs de l’ordre de 2,40 $ ne sont probablement pas durablement accessibles dans le temps et que le prix du gaz sera plutôt dans cette fourchette, entre 3,3, 3,6 $ voire au-delà à ces horizons temporels.

Ceci nous amène à penser que pour être compétitifs, un réacteur à développer à l’horizon 2010, doit présenter un coût de production de l’ordre de 30 E/MWh.

Quels sont les réacteurs susceptibles de répondre à ces cahiers des charges ?

J’évoquerai là uniquement non pas les réacteurs papiers, mais les réacteurs qui ont éventuellement une chance d’être construits.

Ce sont des réacteurs de Génération III+, donc à eau. Nous en citons six : l’AP 1 000 EP 1000, l’ABWR, l’EPR, l’AR, le SWR et le VVR 1 000.

Je vais essayer de vous les présenter extrêmement succinctement en commençant par les trois derniers.

Ces trois modèles ont une probabilité d’être construits d’ici 2 010 ou en 2010.

L’APWR est un réacteur conçu par Mitsubishi et Westinghouse. C’est un réacteur à eau de 1 500 MW environ de puissance électrique, dont une construction pourrait être envisagée au Japon à Tsuruga, donc avec un point d’interrogation.

Bernard ESTEVE a présenté tout à l’heure le SWR 1 000 de 1 200 MW. C’est un réacteur aujourd’hui candidat dans l’appel d’offres finlandais.

Je citerai également le réacteur russe AES 91 99, c’est un VVER plus connu sous le nom de VVER 1 000. C’est un réacteur aujourd’hui en construction en Chine, qui est aussi candidat dans l’appel d’offres finlandais.

Comme EDF ne connaît pas forcément très bien l’ensemble de ces trois types de réacteurs, j’en parlerai relativement peu pour revenir plutôt aux trois premiers modèles.

Le premier AP 1 000 est un modèle développé par Westinghouse constructeur américain, d’une puissance de l’ordre de 1 100, 1 200 MW électriques. C’est un réacteur dérivé de l’AP 100, qui n’est pas encore tout à fait licencié aux États-Unis par la NRC. Cette licence devrait être obtenue en 2004.

Sa particularité repose sur la conception de ces nouveaux systèmes de sauvegarde. C’est un réacteur passif.

Il permet d’avoir ce que nous appelons dans le jargon nucléaire, un temps de latence opérateur important avant accident. Il faut cependant noter que pour éviter qu’un petit problème, qu’un incident ne dégénère en accident, il y a des systèmes actifs comme des pompes, un contrôle commandes, des éléments mécaniques.

Il a une enceinte en béton ouverte sur l’extérieur par la conception même du réacteur de façon à permettre le refroidissement du confinement interne qui est métallique.

EDF connaît ce modèle pour participer aux études du projet aujourd’hui. Nous avons des ingénieurs à Pittsburgh qui participent aux études de ce projet.

Tel qu’annoncé par Westinghouse, le coût d’exploitation pour une série de dix est de l’ordre de 30 à 40 $US/MWh. Ce sont des chiffres que nous trouvons dans les publications pour large public de Westinghouse.

Un deuxième réacteur, auquel EDF s’est intéressé, est le réacteur dit ABWR. C’est un réacteur à eau bouillante de 1 300 MW électriques nets de puissance. Il a été conçu par General Electric en collaboration avec Hitachi et Toshiba.

Le réacteur est déjà construit. Il y a deux réacteurs en service au Japon dans les sites de Kashiwazaki-Kariwa.Il est en construction également à Taiwan, à Longmen. Il a donc un bon retour d’expérience d’exploitation. Du côté d’EDF, nous avons fait un certain nombre d’évaluations de ce réacteur dont la compétitivité est avérée. Il s’avère cependant que c’est une filière différente de celle que nous maîtrisons aujourd’hui en France tant en termes d’exploitation qu’en termes de contexte industriel. Cette évaluation de la compétitivité est donc à prendre avec beaucoup de précautions.

Je conclurai par l’EPR modèle bien connu de 1 540 MW électriques nets de puissance qui, pour nous, a deux avantages principaux.

Le premier est d’être le fruit d’un partenariat franco-allemand, européen de plus de dix ans. Ce partenariat a été construit entre les électriciens, les autorités de sûreté, leurs appuis techniques et les industriels.

Son énorme avantage est qu’il tire profit de l’ensemble du retour d’expérience des réacteurs du parc nucléaire français et du parc nucléaire allemand, ce qui cumule de l’ordre de mille trois cents années réacteurs.

Aujourd’hui en termes d’évaluation économique, sur la base d’une série de dix tranches, nous estimons que l’ordre de grandeur du coût moyen du kilowatt/heure produit par un EPR est d’environ 31 E/MWh.

INTERVENTION DU Dr KLAUS PETERSEN, VICE PRÉSIDENT NUCLEAR POWER PLANTS, RWE POWER AG, LUE PAR M. SALHA

« Pour ce qui concerne les réacteurs de Generation III+, nous devons prendre en considération des aspects techniques, économiques et stratégiques, à savoir en particulier :

1. La sûreté nucléaire à la conception des installations doit suffire aux exigences les plus modernes par rapport à celles applicables aux réacteurs de la génération actuelle.

Ceci conduit à tenir compte d’accidents hypothétiques telle la fusion du cœur et à évaluer la robustesse des bâtiments en cas de chute d’avion.

2. La rentabilité par rapport aux concurrents conventionnels doit être démontrée.

Ici se pose la question des coûts d’investissement, d’exploitation, d’entretien et du combustible.

Le coût du combustible nucléaire dans le temps est relativement stable grâce à la diversification de l’approvisionnement, de l’enrichissement et de la fabrication des éléments combustibles.

Il s’établit actuellement entre 0,4 et 0,5 cts/KWh.

En revanche le coût du gaz ou du charbon peut varier assez fortement. En plus la pénalisation des combustibles fossiles par exemple par une taxe sur le CO2 n’est pas à exclure.

3. La question stratégique à poser concerne la construction hors de France d’une installation nucléaire répondant à une réglementation standardisée visant à sortir des solutions purement nationales au profit d’une base européenne.

Deux candidats suffisent ou répondent à ces trois aspects - l’EPR et le SWR 1 000 1 200 - car ces deux types de réacteurs ont été bâtis sur les bases du savoir-faire de Framatome ANP qui devrait être poursuivi.

Nous trouvons ici les meilleurs éléments des développements français et allemands réunis.

Cela vaut à la fois pour l’aspect économique de l’exploitation et de la maintenance où nous rangeons ces réacteurs parmi les plus performants en termes de comparaison internationale.

D’un point de vue stratégique, le renforcement et le maintien du rôle prépondérant de l’industrie nucléaire franco-allemande, à condition d’être économiquement concurrentiel vont aboutir en saisissant d’une part la chance de la continuité du développement technologique couronné de succès, d’autre part, le rôle de chef de file lors de la réalisation d’une réglementation technique et de sûreté nucléaire. »

Débat avec la salle

M. Pierre LABBE – M. ESTEVE nous a fait un plaidoyer sur les caractéristiques techniques de l’EPR comparées à celles de la concurrence, mais il est resté totalement silencieux sur la question des coûts. J’imagine que le client potentiel, lui, regarde les coûts, c’est ce qu’a fait M. SALHA peu de temps après. Est-ce que vous confirmez cette appréciation de coût de l’AP 1 000 par rapport à l’EPR ? Dans ce cas qu’est-ce qui fait que ce réacteur serait aussi coûteux que ce qu’a expliqué Monsieur SALHA ?

M. Bernard ESTEVE – Je ne vais pas vous trahir de secrets commerciaux ! Je crois que la question posée par M. LABBE est fondée sur la comparaison des coûts entre système passif et système actif. Je ne vais pas rentrer dans le débat des coûts qu’aurait pu proposer Westinghouse en Finlande, mais je vais vous donner quand même quelques ordres de grandeur.

Dans la partie globale d’une centrale nucléaire, un îlot nucléaire représente environ 60 % du coût global de la centrale, dont 20 %, soit le tiers de ces 60 %, pour la chaudière proprement dite.

Pour l’AP 1 000 par exemple – et c’est notre estimation -, les circuits de sauvegarde passifs, l’injection de sécurité, l’évacuation de la chaleur résiduelle, sont des circuits à haute pression, 155 bars, en prise directe sur le circuit primaire principal.

Ceci nous fait dire que tant l’accroissement du volume et de la surface que le nombre de soudures du circuit primaire principal, jouent sans doute à l’encontre de la sûreté, mais sûrement contre l’économie du projet.

Si nous considérons que ces 20 % sont à coût identique par rapport à l’EPR, reste donc un peu moins de 30 % du coût global sur lequel jouent les simplifications liées au concept passif.

Je vous ai dit tout à l’heure que si nous devons ajouter d’autres dispositifs - et nous estimons nous, Framatome ANP, qu’il faudrait en ajouter d’autres qui sont indispensables pour faire de l’AP 1 000 un produit répondant aux agressions externes -, soit l’ajout d’une enceinte et s’il faut aussi répondre au concept de défense en profondeur, c’est-à-dire ajouter une structure de confinement, d’étalement et de refroidissement du corium, nous estimons que le coût sera du même ordre de grandeur que celui des produits de la Génération III+.

C’est bien ce qu’a présenté M. SALHA.

Pour conclure, à défaut de le citer, je serais tenté de paraphraser l’amiral Rickover, qui, comme vous le savez, est l’un des pères du PWR américain. Il disait que les réacteurs simples, peu chers et rapides à construire, étaient les réacteurs papiers qui restaient définitivement simples et peu chers car jamais construits. Cette citation aura cinquante ans au mois de juin prochain. Et puisqu’il est aujourd’hui question de durée de vie, je crois qu’elle a encore de belles décennies devant elle.

M. Pierre BACHER – Dans les réacteurs Génération III+, vous n’avez pas cité les réacteurs canadiens. Est-ce un oubli ou est-ce volontaire ?

M. Bernard SALHA – Je me suis limité uniquement aux réacteurs à eau légère.

M. Christian BATAILLE – Si vous n’avez plus d’autres questions, je repasse la Présidence à Claude BIRRAUX.

LE NUCLÉAIRE DU FUTUR SELON LE GROUPE AREVA PAR Mme ANNE LAUVERGEON, PRESIDENTE DU DIRECTOIRE

C’est un grand honneur pour moi d’intervenir maintenant. Je vais essayer de ne pas faire trop de redites par rapport à ce que vous avez déjà entendu et je vous prie de bien vouloir m’excuser à l’avance de ce que vous entendrez peut-être à nouveau dire quoique de manière différente.

Je crois qu’il me revient de présenter la vision du groupe AREVA, qui est une vision industrielle sur le nucléaire de demain.

C’est bien sûr un thème qu’il convient de replacer aujourd’hui dans une problématique générale d’un mix énergétique à trouver non seulement pour la France, mais aussi pour les différents pays européens et le monde.

Je dirai qu’en tant qu’entreprise, je me réjouis beaucoup du débat qui a été engagé en France sur les énergies. Je pense que c’est un débat tout à fait nécessaire. Bien sûr, il ne faut pas que cela reste un débat franco-français, mais je crois qu’il est intéressant d’avoir un débat très large sur ces sujets.

Je crois que c’est une façon de sortir de visions binaires ou manichéennes et je dirai des effets un peu de tribune ou encore d’idées préconçues anciennes pour en venir aux fondamentaux que nous pouvons rappeler très brièvement.

Nous sommes six milliards d’individus sur cette terre - deux milliards n’ont pas accès à l’électricité - et nous serons trois milliards supplémentaires dans les cinquante ans à venir. Les scénarios les plus moyens prévoient un doublement de la consommation d’énergie d’ici 2 050. Nous avons donc un énorme besoin d’énergie qui arrive.

Nous avons une deuxième problématique à savoir que nous devons produire cette énergie de manière économique, c’est-à-dire au coût le moins cher.

Il faut également que nous puissions produire cette énergie de façon que nous ne soyons pas trop impactés par les évolutions géopolitiques.

Le changement climatique qui était une incertitude scientifique, devient une certitude scientifique avec comme seule inconnue, l’ampleur du changement qui va se produire. Cela veut dire que nous devons produire cette énergie supplémentaire avec le minimum de CO2 et de gaz à effet de serre. Nous le savons, quatre énergies ne font pas de CO2. Aucune d’entre elle n’a été inventée pour ne pas faire de CO2, mais elles n’en font pas. C’est l’hydraulique, le nucléaire, l’éolien et le solaire.

Les deux premières sont des énergies de base, c’est-à-dire fonctionnant quelles que soient les conditions. L’hydraulique fonctionne avec les limitations que nous connaissons bien et que le Brésil a connues dans les deux années de sécheresse qu’ils ont traversées en 2000 et 2001. Il faut de l’eau et il peut y avoir des années où il n’y en a pas. L’éolien et le solaire ne fonctionnent que lorsqu’il y a du vent et du soleil. Ce sont donc des énergies d’appoint tout à fait nécessaires, mais qui ne peuvent pas être comparées avec une énergie de base et qui n’ont d’ailleurs pas les mêmes coûts de réalisation aujourd’hui.

Loin de moi l’idée de dire quoi que ce soit contre les éoliennes, je rappelle que nous sommes le premier fabricant d’éoliennes français. Aujourd’hui, je crois que le temps est venu d’un débat sur des sujets qui sont effectivement peu connus du grand public, connus de certains grands spécialistes et seulement d’eux. Je crois que c’est un débat trop important pour qu’il reste aux mains de ces seuls spécialistes.

Je crois qu’effectivement, les années passant, nous devrons de plus en plus non seulement rendre compte de tout ce que nous faisons dans ce domaine, mais il faudra aussi que les décisions puissent être prises avec une base citoyenne la plus large possible.

Je dirai que nous sommes aujourd’hui dans une situation européenne extrêmement confuse puisque vous avez des pays qui vont faire plus de nucléaire, des pays qui ont annoncé leur intention de sortir du nucléaire comme l’Allemagne même si c’est dans les vingt ans qui viennent.

Quand l’Allemagne a décidé de sortir du nucléaire, on n’a jamais expliqué ce qui serait fait à la place, quel type d’énergie serait développé et quelles seraient les conséquences à la fois sur le plan économique et sur le plan environnemental.

La France a fait des choix dans les années 1970 qui sont des choix lourds d’équipement nucléaire et aujourd’hui une large part de notre électricité est faite à base de nucléaire.

Nous redécouvrons ce qui est bien connu dans toute l’industrie, que toutes les installations ont une durée de vie limitée.

Et, comme le reste, même si effectivement elles ont une robustesse tout à fait remarquable, nos centrales nucléaires ont par définition une durée de vie limitée. Nous allons donc devoir regarder la suite de cet investissement nucléaire très prochainement.

En prenant une durée de vie moyenne de quarante ans pour les réacteurs, nous avons 14 réacteurs dont le remplacement devra être envisagé en 2 020 et 34 réacteurs en 2025, soit la moitié de la capacité actuelle. C’est cela l’horizon de temps.

Aujourd’hui et en particulier à travers sa filiale Framatome ANP qui est le spécialiste des réacteurs et des services associés, le groupe AREVA est prêt à saisir les opportunités du marché des réacteurs qu’il soit national ou international.

Nous avons développé au service de nos différents clients, des technologies qui, aujourd’hui, lui permettent d’être au meilleur niveau et ce, dans des domaines extrêmement différents.

D’abord dans le domaine des services puisque nous avons développé beaucoup de services nous permettant effectivement d’accompagner les exploitants nucléaires dans la vie quotidienne de leurs réacteurs, mais également de les aider à permettre une meilleure utilisation des capacités existantes et d’allonger la durée de vie des réacteurs existants. C’est ce que nous faisons par exemple aujourd’hui aux États-Unis. Nous le faisons avec non seulement un allongement de la durée de vie prévue, mais aussi un accroissement des capacités des réacteurs que nous dopons à leur demande.

Beaucoup de choses ont été déjà dites sur les réacteurs de troisième génération, de troisième génération +, de quatrième génération. Je ne reviendrai donc pas en détail sur ces différentes générations pour lesquelles, - je le rappelle et je pense que c’est tout à fait indispensable -, nous avons un calendrier.

C’est vrai qu’en ce qui concerne cette quatrième génération qui nous fait rêver, les premiers prototypes ne devraient être disponibles qu’en 2 035 voire plus tard. Cela veut dire qu’un déploiement industriel ne peut être envisagé à ce stade qu’aux alentours des années 2 040 et après.

La réalité du renouvellement du parc électronucléaire d’EDF – et je parle bien sûr sous le contrôle d’EDF – se fera avec la Génération III+, c’est-à-dire la génération de l’EPR, du SWR 1 000 et des différents réacteurs de la gamme que nous développons.

Je pense que M. Bernard ESTEVE et un certain nombre d’autres intervenants ont expliqué en détail ce qu’était aujourd’hui l’EPR et ses capacités. Il permettait d’avoir un kilowatt/heure moins cher et, dans sa conception de sûreté, il était intrinsèquement extrêmement sûr. Il est équipé de systèmes de sauvegarde redondants et indépendants.

En termes de sécurité, il est aussi très renforcé pour la prise en compte du risque terroriste et il était plus économique en termes de combustible et de production de déchets finaux ce qui est effectivement un élément extrêmement important.

Je crois que vous avez parlé du SWR 1000, je ne vais pas non plus y revenir en détail.

Cette génération est aujourd’hui prête. La recherche et le développement qui ont eu lieu pendant ces dix dernières années sont aujourd’hui achevés. Nous en sommes donc au stade de la commercialisation.

Comme il a été dit par M. ESTEVE, nous avons effectivement une offre qui est partie au début de cette semaine vers la Finlande. Et nous avons fait une offre du même type depuis déjà plusieurs mois à EDF.

Je ne vais pas revenir non plus à Génération IV parce que je pense que la présentation du CEA a été assez exhaustive, je voudrais juste revenir sur un élément qui me paraît important, sur lequel il y a parfois une certaine confusion.

Il s’agit des réacteurs dits à très haute température, des réacteurs à caloporteur gaz sur lesquels nous investissons très fortement nous-mêmes en recherche et pensons qu’il y a une voie très prometteuse.

Nous en sommes aujourd’hui, je ne dirai pas au début de cette recherche, mais au début de ses développements. Nous pensons que ces réacteurs ont un très bel avenir devant eux, mais que leur énergie ne sera pas forcément le mode le plus économique pour produire de l’électricité.

Nous pensons que les réacteurs à eau classiques resteront effectivement les réacteurs les plus rentables pour faire de l’électricité en grande quantité, mais que ces nouveaux réacteurs pourraient être extrêmement intéressants pour produire de l’hydrogène à travers l’électrolyse de l’eau et de la chaleur.

C’est toute la base d’une possible économie de l’hydrogène dont l’intérêt, je pense aujourd’hui, est de plus en plus grand des deux côtés de l’Atlantique. Je vois beaucoup de gens en parler du côté européen. Il y avait un article de Romano PRODI il y a quarante-huit heures sur le sujet. Je vois aussi de l’autre côté de l’Atlantique, non seulement des articles, mais surtout la réalité d’un programme hydrogène extrêmement construit, décidé par l’administration américaine et à la base duquel, la production de l’énergie nécessaire à fabriquer cet hydrogène serait faite à partir de réacteurs à très haute température qui seraient spécifiquement développés pour ce faire.

C’est un sujet qui nous intéresse énormément, qui est très différent, je le rappelle, de celui de la problématique du renouvellement du parc de fabrication d’électricité, mais qui est très prometteur si nous voulons lutter très efficacement contre le changement climatique.

On rappelle que le changement climatique est dû aux gaz à effet de serre qui ont trois origines principales : l’énergie, les transports, l’industrie. L’industrie a fait d’énormes progrès. Finalement c’est la production, la consommation d’énergies fossiles d’un côté et les transports de l’autre, qui sont aujourd’hui les principaux vecteurs d’augmentation de l’effet de serre. Voilà ce qu’il en est !

Nous voyons également comme utilisation future des réacteurs, tous les problèmes d’eau. Nous voyons bien que les problématiques d’évolution de la quantité d’eau potable disponible deviennent un sujet extrêmement difficile dans un certain nombre de pays. Il y a donc le dessalement de l’eau de mer et l’amélioration de la potabilité de l’eau.

Là aussi nous pensons qu’un certain nombre de marchés, peut-être pas en France d’abord, mais à l’international, devraient évoluer. Et à ce moment-là, les réacteurs que nous connaissons aujourd’hui comme ceux à très hautes températures, pourront être en concurrence sur ces sujets.

Pour résumer ma très brève intervention sans vouloir faire trop de redites, je crois que le nucléaire se trouve aujourd’hui dans une situation de relance objective dans un certain nombre de pays. Il se trouve dans cette situation pour des raisons économiques : le nucléaire a un coût du MWh/heure qui est extrêmement concurrentiel même pour de nouvelles capacités.

On répète souvent que le nucléaire est uniquement concurrentiel s’il est déjà installé. Or l’étude faite en Finlande par TVO montre bien qu’aujourd’hui, coût du capital compris, - cela a été étudié en détail dans le contexte finlandais -, coût de la maintenance et coût du combustible intégrant l’ensemble aussi du combustible, c’est le système nucléaire qui est le moins cher.

L’aspect économique est donc tout à fait primordial.

Deuxième aspect tout à fait primordial également, l’indépendance énergétique. Un électricien qui fait du nucléaire a des coûts extrêmement prévisibles sur trente ou quarante ans, ce qui n’est pas le cas d’autres types de combustibles d’autres types d’énergie.

Troisième aspect, le nucléaire ne fait pas de CO2 et si nous allons vers une taxation du CO2 ce qui semble être au centre de possibles évolutions du comportement collectif sur la réduction des gaz à effet de serre, cet élément va devenir un élément supplémentaire qui serait à l’avantage de l’énergie nucléaire.

En France, nous sommes aujourd’hui dans une situation très spécifique. Nous sommes le pays de l’OCDE qui fait le moins de CO2 par habitant grâce à l’investissement nucléaire qui a été fait historiquement.

Je crois que nous ne devons pas nous endormir car si nous nous endormons, nous perdrons cet avantage acquis.

Nous avons un modèle technologique qui est prêt et, si nous choisissons de le construire maintenant, il devrait nous permettre d’avoir un retour d’expérience suffisant en 2 020 pour pouvoir choisir de rebâtir ou non un parc électronucléaire au fil du temps, d’un dimensionnement à définir par l’électricien ou les électriciens, en fonction de leurs souhaits.

Cela ne veut pas du tout dire que nous repartons sur le même pourcentage d’électricité faite à base de nucléaire en France. Faire un EPR aujourd’hui, c’est le bon moment pour avoir le retour d’expérience, mais cela ne signifie rien sur la quantité d’électricité nucléaire du futur parc nucléaire. Il faut prendre la décision maintenant quand nous regardons le calendrier.

J’ajoute effectivement en tant qu’industriel, que cet élément est aussi complètement significatif pour nos développements internationaux. Pour beaucoup d’électriciens un peu partout dans le monde, le fait que la France et EDF fassent cet EPR, sera interprété comme un signe de confiance dans cette technologie et nous permettra effectivement de développer un certain nombre d’exportations. Il est parfaitement clair que la décision qui sera prise en France sera extrêmement regardée, analysée et qu’elle aura des conséquences extrêmement directes sur la Finlande, la Chine ainsi que sur un certain nombre d’autres pays dans un avenir proche. Puisque nous parlions des États-Unis il y a un moment, il est clair que notre décision de licencier tel ou tel modèle aux États-Unis est étroitement liée à la décision qui sera finalement prise en France.

Voilà très rapidement exprimée, la vision industrielle que nous avons de ce sujet.

M. Claude BIRRAUX – Merci beaucoup, Madame la Présidente, de ces précisions qui cadrent la vue du groupe industriel AREVA.

En vous écoutant et en regardant le public, il me revenait à l’esprit que les associations dites de protection de l’environnement, ont bien sûr été invitées comme d’habitude aux auditions de l’Office. Nous les avons auditionnées avec Christian BATAILLE en auditions privées, elles savaient qu’il y avait l’audition et je ne crois pas qu’elles ont répondu positivement. Mais chez nous, c’est comme au Club Med, tout est proposé, rien n’est imposé !

Comme je l’ai dit ce matin en propos introductif, nous essayons de faire sortir les paramètres de choix permettant de confronter les points de vue. Le 13 mai, devant l’Office Parlementaire et le 14 mai devant la presse, nous livrerons nos conclusions si conclusions il y a, pour au moins les paramètres tels qu’ils nous apparaîtront au vu de nos auditions et du débat de ce jour.

QUATRIÈME TABLE RONDE : LES RÉACTEURS DES ANNÉES 2030-2040

M. Waclaw GUDOWSKI, Professeur à l’Institut Royal de Technologie de Stockholm.

Je fais partie de l’Institut de Haute Technologie en Suède et avant de passer directement à mon intervention, d’entrée de jeu et en exergue, je voudrais vous dire que dans l’un de mes rares discours devant le Parlement Suédois, j’ai précisé qu’aucun Parlement ne pouvait avoir de pouvoir sur les lois de la nature.

Permettez-moi de parler de quelque chose qui est extrêmement pertinent pour la discussion qui nous occupe aujourd’hui. Est-ce que nous pouvons trouver une stratégie optimale pour l’énergie nucléaire actuellement ? Nous devons probablement répondre par la négative.

En matière de politique énergétique, la stratégie à long terme a toujours échoué. Même si nous suivions les préceptes du Club de Rome, ce sont quand même les pays et les gouvernements qui assument un maximum de responsabilités afin d’assurer l’approvisionnement en énergie pour la société du pays.

Un autre problème également important est que la durée de vie nucléaire est assez longue et il faut également prendre en considération la dynamique du marché qui, elle, est à très court terme. Il y a donc une contradiction entre le long terme du nucléaire et le court terme de la dynamique du marché.

Enfin – mais ce n’est pas le moins important – actuellement la technologie nucléaire est extrêmement consommatrice de capitaux et le retour d’investissement est assez long. Il faut donc prendre ceci en considération sur le marché.

Les marchés financiers veulent avoir un retour sur investissement très rapide et le marché de l’énergie réglementé n’est pas très compatible avec ces choix des marchés financiers. Avant de prendre les décisions, il faut bien voir qu’il faut ménager une certaine souplesse dans le système.

Ceci dit, que peuvent faire les politiques ? A quoi peuvent aboutir les politiques dont discute le Parlement ?

Nous devrions tout d’abord dépolitiser l’énergie nucléaire dans la mesure du possible. Cela veut dire qu’il faut entretenir des mécanismes de marché clairs et transparents pour l’énergie nucléaire. Si nous n’avons pas de règles stables et claires, pour le marché, nous aurons de gros problèmes pour réintroduire l’énergie nucléaire. Je ne parle pas de l’opinion publique, j’en parlerai plus tard, mais en ce qui concerne l’énergie nucléaire, il faut bien voir qu’elle comporte des aspects politiques importants.

Il y a d’abord une obligation de non-prolifération que nous ne pouvons pas ignorer, mais, là, le système fonctionne dans la plupart des pays.

Ensuite il y a la gestion des déchets radioactifs qui représentent un problème extrêmement brûlant surtout en ce qui concerne la communication avec l’opinion publique.

Quelle voie pouvons-nous emprunter ?

Il ne s’agit pas là d’une position suédoise officielle, mais de la position adoptée par l’environnement scientifique, pas seulement suédois d’ailleurs, ce n’est pas la position officielle du Gouvernement suédois actuellement.

Que pouvons-nous faire sur le plan économique actuellement ? Il faut engager une coopération avec les milieux industriels, faire fonctionner les réacteurs existants aussi longtemps que possible tout en évitant de mettre en danger la sûreté.

Incitation économique, il s’agit d’avoir le meilleur retour sur investissement possible. En ce qui concerne l’EPR, je crois qu’il faut également choisir le bon moment pour le développer.

Enfin, il y a le problème des déchets nucléaires qui est un problème très important pour la manière dont l’opinion publique perçoit le nucléaire. Je parlerai là de dépôts souterrains, mais pas nécessairement de dépôts géologiques.

Il faut garder à l’esprit le fait que cette question doit être réglée et ne pas être laissée en suspens. En Suède, nous avons un programme de dépôt géologique très solide et d’ici à 2012, l’ensemble des sites envisageables pour le stockage auront fait l’objet d’investigations poussées et nous aurons encore dix à vingt ans pour poursuivre nos expériences en la matière.

Voilà ce que nous faisons actuellement en Suède. Ensuite, qu’allons-nous faire ?

Je vais laisser de côté la description de cette génération de réacteurs pour passer au point de vue scientifique et économique.

En ce qui concerne l’aspect économique, dans dix ou quinze ans, il s’agira de promouvoir l’énergie nucléaire harmonisée avec d’autres types d’énergie. Pour l’instant, le réacteur à graphite est la technologie la plus prometteuse.

Vous avez également des avantages complémentaires. Si vous concevez les choses correctement, il semblerait que ce type de réacteur à graphite peut aboutir à des résultats bien meilleurs que ceux avec le plutonium. Puis, dans quinze à vingt ans, il y aura la transmutation en synergie avec le développement de nouveaux réacteurs.

A mon avis, la technologie la plus prometteuse est une association de transmutation et de technologie de réacteurs sur la base de plomb ou plomb-bismuth. Et nous pouvons faire du bon travail avec les réacteurs eux-mêmes.

Pour les réacteurs à haute température, nous avons une solution actuellement. Nous avons argué du fait que par le passé il y a eu des échecs. Nous n’avons cependant pas constaté les échecs de la technologie, mais des échecs du fait que le système était conçu de manière tout à fait stupide. Il y avait des erreurs de conception dans le bloc graphite si bien que les fuites d’eau, au demeurant limitées, n’ont pas pu être gérées. Ce n’était pas un échec de la technologie, mais de l’ingénierie. Et ce type de réacteur a perdu face à la concurrence aux réacteurs à eau légère. Ce type de réacteur peut être construit en dix ans. Il est très compatible avec la technologie du gaz naturel et de l’hydrogène. Avant que le réacteur ne soit prêt, nous pouvons faire fonctionner la turbine avec du gaz naturel, si nous le souhaitons. Il est donc possible d’avoir une combinaison des deux et ainsi de raccourcir le temps d’investissement.

Il y a de bons résultats en matière d’incinération du plutonium, il faut cependant bien voir qu’il y a incompatibilité avec les réacteurs à eau légère étant donné la technologie de retraitement que nous avons actuellement à notre disposition.

Les fabricants et les constructeurs pensent que les combustibles conditionnés en petites particules avec la technologie Triso sont une voie à suivre, mais c’est un sujet qui doit faire l’objet d’un débat par les experts scientifiques.

En ce qui concerne le grand futur, c’est ce que nous appelons la voie de la Génération IV, qui est un peu la panacée qu’on nous promet pour l’avenir, mais dont on ne saisit pas encore toutes les difficultés.

Cette autre génération de réacteurs a été conçue il y a déjà un certain nombre d’années, par le Département de l’énergie des États-Unis comme un exercice intellectuel. Puis une nouvelle administration est venue au pouvoir et les temps ont changé. Il s’agit cependant quand même d’un exercice purement intellectuel, avec des difficultés techniques. Mais il y a également des avantages dans cette voie. Du point de vue européen, la Génération IV permet une coopération totale entre la France et les États-Unis. Au début des années 1990, nous avons essuyé beaucoup de critiques sur l’attitude des Français vis-à-vis du cycle nucléaire. Ces critiques ont disparu dès qu’une coopération s’est mise en place. Pour un spectateur objectif, il s’agit donc d’un gros avantage puisque cela permet une nouvelle compréhension en matière nucléaire entre la France et les États-Unis. Ces deux pays étant les pays qui sont à l’avant-garde en matière de nucléaire, il est important qu’ils puissent s’entendre sur ce point. Un avantage est que, comme je l’ai dit, c’est un exercice intellectuel. C’est attrayant pour les instituts de recherche, pour les nouveaux experts qui arrivent dans ce secteur. Cela donne une nouvelle perspective, un nouveau point de vue.

Ce ne sont pas seulement les technologies existantes, mais les technologies pour l’avenir et pour la France. C’est une plate-forme parfaite pour une éventuelle coopération entre les États-Unis et le CNRS.

Mais par ailleurs, pourquoi devrions-nous pratiquer la transmutation ?

Si vous retirez les transuraniens, il n’y a plus de problèmes en ce qui concerne les déchets nucléaires parce que toutes les échelles temporelles pour leur radiotoxicité deviennent des échelles d’ingénierie, peut-être dans une centaine d’années, en tout cas pas dans des milliers d’année.

Les déchets radioactifs ne peuvent pas être mis tout simplement à la poubelle. Il y a trois éléments qui constituent un problème de radiotoxicité : le plutonium, l’américium et le curium.

En fait le curium ne pose pas de vraie difficulté, parce que sa période est de mille ans, ce qui ne pose donc pas de problème en terme de gestion des déchets radioactifs. En revanche, le plutonium et l’américium sont les deux vraies questions à résoudre. En effet, si vous enlevez ou détruisez le plutonium et l’américium, vous pouvez raccourcir le temps de décomposition à quelques centaines d’années. Il n’y aura donc plus de problèmes de déchets nucléaires. Les États-Unis parlent en outre du neptunium, mais vous voyez que le neptunium est bien en dessous du niveau des autres substances.

Le plutonium peut donc être géré avec le réacteur, mais cela prendra du temps, beaucoup de temps. En revanche en ce qui concerne l’américium, il est plus ou moins impossible de charger le cœur avec de l’américium car vous aurez un réacteur ingérable.

Je ne vais pas entrer dans les détails. De nombreuses études ont été réalisées au CNRS. Si vous voulez gérer les problèmes posés à la fois par le plutonium et l’américium, vous devez avoir recours à des systèmes sous critiques dits ADS.

Vous avez donc besoin d’un accélérateur. Un réacteur et un accélérateur posent beaucoup moins de problèmes que n’importe quel réacteur à fission et cela ne coûtera pas trop cher. Le calcul a été fait par mes étudiants. Pour un réacteur nucléaire à eau légère, le coût de production de l’électricité est d’environ 25 E/MWh. Si vous voulez combiner un parc d’ADS avec le parc électronucléaire, vous aurez un prix de l’électricité qui sera de 40 % plus élevé. Le recours au MOX serait un peu moins cher - j’ai bien dit un peu moins cher -, mais pas vraiment beaucoup moins.

Lorsque j’ai exposé ces résultats il y a un an à l’industrie, on m’a dit que j’étais fou ! Ils vivaient sur une marge de 10 % et je venais leur présenter un système qui représentait un coût supplémentaire de 40 % ! Mais l’an dernier, nous avons eu une crise dans le domaine de l’électricité avec une augmentation de 300 % du prix de l’électricité et personne n’a protesté. En réalité, la solution de réacteurs nucléaires à eau légère complétés par des ADS est tout à fait comparable à d’autres systèmes de génération d’électricité, par exemple les éoliennes ou autres.

Pourquoi, en dehors des arguments techniques qui la justifient, avons-nous besoin de la transmutation ?

En tant qu’alibi, je dirai que je participe aux réunions avec les personnes qui vivent autour d’un site potentiel de dépôt géologique. La Suède joue un rôle important pour décider des sites de dépôt géologique. Ici, il n’y a pas trop de problèmes d’acceptation. Trois ou quatre communes sont disposées à participer aux projets, mais de nombreuses personnes posent une question. Elles disent qu’elles peuvent accepter ces déchets pour mille, deux mille ans, mais il ne faut pas leur dire que c’est pour toujours, pour l’éternité. Elles comprennent que mille ans c’est nécessaire, mais il ne faut pas leur dire que c’est pour toujours. Si la transmutation permet de réduire cette durée de quelques centaines d’années, on nous dit que c’est d’accord, qu’il n’y a pas de problèmes et qu’elles l’acceptent. C’est la perception générale que nous rencontrons. Les personnes veulent en fait que ce soit limité dans le temps et donc ne pas avoir une durée dans le temps qui aille au-delà de notre perception humaine.

Si la transmutation peut permettre de réduire ces quelques milliers d’années à quelques centaines d’années, c’est plus acceptable. En dehors des arguments techniques, voilà ce que l’opinion publique retient des possibilités liées à la transmutation.

M. Claude BIRRAUX – Professeur GUDOWSKI, merci pour cette présentation !

Vous êtes un expert indépendant, merci pour cette présentation très intéressante que vous nous avez faite, pour promouvoir surtout la coopération entre le CEA et le CNRS !

Comme le Professeur GUDOWSKI va nous quitter rapidement, avez-vous des questions à lui poser ?

M. Jean-Paul SCHAPIRA – C’est une intervention extrêmement passionnante, qui permet de promouvoir la coopération entre le CNRS et le CEA. C’est important d’avoir cette discussion entre universitaires.

Au début de votre intervention, vous avez fait remarquer que les contraintes qui pèsent sur le marché en ce qui concerne le développement de l’énergie nucléaire, existaient.

Au cours de cette table ronde, j’aimerais bien entendre la voix de certains représentants de l’industrie pour qu’ils nous en disent un peu plus sur l’interaction entre la libéralisation du marché de l’électricité d’une part et la politique en matière de durée de vie des réacteurs et des combustibles d’autre part. Nous parlons là un peu dans le vide. C’est de la théorie, mais il faudrait peut-être revenir sur terre.

Ce que vous avez dit est tout à fait exact, mais quelles sont les conséquences de cette intervention ?

Vous avez parlé en faveur de la transmutation, de ce surcroît de prix de 40 % et vous avez un peu oublié les contraintes économiques que vous avez mentionnées en exergue de votre intervention. Il est vrai que 30 ou 40 % de plus pour une compagnie d’électricité, une société productrice d’électricité, est très difficile à gérer dans un marché très concurrentiel.

Vous avez dit que les prix avaient augmenté de 300 % pour le consommateur, mais c’est toujours un problème pour les producteurs d’électricité. Je pense que, là, vous devriez être un peu plus cohérent. Il nous faudrait un peu mieux comprendre dans quel contexte la transmutation et d’autres problèmes peuvent être résolus dans le cadre de ce marché nouvellement libéralisé.

C’est là un des enjeux principaux pour la France, par exemple lors de tous ces débats sur l’énergie. A quoi bon présenter une approche purement technologique sans nous expliquer les relations avec le marché, l’économie.

Enfin, en ce qui concerne les risques, je crois qu’il ne suffit pas de mettre le doigt sur certains risques potentiels. Par exemple ce problème d’efficacité des produits à long terme pourrait devenir très important, notamment en ce qui concerne l’évacuation des déchets.

Vous savez que bien que la radiotoxicité du neptunium soit assez basse, cette substance est devenue une véritable préoccupation voire même une des préoccupations majeures. Dans ce débat sur la transmutation, il faut donc prendre en considération non seulement les risques potentiels, mais aussi les risques résiduels que l’on appellerait les risques réels.

M. Waclaw GUDOWSKI – Je vais répondre, mais auparavant, Jean-Paul, n’oubliez pas que comme je n’ai eu que dix minutes pour mon intervention, je n’ai pas pu parler de tout !

Le neptunium dépend beaucoup de la biochimie et bien sûr c’est très important. Il ne faut pas oublier la chimie, les aspects chimiques, surtout la chimie au cours du transport qui fait partie des risques. J’ai essayé de vous donner un point de vue éventuel sur les perspectives à venir. J’aurais bien sûr pu m’appesantir davantage sur les risques résiduels, mais pour ce faire, j’aurais eu besoin d’un peu plus de dix minutes !

Si vous voulez parler de système durable à long terme, il faut parler du cycle à combustible thorium ainsi que de certains réacteurs qui représentent la seule solution pour avoir accès au thorium comme étant le combustible unique.

Il me semble qu’il y a actuellement de nombreuses évolutions dans le secteur nucléaire, mais le problème qui se pose est que nous ne comprenons pas suffisamment les tenants et les aboutissants du devenir des déchets nucléaires.

C’est un point important pour l’opinion publique et il faut bien montrer ce que nous pouvons faire en ce qui concerne le traitement de ces déchets et la manière dont nous pouvons les enfouir dans le sous-sol.

M. Claude BIRRAUX - Votre dernière réponse nous ramène au sujet dont est familier Christian BATAILLE et, dans le cadre de l’évaluation de la loi qui porte son nom, de rapports ultérieurs et peut-être même anticipés.

J’annonce tout de suite la couleur pour que ceux qui pensent qu’ils auraient jusqu’à 2006 voire même au-delà pour produire des résultats parce que ce sera la veille d’échéances électorales. Qu’ils ne se sentent pas l’âme tranquille en imaginant que les délais sont extensibles à l’infini !

M. Jacques BOUCHARD, Directeur de l’Énergie nucléaire, CEA.

Les travaux qui débutent sur les systèmes nucléaires dits de quatrième génération sont le résultat d’analyses conduites récemment dans un certain nombre de pays sur l’évolution de la politique énergétique, et le débat en cours en France sur ce sujet est bien dans la même problématique.

C’est aussi un début logique de travaux de recherche sur des perspectives à plus long terme.

Dans ce domaine comme dans d’autres, nous ne progressons que si nous allons de l’avant. Il y a donc effectivement la volonté de regarder un peu plus loin que ce qui est industriellement constructible aujourd’hui, vous l’avez bien compris.

La situation énergétique globale qui a été rappelée, a fait en particulier l’objet il y a deux ans, de deux rapports intéressants dans leurs conclusions.

Vous avez d’une part celui qui a été rappelé sur la politique énergétique américaine, remis au Président des États-Unis en mai 2001, qui parmi d’autres problèmes et compte tenu de la vulnérabilité des approvisionnements, des contraintes environnementales et autres, concluait à la nécessité de reprendre un développement du nucléaire aux États-Unis.

Il y a d’autre part le rapport de la Commission Européenne, le Livre Vert, qui concluait également en termes très prudents bien sûr, à la nécessité de reconsidérer l’option nucléaire pour faire face aux problèmes et, notamment, aux respects des engagements de Kyoto.

Anticipant un peu sur ces constats, je dirai qu’assez curieusement c’est le Congrès américain qui, dès le début de l’année 2000, avait demandé au Département de l’Énergie, de préparer un programme dit de Génération IV. Il s’agissait de mettre en place une structure chargée d’initier et de piloter la recherche et le développement nécessaires au développement de nouveaux systèmes nucléaires aux États-Unis.

Cette initiative a été très rapidement ouverte au plan international, parce que les personnes qui s’en occupaient au Département de l’Énergie, l’ont souhaité, avaient une volonté claire, mais également parce que la situation internationale s’y est bien prêtée. Tout le monde était en effet mûr pour participer à ce genre de réflexion.

Cela a conduit assez rapidement à la création du Forum Génération 4, forum international qui, je le rappelle, regroupe dix pays.

En dehors des États-Unis, nous y trouvons la France, le Japon, la Corée, le Royaume-Uni, le Canada, la Suisse, l’Afrique du Sud, l’Argentine et le Brésil. Et la liste n’est pas close aujourd’hui.

Le principe fondateur de ce Forum est la reconnaissance par les pays membres, par ceux qui adhèrent à la Charte, des atouts de l’énergie nucléaire pour satisfaire des besoins croissants en énergie dans le monde et ce, dans une perspective de développement durable et de prévention des risques et notamment des risques de changement climatique.

Le but est de créer un cadre de recherche pour la recherche et le développement au plan international de façon à faciliter plus qu’à réaliser le développement et la mise au point de ces systèmes nucléaires de quatrième génération. Il n’est pas question d’anticiper trente ans avant sur le dessin de réacteur ou de faire des choses très précises en la matière. En revanche l’objectif est bien d’apporter les développements technologiques, de franchir les gaps ou les verrous nécessaires pour pouvoir permettre effectivement le développement de ces systèmes au plan industriel le jour venu.

La première étape a été de définir les grands objectifs. A partir du moment où nous voulions mettre au point un plan de recherche et de développement sur le long terme, il fallait d’abord se fixer clairement des objectifs.

Une première réflexion a porté sur les objectifs et les critères. Assez curieusement, elle a abouti très vite à un consensus entre tous les pays concernés. Je reviendrai un peu plus tard à d’autres pays.

Finalement nous retrouvons ce consensus y compris dans des pays qui n’ont pas directement participé à la réflexion dans le cadre du Forum Génération IV.

Dans ce consensus, nous retrouvons bien sûr les priorités à l’économie et à la sûreté et ce ne sont pas de vains mots.

Du côté de la sûreté, c’est très clairement la prise en compte des progrès réalisés dans la troisième génération.

Pour l’économie, c’est vraiment la prise en compte de la difficulté non plus d’atteindre une compétitivité avec les autres sources d’énergie, mais d’avoir une capacité de pénétration, c’est-à-dire d’avoir une capacité d’investissement dans des pays qui n’ont pas forcément une économie très développée ou très riche.

Cette économie et sûreté sont les premières priorités. La nouveauté est que les critères dits de développement durable prennent de l’importance dans la conception de ces systèmes. Ces critères de développement durable sont essentiellement l’économie de ressources, la minimisation des conséquences environnementales et notamment des déchets, la protection physique, la sécurité depuis la non-prolifération jusqu’aux risques terroristes ou autres, les agressions externes d’une manière générale.

En plus dès le départ, la réflexion a été orientée sur la relation entre la production d’énergie et son utilisation et elle a très vite conduit à dire qu’il fallait également envisager pour ce système de quatrième génération, d’autres voies d’utilisation de l’énergie que l’électricité. Il s’agit de la possibilité de mettre en valeur directement la chaleur ou de passer par un vecteur comme le vecteur hydrogène.

Comme Mme LAUVERGEON vient de le rappeler c’est un des objectifs qui apparaît aujourd’hui tout à fait important pour le programme américain.

Il y a deux ans, quand le Forum s’est penché sur la question, il est apparu que c’était une nécessité de le mettre en tête des préoccupations.

Sur la base de ces grands objectifs qui ont été répertoriés en critères, un travail d’expert a été réalisé. Des experts de tous les pays concernés du monde de la recherche et du monde industriel se sont penchés sur les différentes solutions possibles, sur les modèles proposés. Il y a eu énormément de propositions de systèmes et je rappelle que par système on entend un réacteur et son cycle de combustible. Une centaine d’experts de tous les pays, dont une douzaine d’experts français, ont participé pendant deux ans à un travail de fond pour essayer de dégager des orientations.

C’est à partir de là qu’il y a eu une sélection de six systèmes dont je dirai que c’est d’une certaine manière une auberge espagnole et en même temps sans garantie du Gouvernement. Je veux dire par-là que nous mettons six systèmes, mais qu’en fait ce sont des orientations de recherche.

Je vais revenir sur les grandes orientations. Personne ne prend l’engagement que les six iront au développement industriel, ni même qu’il n’y en aura pas un septième qui passera devant. Le problème est que pour piloter, tirer la recherche technologique, il fallait avoir des orientations suffisamment claires en termes de conception pour pouvoir effectivement y voir clair.

Nous pouvons souligner que dans les concepts retenus, il ressort un poids assez important des critères dont je rappelais qu’ils étaient des critères de développement durable. Ceci conduit en particulier à ce que nous retrouvions dans cinq de six concepts présentés – si ce n’est pas dans le sixième, c’est uniquement pour une question de délai – nous y retrouvons le cycle fermé avec traitement et recyclage.

Ne nous faisons pas d’illusions, de toute façon, nous allons dans cette voie.

Dans quatre systèmes, nous retrouvons des réacteurs à neutrons rapides. Là aussi c’est la conséquence directe de la volonté de détruire les actinides. Tout à l’heure, le Professeur Gudowski a rappelé les grandes orientations dans ce domaine.

Nous savons également que pour détruire correctement des actinides, il faut passer en spectre de neutrons rapides et que nous soyons en réacteur ou en système hybride, la situation est la même.

En revanche deux des six concepts font appel au caloporteur gaz qui n’était plus tellement à la mode dans les systèmes nucléaires depuis quelques années.

Nous le voyons revenir en force, essentiellement à cause de l’hydrogène dont nous avons déjà parlé et de la nécessité de pouvoir travailler avec de la chaleur haute température si nous voulons atteindre des rendements importants de production hydrogène. Nous le voyons également revenir en force parce que dans la notation des critères de développement durable, nous avons quand même vu ressortir aussi le problème du rendement thermodynamique.

C’est un peu inévitable. Si nous voulons faire des progrès, il faut regarder où nous avons encore une marge de progrès. Il est clair que dans les systèmes nucléaires actuels, il y a une marge de progrès sur le rendement thermodynamique. Nous voyons donc réapparaître les réacteurs à gaz. Des raisons techniques expliquent qu’en fin de compte, nous pouvons avoir l’espoir de développements importants et nouveaux dans ce domaine.

Je ne veux pas insister davantage sur ce sujet, mais simplement dire qu’avoir une perspective de réacteurs à très haute température pour la production d’hydrogène qui va effectivement porter toute la recherche sur les processus de production et sur l’association entre un système nucléaire et un système de production d’hydrogène, n’est pas du tout une évidence. C’est quand même un peu plus compliqué que la station entre la chaudière nucléaire et le système de production d’électricité.

Il s’agit d’avoir d’une part ceci avec les nécessités d’améliorer le comportement des matériaux à haute température etc. et, d’autre part, la perspective d’aller jusque vers un réacteur rapide ce qui n’est pas totalement nouveau.

Des études ont déjà été faites dans le passé, mais pour avoir une perspective réelle d’aller jusqu’à un réacteur rapide avec ce type de caloporteur, vous imaginez bien que ces porteurs de pratiquement toutes les idées nouvelles - ce ne sera peut-être pas la quatrième génération, mais la quatrième plus ou la cinquième moins ou je ne sais quoi – vont essayer à terme de regrouper les deux dans un système unique.

Je crois que l’idée générale est bien que mettre suffisamment d’efforts de recherche et développement dans le caloporteur à gaz, est un moyen d’avancer clairement pour le futur. J’insisterai simplement sur le fait que la recherche et développement va s’organiser au plan international. C’est en cours de montage, c’est l’idée générale.

Il est bien clair que le but n’était pas uniquement de dire qu’au fond nous sommes d’accord sur les systèmes, mais de mettre en place la coopération internationale pour au moins la première étape de cette recherche et développement, celle qui doit conduire à lever les verrous technologiques ou à combler les gaps lorsqu’il y a en a. Et il y en a quand même un certain nombre dans les concepts qui ont été retenus.

Pour terminer, je dirai également que les échanges ne se sont pas limités aux pays du Forum et qu’aujourd’hui a fortiori, ils ne doivent pas s’y limiter. Nous avons en particulier maintenu le contact avec le principal acteur du nucléaire qui est absent dans cette affaire actuellement, la Russie, ainsi qu’avec le groupe INPRO qui avait été créé à son initiative au sein de l’Agence Internationale de Vienne.

Les dernières discussions entre le Forum de Génération IV et le groupe INPRO conduisent à un partage des rôles qui devrait régler définitivement la question, le Forum Génération 4 faisant en gros le travail de projet et le groupe INPRO davantage la liaison avec les futurs utilisateurs ou l’ensemble des réflexions sur la problématique et les normes.

En conclusion, je crois que si le recours à l’énergie nucléaire paraît aujourd’hui inéluctable, il faut que son développement à plus long terme puisse reposer sur des systèmes qui évolueront assez considérablement par rapport aux systèmes actuels.

En ce qui concerne les évolutions les plus significatives que nous voyons à travers le travail réalisé depuis deux ans, il y a clairement l’élargissement du domaine d’application de l’électricité à l’ensemble des problèmes énergétiques, du moins l’utilisation d’énergie, une véritable prise en compte de la préoccupation des déchets dans des applications systématiques de la doctrine tri recyclage qui doit permettre d’assurer cet aspect du développement durable, une harmonisation des positions internationales qui devrait permettre de traiter au fond les spécifications de problèmes, qui ont toujours été un peu délicates et notamment la manière de considérer les risques liés à la prolifération ou à d’autres aspects de sécurité dans tout ce qui concerne le cycle.

M. Claude BIRRAUX – Puis-je ajouter un qualificatif aux derniers mots de Monsieur BOUCHARD : tri, recyclage, burn up ce qui permettrait de le réconcilier avec le Professeur GUDOWSKI.

Professeur Jean-Marie LOISEAUX, Directeur du programme de gestion des déchets au CNRS de production d’énergie par des options nouvelles à l’IN2P3 – CNRS.

D’abord je voudrais remercier Monsieur le Président de l’Office Parlementaire d’avoir invité le CNRS à donner son point de vue dans ce grand débat de l’énergie et de l’énergie nucléaire en particulier. J’ai intitulé mon exposé Production d’énergie future, gestion des déchets car je pense qu’il s’agit finalement d’un problème très couplé et je parle aussi d’engagement du CNRS.

Je voudrais tout d’abord dire que si le CNRS est souvent perçu comme un organisme de recherche fondamentale, attaché à la progression des connaissances, il a su par lui-même développer de grands équipements de recherche fondamentale pour ses besoins propres, mais aussi dans certains cas, pour lever des verrous technologiques ou même résoudre des problèmes de société. Je crois que le CNRS n’est pas confiné dans un état de recherche papier, mais qu’il a su faire des réalisations importantes.

La première chose que je voudrais dire est que le CNRS est entré dans l’énergie nucléaire par le biais de la loi Bataille qui était liée à la transmutation des déchets nucléaires. A ce sujet, je dirai qu’une recherche programmée en collaboration avec le CEA, EDF et Framatome, a abouti récemment à un document commun entre le CEA et le CNRS. Ce document fait le point sur cette affaire en particulier sur la viabilité et la faisabilité d’un réacteur piloté par accélérateur, son rôle, son importance, etc. Je ne vais pas entrer dans le détail parce que ce n’est pas tout à fait le sujet de la table ronde. Il s’agit de la production d’énergie nucléaire et de ses options nouvelles.

Une caractéristique de l’approche du CNRS – c’est notre manière habituelle de travailler, nous changeons difficilement d’habitudes et c’est une sorte de déontologie typique de la recherche fondamentale –, une caractéristique est donc d’abord d’éclairer scientifiquement les choix qui engagent l’avenir en dehors des contraintes économiques trop prégnantes parfois.

Elle est d’autre part d’éclairer leur complémentarité par une comparaison systématique des options possibles même quand elles ne sont pas forcément à la mode. Nous attachons toujours beaucoup d’importance à la justification des choix.

Enfin je voudrais dire que nous travaillons dans un cadre européen, mais c’est presque une banalité de le dire aujourd’hui.

Le point suivant illustre la manière dont le CNRS est préoccupé par la place de l’énergie nucléaire dans ses options nouvelles, c’est-à-dire à l’échéance 2030-2040, etc.

La première chose que nous nous sommes demandé était de savoir quel était l’avenir du nucléaire au niveau mondial. Nous avons posé une sorte de réflexion de bon sens consistant à dire que si le nucléaire n’était pas une énergie significative à l’échelle 2030-2050, est-ce que cela valait vraiment la peine d’en faire ?

Nous nous rendons compte que si nous posons cette question, nous voyons immédiatement que si, au plan mondial, le nucléaire représente 20 % à l’échelle mondiale de l’énergie en 2050, ce sont des facteurs de multiplication de la production actuelle très importants par rapport à maintenant, c’est presque dix. Si nous regardons l’Europe c’est cinq. Si nous le rapportons à la France, c’est un.

Je dis ceci parce que lorsque nous raisonnons de façon franco-française, nous avons en quelque sorte ce coefficient un de multiplication alors qu’au niveau de l’Europe il n’est pas tout à fait à un, c’est plutôt cinq et qu’au niveau mondial c’est plutôt dix. Bien sûr tout ceci est soumis à de larges incertitudes, mais il faut quand même dire que c’est un peu arithmétique.

La deuxième chose d’importance qui se pose, c’est la minimisation des déchets ultimes et des matières radiotoxiques. Tout le monde est d’accord à ce sujet, je passe rapidement ainsi que sur la sûreté.

Un des points sur lesquels nous nous sommes récemment penchés, c’est la capacité de déploiement. Dire que nous allons multiplier l’énergie nucléaire par un facteur cinq pour être un peu au milieu de la fourchette, n’est pas aussi évident que cela et nous le verrons tout à l’heure. Cela a bien sûr des impacts sur la gestion du plutonium des réacteurs actuels et d’une certaine façon sur la fermeture du cycle par les nouveaux réacteurs. Au fond nous ne voyons pas très bien que l’énergie nucléaire peut valablement être défendue comme étant une énergie nouvelle au niveau que j’ai indiqué, sans que nous n’ayons terminé proprement le cycle actuel.

Encore une fois je parle pour 2030-2040.

En fait si nous regardons bien le problème d’un point de vue scientifique, nous voyons qu’il y a seulement deux options durables qui sont liées aux propriétés neutroniques des éléments naturels : le cycle uranium plutonium et le cycle thorium uranium 233.

Le premier est obligé d’être en neutrons rapides et le deuxième est nettement plus intéressant en spectre thermique.

En fait en ce qui concerne les filières à la disposition pour un développement significatif du nucléaire, il y en a deux basiques, puis existent plusieurs concepts liés à la nature du caloporteur, le type de haute ou de moyenne température visée.

Pour illustrer le propos de la démarche que nous avons faite largement avec les partenaires naturels – le CEA, Framatome et EDF -, je dirai que nous avons essayé de comparer les filières qui sont basées sur les réacteurs à neutrons rapides de la filière uranium plutonium, les réacteurs à neutrons thermiques de la filière thorium uranium qui, pour des raisons un peu techniques, sont des réacteurs à sels fondus car ils nécessitent un traitement du combustible un peu plus fréquent.

Je passe très rapidement sur la comparaison des déchets. Je dirai que ce n’est peut-être pas exactement le problème le plus important pour l’instant surtout que cela dépend des performances de séparation.

Au fond, ces courbes changent d’un facteur dix suivant les performances de séparation, donc je passe rapidement.

Je reviens un peu sur la comparaison des deux filières de base qui existent pour faire de l’énergie nucléaire, il ne s’agit pas de concept de réacteurs, mais des deux filières de base concernant les combustibles.

La première chose est qu’un réacteur à neutrons rapides (RNR) qui marche dans la filière uranium plutonium a un inventaire de matières fissiles, c’est-à-dire de plutonium de 12 à 15 t/GWh. L’inventaire de matières fissiles en neutrons thermiques dans la filière thorium est un facteur dix en moins. Je passe rapidement sur l’américium et le curium parce que ce n’est pas forcément le sujet aujourd’hui.

La surgénération de matières fissiles est une donnée très importante pour savoir si un parc de réacteurs peut se développer. Vous voyez que nous pourrions surgénérer environ 3 à 400 kg de matières fissiles dans le cycle uranium plutonium alors que ce sont seulement 50 kg par réacteur et par an pour un réacteur à neutrons thermiques.

Nous pouvons donc montrer très facilement que si vous prenez un seul parc de réacteurs il est impossible de multiplier d’ici 2 050 la production par un facteur cinq. Ce n’est en quelque sorte qu’en mariant les deux que vous pouvez arriver à ce facteur cinq ou dix.

La philosophie générale est de dire que le réacteur à neutrons rapides optimise l’utilisation du plutonium direct. C’est incontestable et cela ne changera pas avec la mode, c’est lié aux sections efficaces. La deuxième chose est qu’il permet la clôture du cycle actuel REP, certes un peu de façon différée et la production de matières fissiles.

Si nous regardons ce que produit pendant quarante ans un REP comme matières fissiles, nous voyons qu’il produit exactement le plutonium nécessaire pour démarrer un réacteur à neutrons rapides de même puissance.

Nous nous rendons compte très rapidement qu’effectivement si nous voyons une transition du nucléaire actuel vers un nucléaire avec des réacteurs du futur qui est un pour un, cela marche. Mais si c’est pour aller avec un facteur de multiplication important, cela ne marche pas.

Si au contraire, je regarde la filière thorium uranium 233, je vois que la production de matières fissiles pendant quarante ans, permet de démarrer – j’ai une grande fourchette – entre quatre et dix réacteurs au thorium. Il y a une condition importante là-dessous pour les spécialistes. Nous devons transformer la matière fissile plutonium en matière uranium 233, mais je dirai qu’il y a des mécanismes pour le faire.

Au fond le réacteur à sel fondu au thorium permet, lui, un accroissement rapide du parc de par son faible inventaire de matières fissiles.

Cette filière de thorium en réacteur à sel fondu et spectre thermique est un programme que nous avons entrepris il y a plus de quatre ans dans une collaboration très serrée avec le département R&D d’EDF.

Avec de nouveaux outils de simulation, nous avons revisité les concepts parce que ce concept avait déjà été étudié dans les années 1970, il faut le savoir, et avait été en quelque sorte abandonné ; nous allons peut-être voir pourquoi.

Nous avons développé une connaissance renouvelée du concept alors proposé de même que nous avons pu étudier de façon très convaincante des simplifications de l’unité de retraitement. Et pour illustrer ce propos, je vais vous montrer le concept des années 1970.

Le réacteur à sel fondu, le réacteur à cycle thorium et neutrons thermiques exige un retraitement fréquent.

Il s’agit d’un sel liquide – ce sont des fluorures – qui contient le combustible puisqu’il y a le thorium et l’uranium dans ce combustible avec d’autres composants. Ce combustible sert essentiellement de caloporteur. Et il y a une extraction presque « naturelle » des produits de fission gazeux qui peut se faire en ligne.

Cela se fait au niveau de l’échangeur dans des conditions techniques qu’il faut sans doute optimiser.

L’idée de départ était que ce réacteur voulait avoir une surgénération maximale puisqu’il se posait en quelque sorte en concurrent des REP par rapport à l’utilisation de l’uranium enrichi.

Ceci amenait à un concept qui exigeait un retraitement tous les dix jours. Or 50 m3 ou 80 tonnes de combustible à recycler tous les dix jours représentent quand même un challenge assez important.

Nous avons pu montrer que si nous ne demandions pas la surgénération, mais simplement la régénération, le retraitement en ligne fait tous les dix jours, pouvait être fait avec des temps caractéristiques de l’ordre peut-être de trois ans, ce qui est une capacité de retraitement nettement plus confortable.

J’en viens à la conclusion et je voudrais qu’on ne considère pas que c’est une sorte de promotion des réacteurs à sel fondu au thorium, mais une illustration de ce qu’une recherche un peu dégagée des contingences peut apporter en quelques années.

Je crois que la filière thorium devient une option réaliste pour le nucléaire du futur, qui est peut-être à mettre dans la quatrième génération. Et je crois qu’au fond, la souplesse de la filière thorium pour un développement rapide si le besoin s’en faisait sentir, doit être considérée avec intérêt.

Le CNRS a été aujourd’hui un acteur à part entière dans la recherche sur le nucléaire du futur ou sur les déchets nucléaires.

Je crois que les déchets nucléaires, leur incinération et la fermeture en quelque sorte du cycle des REP actuels fait toujours partie des préoccupations du CNRS.

En particulier le CNRS milite beaucoup en faveur d’une solution européenne pour un démonstrateur de réacteur piloté par accélérateurs.

Enfin, plus récemment, le fait que le CNRS se soit intéressé aux options nouvelles pour le nucléaire du futur, lui a permis d’obtenir une certaine expertise dans le domaine des études de scénarios, notamment en regardant de façon très large et ouverte, l’ensemble des solutions possibles.

Je terminerai en disant que le CNRS se voit comme étant un partenaire tout à fait original dans le secteur de la recherche sur le nucléaire et certainement très complémentaire des acteurs traditionnels avec qui nous avons d’ailleurs des contacts très étroits. Je pense que le CNRS et l’université ont un rôle de responsabilité particulière, notamment dans le domaine de l’enseignement.

Puisque nous avons beaucoup parlé aujourd’hui de garder des compétences, il faut que l’énergie nucléaire, la physique associée, reste du domaine des enseignements dans les universités ce qui n’est pas tout à fait acquis d’avance. Par ailleurs, il est de tradition dans le secteur universitaire que les enseignements soient toujours supportés par un programme de recherche plutôt actif, qui ne se réduit pas à des études papiers.

Enfin, en tant qu’acteur public du débat scientifique, je crois que le CNRS a aussi son mot à dire.

M. Alain VALLEE, Directeur de la recherche et du développement, Framatome ANP

La prévision est un art difficile. Nous pouvons le voir tous les soirs à la télévision avec des experts qui viennent parler de ce qui se passera dans les quarante-huit heures et qui sont contredits par les faits.

Au moins avec une demande de parler de la période 2030-2040, je prends peu de risques aujourd’hui.

M. Claude BIRRAUX – Je vous rappelle que Niels BOHR disait que la prévision était difficile surtout quand elle concernait le futur.

M. Alain VALLEE – J’ai intitulé ma présentation Une ébauche de scénario rationnel pour la période 2030-2040. Rationnel est pour clairement indiquer que ce scénario est forcément faux, puisque tous les développements historiques présentent peu de rationalité, de continuité et de logique, il y a de nombreux à-coups et que la situation que je vais vous décrire n’est pas forcément la bonne. C’est néanmoins un moyen de présenter un certain nombre de forces qui, à mon avis, seront déterminantes pour établir ce qui se passera dans le nucléaire dans le futur.

La première assertion est que dans cette période 2030-2040, le marché de l’énergie sera devenu un marché global dont chaque secteur internalisera l’ensemble des coûts.

Dans cette phrase il y a trois points.

Le premier point est que le marché sera mondial et que ce sera un marché comme celui aujourd’hui de l’aéronautique. Il sera sous forme d’une mosaïque diversifiée selon l’état de développement de chaque pays et des ressources accessibles. Le marché sera mondial, mais relativement hétérogène.

Deuxièmement, le marché sera fortement compétitif entre les différentes sources d’énergie, entre les sources d’énergies fossiles - charbon, gaz, nucléaire - et les énergies renouvelables. Il y aura aussi de fortes compétitions à l’intérieur de chaque source puisque, comme j’ai parlé de marché mosaïque, il y aura une certaine diversification des besoins.

Le troisième point dans cette phrase est l’internalisation des coûts. Nous voyons dès maintenant, une montée de l’encadrement des marchés au niveau international et cette tendance va probablement continuer. Nous verrons l’OMC qui organisera et structurera de plus en plus les échanges et les ventes au niveau mondial et dans le domaine du nucléaire, il est clair qu’une évolution vers une approche homogène de sûreté au niveau international est tout à fait nécessaire et devrait apparaître dans le futur.

Il y aura ensuite une prise en compte dans le cadre de ce marché qui commencera à s’encadrer au niveau mondial dans le secteur de l’énergie, des conséquences sur l’environnement et la sûreté.

Actuellement, dans beaucoup de secteurs - le gaz, le pétrole -, il y a un certain nombre de coûts induits qui ne sont pas pris en compte. Les exemples sont le CO2, les effets sur la santé qui ne sont pas impliqués.

Des études ont été menées à Bruxelles sur ces coûts externes. Ces études ont montré que les coûts externes étaient quasiment nuls pour le nucléaire, entre 30 et 50 % pour le gaz et la multiplication par un facteur compris entre deux et trois des prix actuels pour le charbon.

Cette internationalisation va avoir de fortes conséquences.

Le nucléaire qui a déjà internalisé une bonne partie de ces coûts, conservera des coûts de production d’électricité à des niveaux relativement stables alors qu’à l’opposé, les énergies fossiles seront dans une dérive vers le haut. Ceci restaurera une certaine marge de compétitivité au nucléaire et lui accordera des développements de parts de marché relativement significatives au niveau mondial pour la production d’électricité en base.

Cette production d’électricité sera naturellement en remplacement des parcs existants qu’ils soient de nature nucléaire ou thermique. Au niveau mondial, il y a actuellement beaucoup de moyens de production d’électricité au charbon extrêmement polluants et vieillissants.

C’est donc un marché potentiel extrêmement important pour l’énergie nucléaire.

Ensuite, il y aura des pays à forte croissance qui auront besoin d’électricité en base et le nucléaire permettra d’assurer une partie de cette croissance. La Chine en est un exemple important.

Ce marché sera assuré par les réacteurs actuellement de troisième génération qui auront été définis aujourd’hui.

FRAMATOME ANP et AREVA sont prêts à faire face à cette situation avec deux produits : l’EPR et le SWR 1 000.

Il faut penser que ces deux produits ne sont pas figés pour toujours, ce sont des lignes de produits qui progresseront en termes d’économie, de coûts, de sûreté, de propreté et de sobriété, mais de façon relativement continue.

En ce qui concerne les réacteurs à eau, depuis vingt ou trente ans, nous avons eu des progrès dans tous ces domaines de façon progressive qui se traduisent dans la réalité au bout d’un certain nombre d’années avec des bénéfices assez substantiels, mais de façon tout à fait continue.

Les grandes ruptures technologiques arriveront plus tard, mais entre deux, nous voyons une arrivée des réacteurs à haute température qui commenceront à se développer commercialement dans des niches particulières. Il s’agit particulièrement des petits réseaux, de la production combinée eau électricité et de la production d’hydrogène en accompagnement du développement de cette filière hydrogène. C’est bien sûr extrêmement intéressant pour l’industrie nucléaire puisque le transport ouvrirait implicitement un nouveau marché pour cette industrie.

Les grandes ruptures technologiques qui seront développées dans le cadre de Génération IV seront prises en main dans cette période par les industriels. Elles permettront de développer des réacteurs beaucoup plus économes en matières premières et qui réduiront de façon significative le volume et la nocivité des déchets finaux.

Nous verrons dans cette période de première réalisation industrielle le niveau prototype ou démonstrateur.

AREVA sera toujours à ce moment-là numéro 1 mondial du nucléaire et il aura un portefeuille de produits entièrement équilibré avec des réacteurs de quatrième génération, des réacteurs à haute température en forte croissance, et une vache à lait qui sera assurée par les réacteurs de troisième génération type EPR évolué et SWR 1 000.

Tout ceci montre que malgré la longueur de son cycle de développement, le nucléaire et son industrie peuvent être une industrie normale.

Intervention du Dr Klaus PETERSEN, Vice-Président Nuclear Power Plants, RWE Power AG, lue par M. SERVIERE

« La conception technique du HTR basée sur les expériences des prototypes tels l’AVR et le THTR ainsi que diverses installations américaines, a continué d’être développé et est considéré aujourd’hui disponible. Cela vaut aussi pour le combustible.

Cependant, les qualités particulières du HTR vis-à-vis des aspects sûreté, ne sont réellement efficaces que lorsqu’il s’agit de petites unités. De ce fait la flexibilité technique d’un HTR est soumise à des restrictions très importantes.

Il est primordial qu’une entrée de fluide — que ce soit de l’eau, de la vapeur ou de l’air - dans les composants graphitiques du cœur soit exclue.

Par ailleurs, la capacité particulière de produits à des hautes températures jusqu’à 850, 950° n’est d’un point de vue économique que secondaire pour la production d’électricité. En d’autres termes, ce n’est pas l’aspect production électrique qui valorise le HTR.

C’est seulement à partir de la mise en œuvre de hautes températures, plus hautes que celles citées, que l’on peut valoriser des combustibles fossiles ou l’hydrogène ce qui peut absolument jouer un rôle à partir et au-delà de 2030, sans doute en combinaison avec la production d’électricité.

C’est à ce titre que le potentiel économique des HTR pourrait être exploité. Dans ce contexte, il aura une possibilité, une chance de réalisation et il est primordial de conserver le savoir-faire dont nous disposons aujourd’hui dans le domaine de la technologie et du combustible, et de faire vivre cet acquis de connaissance. »

M. Claude BIRRAUX – Je vais ajouter un petit commentaire sur le HTR.

Nous l’associons à la production d’hydrogène, nous n’en sommes pas là, il faut dire les choses clairement.

Il y a peut-être des processus – nous le dirons dans le rapport – susceptibles d’accélérer la maturation, mais, demeurent des problèmes techniques, technologiques parce qu’avec les très hautes températures, il y a des problèmes de matériaux. Pour l’instant, il y a de la recherche à conduire, mais il n’y a pas les résultats.

C’est le premier élément technique.

Deuxième élément technique, produire en même temps avec de la vapeur haute température de l’hydrogène à partir d’iode et de soufre, je veux bien en laboratoire, mais à une échelle industrielle voire semi-industrielle, cela me paraît être un peu plus compliqué que ce qu’on veut bien nous expliquer par les équations.

On peut toujours écrire les équations, mais en ce qui concerne la faisabilité à un stade industriel, c’est quelque chose qui me semble être un peu plus compliqué. L’hydrogène a en outre une propension : quand il est dans des mesures stœchiométriques avec l’oxygène, ça fait BOUM ! Il y aura donc sûrement quelques mesures de sûreté et de précautions à prendre pour que dans l’environnement d’une centrale avec de la production d’hydrogène, cela ne fasse pas BOUM !

M. Georges SERVIERE, Directeur Adjoint de la Division de l’ingénierie nucléaire, EDF.

Étant en fin de session, je vais essayer d’assumer l’aval du processus ou du cycle que nous suivons, et donc de concentrer et de limiter ma présentation à l’horizon dont nous parlons 2030-2040 voire au-delà.

Je vais parler de la manière dont se présentent nos besoins et ces besoins pour un électricien tel qu’EDF.

Et face à cela, quel est le panorama auquel nous sommes confrontés et que pouvons nous en dire vis-à-vis de nos besoins ?

A cet horizon, une partie du parc aura été renouvelée, peu importe comment et par quoi pour mon raisonnement. Dans tous les cas, nous parlerons des besoins d’un électricien avec une capacité importante et donc d’une dizaine de milliers de mégawatt, que ce soit en une ou plusieurs séries, peu importe, cela ne change pas fondamentalement le raisonnement. Et c’est étalé sur des périodes de l’ordre de vingt, trente ans voire plus.

Dans ce contexte général, nous aurons nécessairement un mix de production de différentes sources d’énergie dont le nucléaire. Notre besoin et notre objectif sont de faire en sorte que sur le moyen long terme que nous visons, cette option soit possible.

Cela se traduit par deux contraintes ou deux objectifs principaux pour nous.

Il s’agit d’une part de taille de réacteurs qui sont plutôt dans la gamme élevée. Juste pour mémoire, si nous devions renouveler 30 000 MW avec des réacteurs de 100 MW électriques comme le PBMR, cela ferait trois cents tranches. Vous imaginez les problèmes que cela poserait en matière de sites et de transports sachant que parfois les composants sont aussi gros que pour des grands réacteurs.

Si nous envisageons des conceptions modulaires, par exemple de type personnel d’exploitation, cela pose également des problèmes sur la manière dont nous concevons les salles de commandes. Toute l’approche et l’analyse sûreté autour de ces concepts restent totalement à faire.

Cela ouvre également un deuxième besoin ou une deuxième contrainte, à savoir que nous avons besoin de fiabilité. Quand nous engageons des dizaines de milliers de mégawatt, il faut parier sur quelque chose de tout à fait fiable. Cela veut dire des modèles éprouvés industriellement à tous les sens du terme, aussi bien sous l’aspect construction réalisation, que sous l’aspect agrément, licensing pour utiliser un mauvais mot en français, et en exploitation ultérieurement.

Ce n’est pas seulement une fiabilité vis-à-vis du produit, le réacteur lui-même, mais également une fiabilité industrielle de tout le cycle associé, notamment en matière de combustible, mais aussi pour la partie secondaire. Pour certains types de réacteurs, c’est important parce qu’elle n’existe pas réellement à ce jour.

Quels sont les réacteurs de la quatrième génération à cet horizon ?

Dans le panorama qui s’offre à nous, il y a évidemment toutes les sélections qui ont été rappelées au titre du Forum Génération IV. Elles sont mentionnées ici, mais je ne reviens pas dessus, puisqu’elles ont été abondamment citées.

Il y a le HTR que d’aucuns placent en dehors de la Génération IV, à la frontière entre la troisième, la troisième + voire la quatrième génération. Je crois qu’il ne faut peut-être pas l’éliminer trop vite, il faut qu’il puisse y avoir des successeurs à la troisième génération plus des réacteurs à eau. Et il peut encore émerger d’autres concepts.

Nous pouvons noter que pratiquement tous les concepts de Génération IV visent à répondre à la problématique soulignée tout à l’heure de développement durable et donc d’aller soit vers des spectres rapides, soit dans le cas du sel fondu, vers des cycles du thorium.

Le HTR est le caloporteur gaz, mais le HTR lui-même n’est qu’un moyen au sens production électrique d’aller vers autre chose et vers les concepts de très haute température voire de rapide à gaz.

Pour illustrer ce point, je dirai qu’une des caractéristiques du HTR est d’essayer de faire des avancées en matière de sûreté en éliminant le risque d’accidents graves grâce à la nature du combustible. C’est une caractéristique qui est quand même liée à la faible densité de puissance de ces réacteurs, donc à leur petite taille. Si nous voulons passer au cycle rapide, il faut au contraire avoir des densités de puissance plus importantes et, d’une certaine façon, nous pouvons perdre l’avantage intrinsèque des réacteurs gaz haute température.

Il y a donc encore des challenges importants en matière de sûreté à régler avant de pouvoir considérer ces filières comme industriellement sûres et licenciables d’un point de vue sûreté.

Compte tenu de ce que je disais tout à l’heure, avant de pouvoir envisager un développement, un déploiement industriel massif, il faut a minima ajouter une dizaine d’années pour passer les caps que j’ai indiqués, y compris dans un certain nombre de cas, passer à la taille supérieure en matière de puissance électrique.

C’est bien l’horizon 2030-2040 voire plus loin qu’il faut considérer pour cette génération.

Le fait de dire que c’est cela l’horizon, n’est pas du tout contradictoire avec le fait que d’ici là, il faut passer par des étapes intermédiaires de développement, de construction, de réalisation, de pilote technologique ou de démonstrateurs qui coexisteront donc avec les générations précédentes.

Dans ce cadre-là, le maintien de cette option ouverte à long terme tout en préservant la bonne utilisation de la ressource énergétique – et cela a déjà été dit – au travers de filières soit à spectre rapide soit de type thorium, nécessite de solides programmes de R&D étant donné les verrous technologiques qui restent à lever et le nombre d’étapes qui restent à franchir.

L’exemple que j’ai utilisé sur le HTR nous montre que d’une certaine façon, il n’y a pas de concept qui, pour l’instant, émerge comme présentant des avancées significatives simultanément dans tous les domaines.

Ceci fait que vraisemblablement plusieurs types coexisteront à cet horizon dans un mix de long terme et que pour rendre ces options possibles, c’est ce qui est important de façon à pouvoir faire des choix dans le futur, sans que nous ne puissions préjuger aujourd’hui de ce qu’ils seront à l’horizon dont nous parlons.

M. Christian BATAILLE – Nous avons donc eu au fond la dernière vision sur un avenir que nous n’entrevoyons qu’à peine.

Au cours de cette journée, nous avons vu toute la problématique qui va être celle de notre rapport, l’allongement possible de la durée de vie des centrales nucléaires et dans quelles conditions, les réacteurs de troisième génération, c’est-à-dire de terme rapproché, les réacteurs de quatrième génération, cette fois du moyen ou du long terme à travers tout ce parcours.

Nous sommes allés jusqu’à la deuxième moitié de ce XXIe siècle, c’est-à-dire que nous nous sommes projetés très largement dans le futur. Claude BIRRAUX disait jusqu’à une date où nous ne présiderions plus des réunions Salle Lamartine, mais tout ceci reste à vérifier.

M. Claude BIRRAUX – Si je suis bien Christian BATAILLE, nous avons encore quelques mandats à faire dans cette Assemblée avant d’aller au Sénat. Merci Christian !

Merci à tous ceux qui sont intervenus dans ces différentes tables rondes !

Nous avons maintenant le plaisir d’accueillir Monsieur François ROUSSELY, Président d’EDF qui vient nous présenter ès qualité l’approche d’EDF sur la durée de vie de son parc, sur sa vision du futur de la maison et vraisemblablement des modes de production électrique qui sont étudiés au sein de cette grande maison qu’est EDF.

L’APPROCHE D’EDF POUR LA GESTION DE LA DURÉE DE VIE DE SON PARC ÉLECTRONUCLÉAIRE PAR M. FRANÇOIS ROUSSELY, PRÉSIDENT D’EDF.

M. François ROUSSELY, Président d’EDF – Je ne manquerai pas de vous la rendre dans des horaires compatibles avec les contraintes de temps de chacun, qui sont d’ailleurs sur des périodes bien plus brèves que celles dont nous parlons aujourd’hui !

Merci en tout cas de me donner l’occasion de clore cette audition publique en venant vous exposer la façon dont EDF voit la question de la gestion de la durée de vie de son parc électronucléaire.

C’était rappelé, il y a un instant : je ne le vois pas comme expert du nucléaire, mais comme responsable d’une entreprise dans laquelle la production en nucléaire est bien sûr un levier considérable de sa compétitivité. Ce n’est pas un produit en soi, mais un outil et un outil considérable.

Chacun a bien sûr en tête que pour produire l’électricité, les choix sont vastes et qu’ils se poseront dans les années 2010-2020 à un moment où d’ailleurs dans le reste de l’Europe, le parc de production est plus ancien et où ces questions se seront déjà posées.

Les orientations stratégiques concernant cette filière de production découlent d’ailleurs directement des hypothèses sur la durée de vie de nos centrales.

Si vous me le permettez, je voudrais rappeler l’intérêt que présente pour nous l’option nucléaire, venir à la gestion de la durée de vie de notre parc et terminer par quelques questions d’ordre financier.

L’intérêt de l’option nucléaire

Dès lors que cette audition de l’Office se situe pendant le débat ouvert sur les choix énergétiques, il ne me paraît pas complètement déplacé de vous dire pourquoi, en tant qu’industriel de l’électricité, il me paraît important de conserver le nucléaire pour une part significative de notre production couvrant les besoins en base et en semi base et pourquoi il s’agit d’un choix responsable et ce, à plusieurs titres.

Tout d’abord, il me semble que c’est un choix responsable à l’égard de nos clients puisque l’électricité que nous vendons est la moins chère d’Europe alors que ses coûts intègrent tous les coûts de la filière – il faut toujours le rappeler – y compris le traitement et le stockage des déchets nucléaires ainsi que les provisions pour la déconstruction des centrales en fin de vie.

Nous avons traversé des périodes où l’électricité à base de gaz et cycle combiné gaz, présentait des coûts approchants, voire parfois inférieurs à ceux du nucléaire. La seule considération que nous puissions développer est que ces périodes n’ont jamais duré.

Au contraire, avec nos modes de production, essentiellement nucléaires et hydrauliques, nous mettons nos clients à l’abri des fluctuations des prix tant du cours du pétrole et du gaz que des effets de change avec le dollar et bien entendu parfois les deux se combinent.

Même si vous l’avez bien en tête, je rappellerai que le prix de la matière première uranium acheté sur les marchés internationaux, représente moins de 5 % de nos coûts dans cette filière, les 95 % correspondant à la fois à la préparation du combustible, à l’exploitation, à la maintenance des centrales et surtout à l’amortissement de nos investissements.

C’est dire que toutes ces activités correspondent à des activités en France et que leurs coûts sont à l’abri des fluctuations dont je vous parlais il y a un instant.

J’ajoute d’ailleurs puisque nous voyons de temps en temps des débats sur l’indépendance énergétique liée au nucléaire et à son approvisionnement, que la provenance de cet uranium qui est très diversifiée, met nos clients à l’abri de toute dépendance à l’égard d’un producteur. Et si nous en voulions un signe, nos exportations record en Europe de plus de 93 TWh en 2002, montrent bien que nos clients européens ne s’y trompent pas et qu’en général, aujourd’hui seule la question des interconnexions nous pénalisent.

Je crois que le choix du nucléaire est aussi un choix responsable vis-à-vis des générations futures.

Vous savez à quel point EDF est engagée dans le développement durable. La question des déchets nucléaires peut être considérée comme réglée pour 95 % d’entre eux et celle des 5 % de déchets à vie longue, à haute activité, nous mobilise totalement.

Des solutions techniques existent, il reste bien sûr à les valider avec la rigueur et les exigences propres à l’industrie nucléaire ce que d’ailleurs, la loi de 1991 encadre parfaitement.

C’est donc ici même devant le Parlement que les choix importants seront effectués le moment venu et je ne doute pas que les travaux de l’Office y contribueront largement.

En revanche, nous sommes en face d’une catastrophe annoncée, celle quasi irréversible du moins à l’échelle humaine, de la déstabilisation de l’équilibre climatique et donc de l’écologie de la planète par émission de CO2. Les études du GIEC nous annoncent une hausse des températures moyennes de 2 à 6 °C en un siècle.

Je crois que la conscience en a été prise à Rio en 1992. Des engagements même relativement modestes au regard de ces besoins, ont été signés à Kyoto. Depuis, que s’est-il passé ?

Si nous en croyons les travaux du Conseil Mondial de l’Énergie, la consommation énergétique mondiale, essentiellement à base d’énergies fossiles va augmenter de 50 % entre 1990 et 2020. Et au sein de celle-ci, la consommation électrique mondiale, augmente deux fois plus vite au rythme d’un doublement sur la même période entre 1990 et 2020.

La part des fossiles déjà massive augmente sensiblement en même temps. En 2000 ces énergies contribuaient pour 64 % de l’électricité produite dans le monde contre 17 % pour le nucléaire et moins de 18 % pour l’hydraulique, le reste étant marginal.

Ceci veut dire qu’utiliser l’énergie nucléaire dans les pays techniquement avancés, c’est reculer un peu l’échéance de l’épuisement des hydrocarbures dont l’horizon de réserve connu est de l’ordre du demi-siècle et celui des réserves probables, si nous l’élargissons, est d’environ un siècle au rythme actuel.

Enfin, je crois que nous pouvons dire que le choix du nucléaire est un choix responsable à l’égard de la communauté humaine, que ce soit au niveau national, européen ou mondial. En France l’utilisation des centrales nucléaires économise l’importation de 75 millions de tep par an, l’équivalent de notre consommation actuelle de pétrole.

Nous avons déjà vu que 95 % de la valeur ajoutée dans ce secteur, était produite en France ce qui représentait des dizaines de milliers d’emplois.

Pour l’Europe, je renvoie au Livre Vert de la Commission Européenne. L’Europe des vingt-cinq consomme plus de 1 700 millions de tep d’énergie primaire et n’en produit que 910 au prix d’un effort qui la conduit d’ailleurs à épuiser ses hydrocarbures dix fois plus vite que ne le fait l’Arabie Saoudite.

Enfin, si nous nous situons au niveau du monde, les pays émergents ont besoin d’énergies fossiles bon marché et je crois que moins nous tirons sur ces énergies, plus nous leur en facilitons l’accès.

Il me semble donc que nous voyons combien la filière nucléaire est une filière qui s’inscrit dans l’avenir et je pense d’ailleurs que les tables rondes qui se sont déroulées ici même, l’ont abondamment évoqué et démontré. A l’horizon des années 2030-2040, dont nous parlions il y a un instant, se profilent de nouvelles filières prometteuses, je pense bien sûr à la Génération IV.

Il reste que nous avons à gérer une transition et c’est bien l’enjeu même de la question de la durée de vie des centrales actuelles.

Gestion de la durée de vie des centrales actuelles

A ce titre, il semble que plusieurs questions se posent et j’en identifierai trois principales. Quel est le profil du futur parc de production d’EDF ? Quelle est la durée de vie du parc actuel ? Comment passer en toute sécurité du parc actuel au parc futur ?

Le profil du futur parc de production est bien sûr lié au fait que dans le parc actuel, nous avons une puissance de 60 000 MW électriques et que ce parc du futur qui le remplacera, sera en service pratiquement jusqu’à la fin du XXIe siècle.

A cet horizon de temps et vu les conditions économiques, environnementales ainsi que les enjeux d’approvisionnement énergétique, il me semble raisonnable de remplacer une grande partie du parc nucléaire actuel par du nucléaire.

Sans préjuger de la part toujours croissante des énergies renouvelables dans notre mix énergétique, nous aurons également besoin de ressources thermiques, de cycles combinés gaz et charbon propre. Mais dans quelles proportions ?

Il me semble qu’aujourd’hui personne ne peut prédire ces proportions. Il me semble que l’un des axes raisonnables d’évolution sera justement de garder suffisamment de souplesse face aux aléas sur les prix des combustibles, le coût des investissements et les conditions d’environnement et de marché.

Ceci renvoie à la durée de vie du parc électronucléaire actuel d’EDF.

Une des caractéristiques essentielles de notre parc est que ces cinquante-huit unités nucléaires, ont pour l’essentiel été mises en service sur une période très brève d’une dizaine d’années, pour faire simple, entre 1980 et 1990.

Sur le plan réglementaire, la pratique française est décennale, la prolongation de l’autorisation de fonctionnement de chaque installation est liée au réexamen de sa sûreté tous les dix ans. C’est d’ailleurs à partir de 1997, dans le cadre de leur deuxième visite décennale que les premières tranches du palier 900 ont été autorisées à fonctionner jusqu’à trente ans.

C’est dans le cadre des troisièmes visites décennales, donc après 2005, que sera examiné leur fonctionnement jusqu’à quarante ans.

C’est donc vers 2015 qu’il sera décidé d’aller ou non au-delà.

Ainsi je crois qu’une durée de vie de quarante ans est envisageable et que notre objectif est de rechercher une durée de vie moyenne de notre parc allant au-delà de cet objectif. v Nous devons cependant avoir bien présent en tête que cette question de la durée de vie - je le rappellerai tout à fait en fin d’exposé dans les éléments financiers -, implique pour l’exploitant des niveaux d’investissement conduisant à souhaiter une amélioration de la visibilité que nous devons avoir dans cette période.

Cette amélioration de visibilité doit être une préoccupation que nous devons partager et sur laquelle il me semble que les uns et les autres nous pouvons progresser.

Comment passer en toute sécurité du parc actuel ou parc futur ?

Dans l’hypothèse d’une durée de vie de quarante ans, l’arrêt des centrales actuelles commencerait avant 2 020 ce qui suggère la création de nouvelles capacités de puissance équivalentes. Et si nous ne disposons pas d’une nouvelle filière nucléaire déjà éprouvée, industriellement testée à cette époque, le risque serait grand d’un passage contraint en tout ou partie vers le gaz ou le charbon.

La seule nouvelle filière disponible alors, sera ce que nous appelons la Génération III+ 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 aussi, pour nous, une sécurité puisqu’elle permettra 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.

Se pose la question du rythme du passage de relais.

Il est évident que sur le plan financier comme sur le plan industriel, nous avons tout intérêt à étaler le plus possible la construction du parc futur. L’idéal serait donc d’étaler sur trente ans, entre 2 020 et 2050, la fin de vie des centrales actuelles. S’agissant d’un parc construit pour l’essentiel en une dizaine d’années, cet étalement permettrait également une grande flexibilité et un grand pragmatisme dans la gestion de la durée de vie de chaque centrale. C’est plutôt un point positif puisque nous pourrons sélectionner les unités les plus robustes pour les conduire au-delà de quarante ans, voire de cinquante ans.

Nous pourrons aussi mieux moduler nos arbitrages entre nucléaire et autres moyens thermiques ou entre différentes solutions nucléaires.

Je pense que le renouvellement commencera par le recours à la Génération III+ vers les années 2 020 puis à la Génération IV après 2035, si celle-ci tient bien sûr ses promesses et se révèle opérationnelle.

Il est donc important que nous disposions avant 2015 d’un réacteur de Génération III+ déjà éprouvé afin d’en commencer la construction industrielle pour une mise en service vers 2 020.

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 horizon de 2010. Ceci veut dire que compte tenu d’un temps de construction qui n’est pas inférieur à six ans, il faudrait pouvoir en engager la construction à court terme.

En résumé, les conditions idéales d’évolution du parc d’EDF voudraient un étalement de la durée de vie. C’est favorable à une gestion pragmatique et à la mise en place d’une génération de transition de type EPR faisant le relais avec la Génération IV.

Quelques questions d’ordre financier

Je crois que l’intérêt de cet étalement est aussi un intérêt financier.

Quels sont les éléments à court terme ?

Chacun se souvient ici, je pense, que le programme nucléaire d’EDF a été financé au prix d’un endettement massif de l’entreprise, qui n’était possible que dans le cadre d’un établissement public jouissant d’un monopole et de la garantie de l’État. Toutes situations qui, aujourd’hui, se présentent sous un jour légèrement différent, il suffit d’ouvrir la presse pour s’en rendre compte.

Certains peuvent alors se demander si EDF, devenue entre-temps, à un moment ou à un autre, une société anonyme, trouvera des actionnaires privés pour financer un nouveau programme nucléaire alors que les cycles combinés gaz offrent en sens inverse, des temps de retour beaucoup plus rapides même si ensuite leur exploitation est soumise aux aléas du prix du gaz. Il est vrai qu’une centrale nucléaire demande environ six ans entre la première mise de fonds et les premiers kilowatts/heure livrés au réseau, soit huit à dix ans de temps de retour ce qui, dans la myopie du marché actuel, peut paraître rédhibitoire.

Le nucléaire semble donc partir dans la course sur un marché ouvert avec une forme de handicap. Je crois qu’au contraire, il bénéficie d’un avantage dans la durée puisque le nucléaire a, pour lui, d’offrir au contraire des coûts stables, prévisibles, incomparablement bas pendant plusieurs dizaines d’années.

A ce titre, il constitue un formidable générateur de cash dans la durée et même de rente.

Je vois d’ailleurs que nos collègues allemands ont financé en partie Fessenheim en échanges de capacités de tirage. De même Chooz a été cofinancé par Electrabel.

Vous voyez comme moi, tous les jours dans la presse, nos collègues d’ENEL manifester beaucoup d’intérêt pour des droits de tirage. Parfois ils prennent sur les capacités nucléaires en France. Je note aussi que ce sont des papetiers cotés à Wall Street qui engagent le cinquième réacteur finlandais.

Nous voyons donc que des investisseurs, dans une économie ouverte, dans une économie de marché, s’intéressent au nucléaire. Leur intérêt est de rechercher des revenus sûrs à long terme.

Une des voies envisageables pourrait être d’imaginer des montages financiers qui, en mixant le parc existant et celui en construction, permettraient de dégager pour les investisseurs, des revenus bien avant les dix ans fatidiques de temps de retour.

Alors comment envisager le coût d’investissement accessible ? Il est vrai que l’investissement initial est élevé, mais il n’est pas hors de portée, surtout si on lisse le programme de renouvellement comme prévu.

A raison de 3 000 à 4 000 MW par an, il faudrait mobiliser environ 5 MdE chaque année. Pour donner quelques proportions, je dirai que c’est la moitié du cash-flow opérationnel d’EDF, un peu moins de la moitié de nos investissements totaux.

En conclusion, Monsieur le Président, je voudrais souligner que nous passons à un cas de figure radicalement différent de celui que nous avons connu dans les années 1970.

Au lieu de construire un maximum de tranches dans la durée la plus courte, nous allons au contraire, rechercher à étaler au maximum la période de déclassement et de construction de nouvelles unités, modulant ainsi la gestion de la durée de vie des centrales actuelles.

Nous disposerons ainsi de toute la souplesse voulue pour adapter notre parc aux évolutions techniques et économiques en alliant les énergies renouvelables thermiques classiques et nucléaires, y compris en combinant au besoin plusieurs filières nucléaires, comme nous l’avons vu à l’instant.

Je crois que nos choix iront bien sûr toujours au souci de servir nos clients dans le respect de nos engagements de service public et de développement durable, et en veillant à préserver au mieux les conditions de vie des générations futures. Il me semble que nous avons là, la définition permanente de ce que sont les priorités d’EDF.

M. Claude BIRRAUX – Merci Monsieur le Président ROUSSELY pour cet exposé qui a le mérite de présenter une vision extrêmement claire de l’opérateur historique. Jusqu’à présent, nous n’avions pas eu d’une manière publique et claire, la vision d’EDF pour le futur de ses sources d’approvisionnement énergétiques.

Il ne m’appartient pas de juger sur le fond de ce que vous avez présenté, mais je vous remercie de l’avoir fait devant l’Office Parlementaire, c’est-à-dire devant le Parlement, d’avoir présenté la vision stratégique de votre maison.

Encore une fois, sans m’exprimer sur le fond, je dirai que je me réjouis que le Président ait une vision stratégique et que cette maison ait une vision stratégique à long terme. Ensuite nous pouvons discuter des modalités, mais il y au moins une base de discussion qui est extrêmement claire.

Avant de céder la parole à Christian BATAILLE pour les conclusions de cette journée, je voudrais remercier l’ensemble des participants, les interprètes et la régie.

CONCLUSION PAR M. CHRISTIAN BATAILLE, DÉPUTE DU NORD, RAPPORTEUR

J’ai quelques scrupules à en revenir aux généralités d’ordre parlementaire après l’exposé précis et très remarquable du Président ROUSSELY. Je veux quand même, Mesdames et Messieurs, conclure cette journée de travail.

Je ne vous proposerai pas une synthèse des propos qui ont été échangés tout au long de la journée, Claude BIRRAUX et moi-même, nous réservons cette tâche pour le rapport que nous présenterons à l’Office le 13 mai et le lendemain matin à la presse.

Je voudrais simplement revenir sur deux points, d’une part le rôle du Parlement sur le sujet qui nous a intéressés aujourd’hui, à savoir La durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs, et, d’autre part souligner l’importance décisive de cette question de la durée de vie des centrales et des nouveaux types de réacteurs en apparence – et en apparence seulement - exclusivement technique, mais en réalité aux implications nombreuses et importantes.

Premier point de cette rapide conclusion à nos débats : le Parlement joue et jouera dans les prochains mois un rôle fondamental dans la politique énergétique de notre pays.

Sur la question nucléaire, l’arrivée du Parlement aux responsabilités date de 1990, il y a treize ans déjà, avec deux rapports de l’Office Parlementaire, celui de Claude BIRRAUX sur la sûreté nucléaire, et le mien sur la gestion des déchets nucléaires.

Ce dernier rapport a été très rapidement été suivi par l’adoption à l’unanimité du Parlement de l’époque de la loi du 30 décembre 1991 relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs dont j’avais été le rapporteur à l’Assemblée Nationale.

Pourquoi rappeler ces deux dates ?

Simplement pour signifier qu’à partir du début de la décennie 1990, la France est entrée dans une nouvelle ère de la politique énergétique, une ère où le Parlement - ce n’était pas le cas avant -, assumant de lourdes responsabilités participe non seulement au contrôle de la politique énergétique et a un rôle restreint au niveau de l’élaboration du budget, mais aussi à l’élaboration de la politique énergétique.

A partir de la loi de 1991 qui introduit un processus de décision démocratique pour le choix des méthodes de gestion des déchets, le mouvement est lancé. Les questions énergétiques ne font plus l’objet de débats sans vote comme auparavant et comme c’est encore parfois le cas aujourd’hui, mais le Parlement pèse d’un poids nouveau dans la définition législative de la politique énergétique nationale. Nous l’avons fin 1999, début 2000 lorsque les amendements parlementaires ont permis de finaliser la loi du 10 février 2000 sur le développement et la modernisation du service public de l’électricité.

Cette année encore, en décembre 2002, l’apport du Parlement a été considérable dans la mise au point de la loi relative au marché énergétique et au service public de l’énergie.

De son côté l’Office Parlementaire a continué d’apporter les contributions importantes avec ses rapports sur l’évolution des recherches relatives à la gestion des déchets, le contrôle de la sûreté nucléaire, les coûts de production de l’électricité, les piles à combustibles, les énergies renouvelables.

Précisément la loi du 10 février 2000 déjà évoquée sur le développement et la modernisation du service public de l’électricité, votée par la précédente majorité, nous a fixé un rendez-vous que l’alternance politique n’a pas effacé de nos agendas fort heureusement. Ce rendez-vous est celui de l’examen de la loi d’orientation sur les énergies qui fixera le cadre d’ensemble de notre politique pour plusieurs années.

C’est à la préparation de ce débat pour son volet électronucléaire que Claude BIRRAUX et moi-même avons consacré nos efforts depuis le début de l’année et d’une manière fort intense.

Quelques chiffres vous permettront d’évaluer quantitativement, en volume, le travail de préparation de notre rapport qui se conclut par d’audition publique d’aujourd’hui : 110 heures d’auditions officielles en France ou à l’étranger ; 4 pays que nous avons choisis d’étudier avec de multiples rencontres sur place : en Finlande, en Suède, en Allemagne et aux États-Unis ; 183 personnes auditionnées ; de nombreuses heures, vous l’imaginez, de discussions informelles.

Ces chiffres n’ont d’autre vertu que celles de souligner que le rapport que nous proposerons dans quelques semaines à l’Office sera fondé sur un travail approfondi. Comme l’a dit Claude BIRRAUX, les paramètres des choix seront à disposition de tous et nous n’entendons en fixer aucun.

Enfin si la question des déchets nucléaires est traitée dans notre pays selon un processus démocratique grâce à la loi de 1991, en sera-t-il de même pour notre parc électronucléaire grâce à la loi de 2000 ?

Nous osons l’imaginer et nous osons imaginer que le Parlement aura son mot à dire.

Le deuxième point de mon propos s’adresse à tous nos concitoyens et tout spécialement aux responsables du secteur nucléaire – exploitants, industriels, organismes de recherche, autorités de sûreté.

Je voudrais répéter encore une fois combien la question de la durée de vie des centrales nucléaires et des nouveaux types de réacteurs, est d’une importance déterminante pour un secteur vital pour l’économie de notre pays et ce, quel que soit le point de vue où l’on se place.

Conformément à la saisine de l’Office, je resterai bien entendu dans le cadre imparti à notre réflexion, c’est-à-dire le paradigme nucléaire où la situation de notre pays tire 75 à 80 % - les chiffres varient selon les années – de son électricité de ses centrales nucléaires.

Pour l’exploitant nucléaire national qu’est EDF et pour le service public de l’électricité auquel nous sommes particulièrement attachés en France, quelle que soit notre appartenance politique, la durée de vie des réacteurs actuellement en service, est une question à plusieurs dizaines de milliard d’euros. Les chiffres des émissions télévisées sont archi battus.

L’Office Parlementaire a été le premier en 1999 à mettre cette question sur la place publique. C’est une question qui a un impact financier non seulement sur les comptes d’EDF, mais aussi sur le coût de l’électricité dont nous autres citoyens, 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 trente, quarante et cinquante ans, est en vérité loin d’être indifférent pour la compétitivité de l’économie française tout 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.

Rappellerai-je à cet égard que Claude BIRRAUX et moi-même, étions aux États-Unis dans une période névralgique, du 9 au 14 mars dernier, et que malgré l’affrontement d’alors entre la France et le monde anglo-saxon au Conseil de Sécurité, nous avons été reçus avec une attention et une cordialité extrême, à la hauteur de la réputation française dans ce secteur.

Assurément, la question de la durée de vie des centrales nucléaires, méritait l’examen approfondi que nous lui avons consacré depuis quatre mois et le débat de synthèse qui nous a rassemblés toute cette journée.

Je terminerai cette conclusion en évoquant le sujet des

réacteurs des années futures, nous leur avons consacré deux tables rondes, l’une sur les réacteurs des années 2010, l’autre sur les réacteurs des années 2030-2040.

Le choix d’une technologie de production de l’électricité a toujours été d’une importance critique.

Ce n’est absolument pas une tâche facile, nous l’avons bien vu dans notre pays à la fin des années 1960 où il a fallu opérer une révision de nos choix, abandonner la filière UNGG au profit des réacteurs à eau pressurisée.

Aujourd’hui, nous avons accumulé une expérience de plusieurs milliers d’années réacteurs avec les réacteurs à eau légère. Il nous faut à l’évidence capitaliser sur cette expérience.

La question est de savoir comment et jusqu’à quand.

Mais il nous faut aussi lancer avec hardiesse la recherche sur les pistes de l’avenir à trente, quarante ans, au-delà peut-être, afin de mettre au point les réacteurs qui permettront de transmuter les déchets radioactifs produits par notre parc électronucléaire actuel et qui fourniront de nouvelles solutions compétitives pour la production d’électricité et d’hydrogène, un carburant promis sans doute à un grand avenir avec cependant toutes les réserves que nous devons exprimer scientifiquement aujourd’hui.

En réalité, la mission qui est la nôtre est tout simplement de ne pas nous tromper d’échéances aujourd’hui et de faire toute la recherche nécessaire pour, demain, ne pas nous tromper de technologie.

Mesdames et Messieurs, nos discussions tout au long de la journée, auront sans doute contribué à la formation de notre opinion et à la finalisation de nos recommandations.

Claude BIRRAUX et moi-même, vous remercions chaleureusement pour votre précieux concours.

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