Réacteur pressurisé européen

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Le réacteur pressurisé européen ou EPR (initialement European pressurized reactor, renommé evolutionary power reactor) est un type de réacteur nucléaire de troisième génération (classification internationale), conçu et développé, dans les années 1990, par la société NPI (Nuclear Power International), détenue à parts égales par Framatome SA (50 %) et Siemens KWU (50 %). Il fait partie de la filière des réacteurs à eau pressurisée.

Il a pour objectif d’améliorer la sûreté de fonctionnement et la rentabilité économique des centrales nucléaires par rapport à celles dotées de réacteurs de génération précédente. Il est destiné à des pays disposant de réseaux électriques capables de distribuer une puissance électrique de l'ordre de 1 600 MW. Il est conçu pour utiliser de l'uranium enrichi à 5 % ou du combustible nucléaire MOX.

Trois EPR sont opérationnels : le premier, Taishan 1, est entré en service en 2018 et sa performance l’a classé en 2019 premier réacteur mondial en quantité annuelle d'énergie électrique produite, le second, Taishan 2, est entré en service en 2019, celui d'Olkiluoto en Finlande a divergé pour la première fois en avec douze ans de retard, tandis que sa puissance nominale serait atteinte en .

Trois autres EPR sont en construction : un en France à Flamanville et deux au Royaume-Uni à Hinkley Point. Prévues initialement pour durer quatre ans et demi, les constructions des réacteurs finlandais et français ont commencé respectivement en 2005 et 2007 et leur mise en service a été repoussée à plusieurs reprises, jusqu'en 2021 et 2022. Parallèlement, leurs coûts ont dérivé, passant de 3 à 11 milliards d'euros pour Olkiluoto et de 3,5 à 19 milliards d'euros pour Flamanville.

Quatorze autres réacteurs EPR sont en projet : six à Jaitapur (Inde), deux à Sizewell (Royaume-Uni) et six autres en France.

Dessin d'un réacteur de type EPR.
Futurs réacteurs EPR d’Hinkley Point C 1 et 2.

Genèse du projet

Durant les années 1980, le contre-choc pétrolier et la catastrophe de Tchernobyl entraînent le ralentissement, voire l'abandon, des programmes nucléaires dans la plupart des pays, mettant à mal l'industrie nucléaire. Celle-ci se tourne alors vers l'exportation, un marché où la rude compétition invite à la consolidation de l'industrie européenne. Dans ce contexte, le français Framatome et l'allemand KWU (future filiale de Siemens) se rapprochent début 1986. Le , un accord de coopération entre Framatome et Siemens est signé et une compagnie commune est créée : Nuclear Power International (NPI). Ce rapprochement, soutenu par les États respectifs en y associant l'Autorité de sûreté nucléaire française et le ministère fédéral de l'Environnement allemand, a pour objet de développer et de commercialiser une technologie unique de réacteurs nucléaires à eau sous pression en priorité pour les besoins des deux pays, puis pour l'ensemble des producteurs mondiaux d'électricité concernés par le nucléaire[1].

Dès 1990, EDF et neuf producteurs d'électricité allemands entament le rapprochement de leurs programmes d'avenir, respectivement « REP de l'an 2000 » et Planungsauftrag. Le , ils s'associent à NPI pour lancer le projet European Pressurized Reactor (EPR), un réacteur de troisième génération destiné à renouveler le parc nucléaire des deux pays. Le , les études d’ingénierie de l’EPR sont engagées. EDF, qui achève alors la construction des réacteurs nucléaires du palier N4, intègre au projet franco-allemand son palier suivant à l’étude, baptisée N4+. Les électriciens allemands font de même avec leur réacteur Konvoï B. L’avant-projet détaillé est proposé en octobre 1997 aux autorités de sûreté française et allemande[1],[2].

En 1999, les activités nucléaires de Framatome et de Siemens fusionnent dans une nouvelle société appelée Framatome ANP (ANP pour advanced nuclear power), et le projet EPR continue sous la direction de Dominique Vignon. Framatome (ex-Areva NP) présente l'EPR comme de « génération III+ »[3]. EPR signifie Evolutionary Power Reactor. Il est rebaptisé US-EPR aux États-Unis et CEPR (Chinese EPR) en Chine[4].

Caractéristiques techniques

Caractéristiques principales[5],[6]
Puissance thermique 4 500 MW
Puissance électrique 1 650 MW
Rendement 36 %
Nombre de boucles primaires 4
Nombre d'assemblages
de combustible 		241
Taux de combustion
(du combustible) 		> 60 GWj/tmli[a]
Durée de fonctionnement

minimum à la conception

60 ans

L'EPR est un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP). Par rapport aux REP antérieurs construits en France, l'EPR est un projet plus complexe et plus puissant (1 650 MW contre 1 450 pour les réacteurs N4 et Konvoï). Conçu pour répondre aux normes édictées par les autorités de sûreté allemande et française au cours des années 1990, l'EPR s'appuie techniquement sur les concepts de réacteurs de type N4 français et Konvoï allemands, dont il reprend certaines caractéristiques.

Les évolutions par rapport à la filière précédente, demandées par les autorités de sûreté nucléaire qui l'ont certifiée, ont pour objectifs de limiter les risques d'accidents (notamment de fusion du cœur du réacteur qui contient l'uranium enrichi), de réduire les doses de radiations susceptibles d'affecter le personnel, et de diminuer les émissions radioactives dans le milieu environnant. Le niveau d'exposition du personnel aux radiations est réduit d'un facteur deux, et le niveau d'activité des rejets d'un facteur dix par rapport aux installations les plus récentes en service.

Sur le plan de la compétitivité, Areva NP met en avant l'accroissement de puissance, une meilleure disponibilité, un meilleur rendement thermique et une plus grande durée de fonctionnement par rapport aux réacteurs de génération II[7]. Ainsi l'EPR est étudié pour fournir 22 % d'électricité en plus qu'un réacteur traditionnel à partir de la même quantité de combustible nucléaire et pour réduire de 15 à 30 % le volume de déchets radioactifs générés[8], grâce à une fission plus complète de l'uranium.

Sur le plan technique, la conception de l’EPR se distingue notamment par son enceinte de confinement composée de deux parois de béton de 1,3 m d'épaisseur, la face intérieure de la paroi interne étant totalement recouverte d'une peau métallique (le liner), et par un nouveau dispositif, le récupérateur de corium, destiné à recueillir la partie du cœur fondu (corium) qui est susceptible de traverser la cuve[9] (sans cela, le corium pourrait s'enfoncer dans la terre et contaminer l'environnement, s'il parvenait à traverser la cuve et le radier en béton de l'enceinte de confinement). La fusion du cœur d'un réacteur nucléaire, partielle ou totale, est un accident grave qui s'est déjà produit, notamment à Three Mile Island, Tchernobyl et Fukushima.

Le réacteur EPR possède plusieurs protections actives et passives contre les accidents nucléaires :

  • quatre systèmes de refroidissement d'urgence indépendants, chacun capable de refroidir le réacteur après son arrêt ;
  • une enceinte de confinement faite de deux épaisseurs séparées, totalisant 2,6 m d'épaisseur;
  • un récupérateur de corium (en cas de perforation de la cuve par le cœur en fusion).

Génie civil

Quantités utilisées pour le génie civil principal (bâtiments de l'îlot nucléaire et de l'îlot conventionnel) d'un EPR (données Flamanville) : 400 000 m3 de béton, 50 000 t d’armatures (sept fois le poids de la tour Eiffel)[10].

Pièces forgées

La chaîne de fabrication de cuves d'Areva NP ne permet pas de forger la totalité de la cuve d'un réacteur EPR (notamment la virole qui porte les tubulures). Le groupe a donc développé un partenariat avec l'entreprise japonaise Japan Steel Works (en) (JSW) (concurrent de Creusot Forge) qui garantit à Areva la fourniture de pièces forgées de grande taille[11],[12]. JSW dispose, de fait, d'un quasi-monopole quant à la fabrication des grosses pièces forgées nécessaires à l'industrie nucléaire[13].

Améliorations apportées par les réacteurs EPR

L'EPR ayant été conçu au début des années 1990, ses promoteurs le présentent comme étant « évolutionnaire » et non « révolutionnaire[14] ». Les études conceptuelles faites dans le courant des années 1990 sur la base de demandes exprimées par les électriciens européens, notamment dans les « European Utilities Requirements[15] », et largement financées par eux, se sont appuyées sur le retour d'expérience de conception, de réalisation et d'exploitation des réacteurs les plus récents à l'époque : le modèle N4 en France et le modèle Konvoi allemand. Ces améliorations ont été rendues nécessaires, entre autres, par la promotion de la filière MOX. En effet, l'EPR est le seul type de réacteur, en France, pouvant être chargé à 100 % en MOX, alors qu'en 2017, seuls 24 des 58 réacteurs français étaient habilités (dans une proportion maximum d'un tiers[16]) à recevoir ce type de combustible, qui est par ailleurs 5 à 7 fois plus radiotoxique que les crayons de combustibles classiques du fait de la présence de plutonium, mais permet justement de recycler ce plutonium : après son passage dans le réacteur, la quantité de plutonium qu'il contient est réduite de moitié[17].

Meilleure sûreté

La cuve du réacteur EPR ne présente pas de traversées en fond de cuve.

Plusieurs améliorations de sûreté sont apportées, notamment :

Récupérateur de corium
Un récupérateur de corium en matériau réfractaire peut, dans le cas d'une fusion de cœur ayant conduit au percement de la cuve, maintenir celui-ci dans l'enceinte et le réfrigérer.
Injection de sécurité et réfrigération de secours
Les systèmes d'injection de sécurité et de réfrigération de secours ont été renforcés et l'adoption d'une organisation dite « à 4 fois 100 % » présente un niveau de fiabilité qui est présenté comme plus important que le système précédent tout en facilitant la maintenance en service (une file peut être rendue partiellement indisponible pour raison de maintenance dans le cours du fonctionnement).
Alimentation électrique de sauvegarde
Le nombre et la capacité de certains systèmes de secours du réacteur EPR ont été augmentés par rapport aux REP français, mais réduits par rapport aux réacteurs Konvoi (de génération plus ancienne). Par exemple, certains groupes électrogènes de secours sont moins nombreux ou doivent être activés manuellement[18].
Traversées en fond de cuve
Les traversées de fond de cuve (ouvertures par lesquelles pénètre l'instrumentation) des réacteurs à eau pressurisée Westinghouse et Framatome des générations antérieures, qui constituaient un point faible de la cuve[19], ont été supprimées[20].
Enceinte de confinement
L'enceinte de confinement est de conception double avec une enceinte intérieure en béton précontraint revêtue d'une peau d'étanchéité intérieure en acier, doublée par une enceinte extérieure en béton armé (par différence avec les conceptions antérieures à double enceinte béton sur le N4 et sphérique en acier protégée par une enceinte en béton armé sur le Konvoi).

Les autorités de sûreté allemande et française ont donné leur aval à ce modèle de réacteur ; ce point est important pour l'accès au marché mondial[21].

Meilleures performances

Avec de nouveaux générateurs de vapeur, la pression secondaire atteint quasiment 80 bars, ce qui, d'après les promoteurs de l'EPR, représente la valeur conduisant au maximum de rendement pour un cycle à eau vapeur saturée, soit sensiblement 37 % contre 33 % pour les réacteurs REP antérieurs[22].

La conception générale a été revue de façon à accroître la disponibilité. On peut notamment citer l'augmentation de la redondance de certains équipements, de façon à pouvoir en assurer la maintenance sans avoir à arrêter l'exploitation du réacteur.

Réduction des volumes de déchets et de rejets

L'EPR est étudié pour fournir 22 % de plus d'électricité qu'un réacteur traditionnel à partir de la même quantité de combustible nucléaire et pour réduire d'environ 15 à 30 % le volume de déchets radioactifs générés[8] grâce à une fission plus complète de l'uranium, « sachant que ces progrès associés à l'augmentation des taux d'irradiation concerneront aussi pour une large partie le parc actuel »[23].

Rejets en tritium

Articles détaillés : Tritium dans l'environnement et Tritium.

Selon l'ASN[24], le contrôle du cœur à l'acide borique étant conservé, les rejets en tritium de l’EPR sont équivalents à ceux des centrales actuelles. La mise en exploitation de nouveaux réacteurs contrôlés à l'acide borique dissous (notamment l'EPR) devrait donc conduire, dans les années qui viennent, à une augmentation des rejets de tritium. Les impacts du tritium dans l'environnement sont discutés, réputés peu importants pour l'eau tritiée, mais ils pourraient être réévalués, au moins pour la forme organiquement liée du tritium (dite TOL ou OBT)[réf. nécessaire].

Risques évoqués

Risque d'explosion de vapeur d'eau

Une étude de l'Association internationale des médecins pour la prévention de la guerre nucléaire (IPPNW) estimait, en 2003, que le réacteur EPR pourrait occasionner de puissantes explosions de vapeur qui pourraient rompre l'enceinte de confinement[25] ; l’Institut de protection et de sûreté nucléaire (IPSN) avait d'ailleurs identifié un risque possible dans une première analyse en 2000[26]. En 2005, selon le Commissariat à l'énergie atomique (CEA), le problème était connu et résolu[27]. Le CEA et l'IRSN (issu en 2001 de la fusion de l’IPSN et de l’OPRI) ont confirmé la résolution du problème pour l'EPR en 2008[28].

De plus, une telle explosion de vapeur d'eau provoquée par le contact du corium avec l'eau qui serait présente sous la cuve nécessiterait, au préalable, la fonte du cœur puis la percée de la cuve du réacteur par le corium, ce qui est un des accidents les plus graves possibles pour un réacteur à eau pressurisé[29]. Ce scénario se rapprocherait de celui de Tchernobyl mais le RBMK (réacteur de grande puissance à tubes de force) est difficilement comparable à un REP (le RBMK ayant un coefficient de vide positif, une vitesse d’insertion des barres de contrôle trop lente et une terminaison de ces barres en graphite, un combustible peu enrichi, une absence d'enceinte étanche de confinement). À Fukushima, les REB (réacteur à eau bouillante) privés de toute source d'alimentation électrique et de refroidissement pendant plusieurs jours ont, certes, subi une fonte importante du combustible[30]. Mais un tel événement ne s'est jamais produit sur un réacteur du parc REP actuel (durant l'accident nucléaire de Three Mile Island, il y a bien eu fusion partielle du cœur, mais la cuve est restée intègre).

« Pour l’EPR, les résultats des études de sûreté, réalisées par AREVA et examinées par le régulateur britannique aboutissent à une fréquence de fusion de cœur de 2,7 10–7 par année-réacteur, soit près de 200 fois moins que pour les réacteurs EDF de 900 MW[31]. »

Risque lié à la chute d'un avion (accident ou terrorisme)

Par rapport à une centrale classique, l'enceinte de confinement du réacteur EPR était initialement renforcée pour résister aux dégâts provoqués par la chute d'un avion de chasse. À la suite des événements du , la conception initiale a été vérifiée et adaptée pour tenir compte de l'ensemble des conséquences liées à la chute d'un avion de ligne. Ceci a conduit à un renforcement généralisé de la protection de l'installation vis-a-vis d'un impact direct et de ses conséquences[32].

Les capacités réelles de résistance de l'enceinte en béton sont en partie classées secret défense. Selon les autorités, il s'agit d'éviter que des terroristes éventuels puissent dimensionner leur attaque en fonction de sa résistance.

L'organisation Réseau Sortir du nucléaire conteste les affirmations d'Areva et estime que l'EPR ne résisterait pas à une chute d'avion de ligne : elle a rendu public, en 2003, un document confidentiel défense issu d'EDF relatif à la prise en compte du risque de chute d'avion dans la conception de l'EPR[33]. John Large (en), expert britannique indépendant mandaté par Greenpeace, affirmait en mai 2006 que « l'analyse d'EDF semble être technique et solide » mais affirme que la quantité de carburant embarquée dans un avion commercial pourrait éventuellement provoquer une explosion et qu'il n'est pas impossible que les locaux abritant le combustible pourraient ne pas résister au choc causé par la chute de l'appareil[34],[35].

Pour EDF, « EPR prend en compte la chute d’un avion commercial et comporte des dispositions pour se prémunir contre les effets et conséquences d’une telle chute » (existence de quatre trains de sauvegarde distincts, d’une coque de protection en béton autour de certains bâtiments, la mise en place de sondes sur la centrale devant permettre l’arrêt automatique du réacteur en cas de crash, explosion ou tremblement de terre)[36].

La classification confidentiel défense des informations techniques fait l'objet d'une polémique[37] ; Stéphane Lhomme, à l'époque porte-parole de Réseau Sortir du nucléaire, est placé en garde à vue le par la Direction de la surveillance du territoire (DST), sur réquisition de la section antiterroriste du Parquet de Paris, pour possession d'un document classifié confidentiel défense relatif à la sûreté du réacteur EPR vis-à-vis du risque de chute d'avion, ce qui suscite diverses protestations[38]. Le lendemain, pour protester contre cette garde à vue, diverses organisations (Réseau Sortir du nucléaire, Greenpeace, Les Amis de la Terre, etc.) publient sur leur site Web une copie du document confidentiel défense[39].

Fin 2013, l’autorité de sûreté nucléaire américaine (NRC) valide la « résistance de l’EPR à la chute d’un grand avion gros porteur »[40].

Risque lié au système informatique de sûreté

Le 2 novembre 2009, les autorités de sûreté nucléaire du Royaume-Uni, de la Finlande et de la France ont émis des inquiétudes au sujet du système informatique de sûreté qui ne distinguerait pas les opérations quotidiennes des fonctions capitales[41]. En effet, la partie du logiciel chargée de contrôler le fonctionnement normal et celle agissant en cas de problème seraient trop dépendantes l'une de l'autre même si la robustesse du réseau en lui-même n'est pas remise en cause[42].

Le 9 juillet 2010 l'ASN française a fait savoir à EDF que les éléments transmis n'ont toujours pas été jugés convaincants et a demandé des compléments[43],[44].

Le 12 novembre 2010, à la suite des réponses d'EDF et d'Areva dans le cadre du processus de certification de l'EPR au Royaume-Uni, l'Office for Nuclear Regulation (l'Autorité de sûreté nucléaire du Royaume-Uni) a levé le point bloquant, ouvert en avril 2009, concernant le système informatique de sûreté (contrôle-commande numérique)[45],[46].

Début avril 2012, dans un courrier adressé à EDF, l'ASN française a levé ses réserves sur l’architecture du contrôle-commande de l’EPR Flamanville 3. Les Autorités de sûreté américaine, britannique et finlandaise poursuivent leur analyse technique sur ce sujet[47].

Risque de perte des alimentations électriques

Dans ses études d’accident de perte totale des alimentations électriques extérieures, EDF prend en compte la récupération de ces alimentations électriques extérieures au bout de 24 heures[48], néanmoins, les alimentations électriques de secours de l’EPR auront une autonomie de 72 heures[49].

Afin de pouvoir mieux répondre à ce type d’accident sur ses centrales actuelles en fonctionnement, EDF a annoncé la création d’une « force opérationnelle » nationale d’intervention, la Force d’action rapide du nucléaire (FARN)[50], incluant en particulier la constitution de matériels complémentaires d’apport en électricité mobilisables dans les 24 heures à l’échelle d’un site[51],[52].

Flamanville 3 : risque lié à la tenue de la cuve

En avril 2015, l'Autorité de sûreté nucléaire révèle que la cuve du réacteur EPR de Flamanville, forgée par Areva, présente des anomalies de fabrication[53] pouvant entraîner l'interdiction de leur utilisation, ce qui aurait des conséquences lourdes sur les plans industriel et financier. En effet, les cuves sont déjà installées dans les réacteurs en construction et leur retrait exigerait de détruire en partie les réacteurs. Il faudrait aussi fabriquer de nouvelles cuves. La cuve impactée est celle de l'EPR de Flamanville[53]. Celles des EPR chinois fournies par Mitsubishi et Dongfang Electric Corporation[54] et celle de l'EPR finlandais sous-traitée par Areva au japonais Mitsubishi ne seraient pas concernées[55],[56].

En juin 2017, à la suite de nouvelles études lancées afin de déterminer la gravité exacte des anomalies et de pouvoir trancher sur l'utilisation ou non des cuves[57], l'ASN demande à EDF de changer le couvercle de la cuve de l'EPR de Flamanville avant 2024[58], puis, le , autorise la mise en service du réacteur sous conditions[59].

Flamanville 3 : risque d'inondation

Pour l'EPR de Flamanville, le scénario le plus négatif envisagé[b] conduit à une vague à 8 m au-dessus du niveau moyen de la mer actuel, ce qui laisse une marge théorique de 4,60 m[c], le réacteur étant construit à une hauteur de 12,60 m. Selon Jacques Foos, scientifique membre de la CLI (commission locale d'information) de Flamanville, qui cite EDF, les moteurs Diesel qui serviraient à l'alimentation des pompes de refroidissement du réacteur en cas de perte du réseau électrique auraient été noyés s'il y avait eu la même vague que lors des accidents nucléaires de Fukushima[60]. Cependant, le risque d’une telle catastrophe naturelle est quasiment nul dans la Manche : il n'y a pas jonction entre plaques océaniques ou continentale sous cette mer, et la faible profondeur n'entraîne pas de risque de glissement de terrain sous-marin. La survenue d’un tsunami de 17 m sur la côte normande est donc improbable[61].

Coûts

Les chantiers de Finlande et de Flamanville ont commencé respectivement en 2005 et 2007. EDF misait sur une durée de construction de 54 mois, soit 4,5 ans[62]. Parallèlement à l'allongement des délais, leurs coûts sont passés de 3 à 11 milliards € pour la Finlande[63] et de 3,5 à 19 milliards € pour Flamanville[64].

Selon une étude présentée en mars 2018 par la Société française d'énergie nucléaire (SFEN)[65], les coûts de construction (hors frais financiers pendant la construction) des premiers réacteurs EPR ont évolué de 2 025 US$/kWe, au départ, à plus de 5 215 US$/kWe, début 2018, pour celui d'Olkiluoto ; de 2 063 US$/kWe à 6 563 US$/kWe pour celui de Flamanville, et de 1 960 US$/kWe à 3 150 US$/kWe pour les deux réacteurs de Taishan en Chine. Les résultats de cette étude sont à revoir à la hausse pour ce qui concerne Flamanville, dont le coût de construction a été réévalué, en juillet 2018, de 400 millions €[66].

En comparaison, les modèles concurrents ont également subi une révision à la hausse des coûts de construction, mais dans une ampleur bien plus faible : de 5 565 US$/kWe à 6 802 US$/kWe pour les deux réacteurs APR1000 de Vogtle, aux États-Unis, de 2 650 US$/kWe à 2 807 US$/kWe pour ceux de Sanmen en Chine, de 2 673 US$/kWe à 3 041 US$/kWe pour les deux réacteurs VVER1200 de Leningrad 2, et de 2 800 US$/kWe à 3 500 US$/kWe pour les quatre réacteurs Hualong en construction en Chine. Le principal facteur expliquant ces dérives serait la perte de qualification de la main-d’œuvre dans les pays européens et aux États-Unis, causée par l'absence de nouveau chantier pendant deux décennies, alors que dans les pays où d'importants programmes de construction étaient en cours (Chine, Russie), la dérive de coût a été bien moindre[65].

En juillet 2020, la Cour des comptes identifie une « liste des raisons du dérapage », notamment :

  • l'EPR est un projet franco-allemand lancé en 1989, « la conception du réacteur demeure marquée par cette sorte de double paternité qui a constitué une source importante de complexité ». De plus, « l'Allemagne se retire de ce projet en 1998, après l'entrée des Verts dans le gouvernement outre-Rhin » ;
  • le projet a souffert de la rivalité entre EDF et Areva. « Cette compétition entre les deux entreprises n'a pas été arbitrée par les pouvoirs publics et a conduit, dans une sorte de surenchère, au lancement précipité des chantiers de construction des deux premiers EPR », en Finlande, à Olkiluoto, et en France, à Flamanville, avec une « sous-estimation de la complexité de la construction » ;
  • chez EDF, « une équipe dédiée pour piloter le projet n’a été mise en place qu’à partir de 2015. » « Ce défaut de pilotage résulte en premier lieu de la confusion entre la maîtrise d'ouvrage et la maîtrise d'œuvre » ;
  • « le suivi du chantier et de sa rentabilité prévisionnelle n'a pas été suffisant de la part des autorités de tutelle. »

La Cour des comptes estime que « La construction de l’EPR de Flamanville est un échec opérationnel aux causes multiples [...] qui constitue une dérive considérable, même pour un réacteur « tête de série » [...] Malgré un choix technologique désormais éprouvé en Chine et l’amélioration apportée au pilotage de ces grands chantiers, les gains financiers et techniques attendus du projet EPR 2 doivent être confirmés ».

Réacteurs EPR en activité

Chine : Taishan 1 et 2

Article détaillé : Programme nucléaire de la Chine.

Le , Areva et l'électricien chinois CGNPC annoncent la signature d'un contrat portant sur la construction de deux centrales nucléaires EPR sur le site de Taishan dans la province du Guangdong[67], associé à un contrat de fourniture de combustible de services et un transfert de technologie[68]. Le montant du contrat s'élève à huit milliards d'euros. La signature de ce contrat fait suite à un appel d'offres, en 2006, de la Chine pour la construction de six réacteurs nucléaires de troisième génération ; Westinghouse remporte le contrat pour la construction de quatre AP1000, au prix d'un important transfert de technologie. AREVA, après plus de trois ans de discussions, remporte la construction de deux réacteurs. La maîtrise d'ouvrage est assurée par la coentreprise TNPJVC, créée entre l'électricien chinois CGNPC (70 %) et EDF (30 %), en vue de la construction et de l'exploitation de ces deux EPR[69],[70],[71]. L'exploitation commerciale est initialement prévue en 2013[72].

En octobre 2009, le premier béton (partie nucléaire) de la tranche 1 est coulé, celui de la tranche 2 en avril 2010[73]. En janvier 2015, la fin de construction est annoncée pour fin 2015[74] et la mise en service commerciale pour 2016[75]. Selon un article du Monde publié en juillet 2015, « Des « observateurs » estiment que l’EPR n'aurait pas d'avenir en Chine, car les ingénieurs chinois sont désormais capables de construire eux-mêmes des centrales nucléaires »[76].

Le , Taishan 1 est couplé au réseau et devient le premier réacteur EPR à produire de l'électricité[77],[78] et sa mise en service commercial est prononcée le , après réalisation des tests de mise en service en puissance[79]. L'autorisation de chargement du combustible dans l’unité 1 avait été donnée en avril 2018 par le ministère chinois de l'Écologie et de l'Environnement[80]. Puis la divergence du réacteur avait eu lieu le , avec un retard de quatre ans sur le planning initial, après avoir été mis en chantier quatre ans après l'EPR finlandais et deux ans après l'EPR français[81],[82]. En 2010, Le Figaro, avançait trois explications : les enseignements des deux chantiers précédents (Olkiluoto et Flamanville) ont permis d'éviter certaines erreurs, le génie civil chinois s'est montré particulièrement efficace et l'autorité de sûreté chinoise, la NNSA, « parvient sans doute à faire la part des choses, en séparant les dispositions de sûreté pertinentes de celles ajoutées par les Verts allemands pour rendre l'EPR inconstructible »[83].

Le , Taishan 2 est couplé au réseau[84] et devient le deuxième réacteur nucléaire EPR en service. Il avait eu sa première réaction en chaîne le [85]. Sa mise en service commercial a été déclarée le 7 septembre 2019[86].

Sur l'année 2019, Taishan 1 a fourni 12 TWh d'électricité au réseau électrique chinois, devenant ainsi quelques mois après son couplage au réseau, le premier réacteur mondial du point de vue de la production électrique[87],[88]. Ensemble, les deux EPR de Taishan fournissent au réseau électrique chinois jusqu'à 24 TWh d'électricité par an, soit l'équivalent de la consommation annuelle de cinq millions de Chinois. Le site est, par ailleurs, prévu pour accueillir deux autres réacteurs[89]. Cependant un incident survenu en juin 2021 à la centrale de Taishan 1 a provoqué la mise à l'arrêt du réacteur. Un défaut d'usure prématuré de certaines barres de combustibles s'expliquerait par un défaut de conception de la cuve du réacteur[90]. La circulation de l'eau sous haute pression ne s'y passe pas comme dans les réacteurs classiques et entraîne des vibrations qui usent précocement les assemblages de combustible. Pour corriger ce défaut, le constructeur avait installé un déflecteur qui s'avère insuffisant. En janvier 2022, dans l'attente d'un rapport d'expertise de cet incident par EDF à l'ASN[91], le démarrage de la centrale de Flamanville a été reporté[92].

Réacteurs EPR en construction

France : Flamanville 3

Le projet de Flamanville 3, en 2010.
Articles détaillés : Industrie nucléaire en France et Centrale nucléaire de Flamanville.

FA3, un « démonstrateur tête de série » d'EPR, est en construction à Flamanville (la maîtrise d'ouvrage est assurée par Électricité de France)[93]. La coulée du premier béton a eu lieu en [94].

Alors que la mise en service était initialement prévue en 2012, EDF annonce en juillet 2011 un report de la mise en service à 2016 et un coût passant de 3,3 à 6 milliards d'euros[95],[96]. Le , EDF annonce que le coût du projet s'élèverait maintenant à 8,5 milliards d'euros (la mise en service étant toujours prévue pour 2016)[97]. Le , EDF annonce un nouveau report de la mise en service à 2017 : la durée de construction prévue atteint désormais dix ans[98].

Le , l'ASN relève des « anomalies de fabrication » sur le fond et le couvercle de la cuve de l'EPR déjà installée sur le site : la composition de l'acier comporte trop de carbone, ce qui fragilise la cuve[99]. Aussi, le , EDF annonce un nouveau report de la mise en service au quatrième trimestre 2018. Le coût de construction prévu atteint désormais 10,5 milliards d'euros[100]. En mai 2016, le journal Les Échos révèle que des pièces défaillantes dans les centrales nucléaires sont sorties de l'usine du Creusot, grâce à des dossiers falsifiés[101]. En juin 2017, l'ASN demande à EDF de changer le couvercle de la cuve avant 2024[58], puis autorise le 11 octobre suivant la mise en service du réacteur[102].

En juillet 2018, un nouveau retard d'un an est annoncé à la suite des « écarts de qualité » constatés sur 33 soudures, et le coût de construction prévisionnel est relevé de 400 millions à 10,9 milliards €. Le chargement du combustible est désormais prévu au quatrième trimestre 2019, le raccordement au réseau électrique au premier trimestre 2020 ; le fonctionnement à pleine puissance ne sera pas effectif avant le deuxième semestre 2020[103],[104].

En avril 2019, l’IRSN et un groupe d’experts de l’ASN émettent un avis défavorable sur la justification initialement présentée par EDF du maintien en l’état moyennant une surveillance renforcée, de huit soudures sur les 33 incriminées. Ces huit soudures sont situées au niveau des traversées de l’enceinte de confinement, ce qui rendra nécessaire son percement[réf. nécessaire] ; leur réparation (tâche particulièrement complexe) entraînera un surcoût important, ainsi qu'un nouveau report de la date prévue pour chacune des étapes de la mise en service de la centrale[105],[106].

En juin 2019, l’ASN ordonne la réparation des huit soudures situées au milieu de la double enceinte de béton qui protège le bâtiment réacteur, donc très difficiles à atteindre ; selon l'ASN, la rupture de ces soudures « ne peut plus être considérée comme hautement improbable » ; cette décision repousse le démarrage de la centrale à la fin de l'année 2022 au plus tôt[107]. Le président de l'ASN, Bernard Doroszczuk, a écarté l'idée d'une réglementation française qui serait trop tatillonne : le niveau d'exigence est « comparable » à celui « retenu et atteint » pour les autres réacteurs EPR de Taishan (Chine) et Olkiluoto (Finlande). « Nous ne sommes donc pas face à une exigence française qui serait d'un niveau supérieur au niveau d'exigence fixé, pour ces soudures, sur les EPR construits à l'étranger »[108],[109]. Bernard Doroszczuk précise que cette décision « ne remet à aucun moment en cause la conception de l’EPR ni les avancées indiscutables pour la sûreté que présente ce réacteur »[110]. En juillet 2019, EDF annonce que la mise en service du réacteur ne peut être envisagée avant fin 2022[111]. En janvier 2022, EDF annonce que la mise en service du réacteur ne peut pas être envisagée avant le second trimestre 2023[112].

Finlande : Olkiluoto 3

Articles détaillés : Centrale nucléaire d'Olkiluoto et Liste des centrales nucléaires en Finlande.
Projet d'EPR à Olkiluoto en Finlande (photomontage).

Un EPR a été construit à Olkiluoto 3, dont le maitre d'ouvrage est la société TVO. Il devrait être opérationnel en 2022[113].

En 2010, le principe de la construction de deux nouveaux réacteurs nucléaires (type de réacteur non encore choisi), l'un sur le site de Loviisa, l'autre à Pyhäjoki, est décidé par le Parlement finlandais[114],[115]. Puis l'EPR est exclu de l'appel d'offres du second site de Pyhäjoki[116].

La coulée du premier béton a eu lieu en juillet 2005[117]. La mise en service, initialement prévue en 2009, est régulièrement repoussée en raison, de problèmes techniques[118] (voir notamment plus haut les problèmes relatifs au système informatique de sûreté / contrôle commande) et du contentieux ouvert depuis 2008 entre Areva et le maître d'ouvrage finlandais TVO ; celui-ci réclame 1,8 milliard d'euros de dédommagement et Areva-Siemens 1,9 milliard d'euros, chacun s'accusant, de plus, d'être réciproquement responsable des retards[119],[120].

De cinq ans de retard[121] et un surcoût de 3,6 milliards d'euros annoncés en 2011 (coût global estimé à 6,6 milliards d'euros)[122], on est passé, en février 2013, à sept ans de retard[123] et 5 milliards d'euros de surcoût annoncés[124],[123].

En mai 2014, un rapport de la Cour des comptes cité par le journal Les Échos indique que la date de 2014 ne sera pas possible à tenir au vu du retard des travaux. Il est également fait état d'un problème de dysfonctionnement de la gouvernance d'Areva qui a laissé, seul, le directoire décider de la mise en œuvre de ce chantier[125]. La Cour des comptes, quant à elle, se plaint d'une annonce prématurée par les Échos d'un rapport non terminé[126]. En septembre 2014, Areva annonce que le réacteur ne devrait entrer en service qu'en 2018, avec neuf ans de retard ; la construction serait terminée à la mi-2016, mais les essais dureraient jusqu'à 2018 ; les pertes provisionnées par Areva s'élèvent à 3,9 milliards d'euros, soit plus que le prix du réacteur, vendu 3 milliards d'euros en 2003[127].

Areva et son client finlandais TVO signent, en mars 2018, un compromis pour régler leur contentieux croisé à plusieurs milliards d'euros. Pour solder le débat sur la responsabilité des dix années de retard dans la construction de l'EPR d'Olkiluoto, Areva SA, l'ancienne holding du groupe devenue sa structure de défaisance, va verser 450 millions d'euros à TVO ; cet accord met fin à toutes les procédures contentieuses[128].

En juin 2018, la mise en service industriel est reportée à septembre 2019 en raison de retards dans la phase d’essais à chaud et de nécessaires modifications concernant le contrôle commande et les systèmes électriques[129].

L'exploitation du réacteur est autorisée le par l'Autorité de sûreté finlandaise[130][réf. incomplète].

Fin 2019, TVO annonce une mise en service pour mars 2021 et un chargement en combustible prévu en juin 2020[131].

Le 28 août 2020, TVO annonce un chargement du combustible en mars 2021, une connexion au réseau en octobre 2021 et un démarrage de la production commerciale en février 2022[132].

Mars 2021 : le combustible nucléaire est chargé[113].

Fin août 2021, TVO annonce un nouveau retard : « Le démarrage du réacteur OL3 est désormais attendu en janvier 2022, suivi par une première production d'électricité en février et enfin une production régulière en juin »[133].

Le 16 décembre 2021, actant de la correction des points critiques, la STUK autorise enfin TVO à commencer la réaction nucléaire d'OL3[134] qui a lieu pour la première fois le [135],[136]. Sa puissance nominale devrait être atteinte en [137]

Royaume-Uni : Hinkley Point C

Articles détaillés : Programme nucléaire du Royaume-Uni et Énergie au Royaume-Uni : électricité nucléaire.

Le Royaume-Uni a établi dans les années 2000 un programme de construction de nouvelles centrales nucléaires, ayant notamment pour objectif de rendre son mix électrique plus économique, fiable et propre et de réduire considérablement ses émissions de CO2[138].

Mi-2007, EDF et Areva annoncent envisager la construction d'un ou plusieurs EPR au Royaume-Uni[139],[140]. Ils ont pour cela engagé le processus de certification auprès des régulateurs britanniques[141] en vue d'une mise en service fin 2017[142]. Le site nucléaire d'Hinkley Point est choisi par EDF pour la construction de son premier EPR dans le pays[143].

À la fin de 2011, EDF reporte sa décision sur la poursuite de son investissement dans ce projet[144],[145] tout en poursuivant le processus de certification et d'autorisation auprès des autorités britanniques, ainsi que les négociations avec le gouvernement britannique sur le prix du kilowatt-heure.

Le , l’Office for Nuclear Regulation (l'autorité de sûreté britannique) délivre l'autorisation de site nucléaire (Nuclear Site Licence) pour la construction de la centrale Hinkley Point C (la première autorisation depuis 25 ans)[146].

Le , les régulateurs britanniques (Office for Nuclear Regulation et Environment Agency) certifient la conception de l'EPR UK : « La conception de l'EPR est acceptée pour la construction de centrales nucléaires au Royaume-Uni après son analyse approfondie. Ce type de réacteur conçu par EDF Energy et Areva respecte les préconisations des régulateurs britanniques en ce qui concerne les aspects sûreté, sécurité et environnement »[147].

Le , avec l’obtention du permis de construire l’EPR en Grande-Bretagne, tous les obstacles administratifs britanniques sont levés[148] ;

En , EDF annonce qu'elle fait appel à Areva et à deux partenaires chinois (CGN et CNNC) pour la mise en œuvre de ce projet[149],[150].

Le est officialisé l'accord commercial entre EDF et le gouvernement britannique sur le prix de vente du kWh nucléaire produit par le futur EPR. « Cette annonce marque le début du nouveau programme nucléaire britannique. Londres mise en effet sur les énergies non ou faiblement carbonées »[151].

Le 8 octobre 2014, la Commission européenne valide cet accord, le montant des coûts de construction de la centrale d'Hinkley Point C (deux réacteurs EPR) est estimé à 31,2 milliards d'euros et la mise en service du premier réacteur est annoncée pour 2023[152].

En , les travaux préparatoires sont stoppés, dans l'attente de la décision d'investissement d'EDF[153].

En , l'Autriche et le Luxembourg dénoncent le soutien apporté à ce projet par le gouvernement Cameron devant la Cour de justice de l'Union européenne[154].

Le , la Cour de justice de l'Union européenne (CJUE) valide le dispositif de soutien du Royaume-Uni pour la construction des EPR d'Hinkley Point, estimant qu'il ne constitue pas une aide d'État incompatible avec le marché intérieur et déboutant l'Autriche et le Luxembourg. En juillet 2018, le Tribunal de l'Union européenne avait déjà débouté les plaignants[155],[156].

En , dix collectivités locales et fournisseurs d'électricité allemands et autrichiens portent plainte auprès de la Cour européenne de justice contre le projet de centrale nucléaire d’Hinkley Point[76].

En , le directeur financier d’EDF démissionne sur fond de désaccord autour du projet d’Hinkley Point[157].

Début des travaux en 2016[158] ; le premier béton du réacteur nucléaire est prévu en 2019[159].

En , EDF annonce un surcoût de 1,5 milliard de livres ; la livraison est prévue pour fin 2025 au plus tôt[160].

En mars 2018, le chantier mobilise déjà 3 000 personnes et réunira plus de 5 000 personnes en période de pointe ; plus de quatre millions de tonnes de terre ont été excavées ; le creusement de galeries en béton précontraint de 10 à 12 mètres de profondeur est déjà largement avancé[161].

Le , les fondations du bâtiment réacteur sont coulées, marquant le début officiel de la construction de la 1re tranche[162],[163].

Le , la construction du deuxième réacteur débute officiellement[164]. EDF et son partenaire chinois CGN annoncent le l'achèvement du radier (dalle de béton) sur lequel reposera le réacteur no 2 ; le calendrier fixé plus de quatre ans auparavant est respecté[165].

Réacteurs EPR en projet

France

Penly 3 et 4

Le , le président de la République, Nicolas Sarkozy, annonce la construction d'un EPR à Penly (Seine-Maritime) (EDF : 50 %, GDF Suez : 25 %, Total, E.on et Enel : 25 %), mais mi-2009, Jean-Louis Borloo, ministre de l’Écologie et de l’Énergie, déclare qu'un troisième EPR n'est pas d'actualité[166]. À la fin de septembre 2010, GDF Suez se retire du projet[167].

En , selon Christophe de Margerie, alors PDG de Total, la réflexion sur le projet aurait apparemment été stoppée[168]. Le , EDF annonce que la mise en service ne se fera plus en 2017 mais en 2020[169].

Le , EDF demande un nouveau report à 2012 de l'enquête publique, qui a déjà été repoussée à , tout en précisant que le projet n'est pas suspendu[170]. En , le ministre de l'écologie Delphine Batho annonce qu'« on ne construit pas l'EPR à Penly »[171]

Le projet est relancé en 2019 ; EDF cherche un site pour la construction d'une paire de réacteurs EPR et Penly est à nouveau le favori[172], cette fois pour deux réacteurs. La décision de l'État interviendrait mi-2021[173].

Après l’annonce de la reprise de la construction de réacteurs nucléaires par Emmanuel Macron le 9 novembre 2021, EDF précise avoir choisi Penly 3 et 4 pour entamer le programme EPR 2[174].

Six à quatorze autres réacteurs EPR 2

EDF présente au gouvernement début 2021 un programme de construction de trois paires de réacteurs EPR optimisés (« EPR 2 »), dont elle estime le coût de construction à 46 milliards d'euros. La Cour des comptes publie en juillet 2020 un rapport où elle émet des doutes sur la capacité de la filière nucléaire à construire de nouveaux réacteurs dans les délais et à un coût acceptable ; elle souligne qu'« aucun nouveau projet ne saurait être lancé sans une forme de garantie publique, quel que soit le dispositif retenu. De nouveaux modes de financement des réacteurs devront être mis en place » et que « la charge ainsi transférée au consommateur ou au contribuable ne trouverait sa justification que si l'électricité produite par les nouveaux réacteurs […] s'avérait suffisamment compétitive vis-à-vis des autres modes de production d'électricité, renouvelables en particulier, ou si d'autres considérations justifiaient le maintien du nucléaire dans le mix électrique »[175].

Bernard Fontana, président du directoire de Framatome, annonce en juillet 2020, dans le cadre de son programme « Juliette », destiné à assurer « la continuité de la charge opérationnelle » dans ses usines, son intention de lancer la production de certains composants des EPR de nouvelle génération dès mi-2021, soit un an et demi avant la date butoir fixée par l'exécutif pour s'engager ou non dans la commande de nouveaux réacteurs. Il estime qu'« avec cette organisation nous pouvons réduire nos coûts de production de 25 % »[176].

Concernant l’emplacement des six nouveaux EPR 2, les sites de Penly et de Gravelines sont pressentis ainsi qu’un site situé en région Auvergne-Rhône-Alpes (Bugey ou Tricastin)[177],[172].

En octobre 2021, la ministre de l'Industrie Agnès Pannier-Runacher décalre que la décision de construire six EPR pourrait être prise avant l'achèvement des travaux de l'EPR de Flamanville[178].

La relance du programme nucléaire français est actée par le Président de la République lors de son allocution télévisée du 9 novembre 2021, avec la construction de nouveaux réacteurs[179],[180].

Le 10 février 2022, le Président de la République française, Emmanuel Macron, annonce la construction d'ici 2050 de six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2 avec une mise en service du premier en 2035. Une étude sera également lancée pour huit réacteurs supplémentaires[181]. Même avec 14 réacteurs EPR supplémentaires et la prolongation de la durée d'exploitation des réacteurs existants au-delà de 50 ans, la part du nucléaire dans le mix électrique français baissera de 70 % en 2021 à 40 % à l'horizon 2050[182].

Royaume-Uni : Sizewell C

Article détaillé : Centrale nucléaire de Sizewell C.

En mai 2020, EDF a déposé une demande d’approbation du projet de Sizewell C. Le processus devrait prendre au moins 18 mois avant que le gouvernement ne prenne la décision finale. La nouvelle centrale sera une quasi réplique d'Hinkley Point C afin de profiter du retour d’expérience, réduisant coûts et risques pour le projet. Elle créera 25 000 opportunités d'emploi[183] ; 70 % des investissements seront dépensés au Royaume-Uni.

Inde

Article détaillé : Jaitapur.

L'Inde a un projet, amorcé dès 2009 par Areva et le groupe de nucléaire public indien NPCIL, de construire deux à six réacteurs EPR à Jaitapur, sur la côte ouest du pays (mer d'Arabie), environ à mi-distance de Mumbai et Goa[184].

En 2016, EDF reprend le dossier et soumet une proposition révisée sur la base de six EPR. Les Indiens font un geste fondamental en acceptant ce nouveau projet ; les coûts seront répartis sur six tranches afin de permettre des économies d'échelle[185].

En mars 2018, lors de la visite en Inde du président Macron, EDF et NPCIL signent un accord sur le projet de centrale de Jaitapur, qui définit le schéma industriel du projet, les rôles des partenaires et le calendrier des prochaines étapes. À la suite de cet accord, EDF remet, en décembre 2018, une offre commerciale pour la construction des six réacteurs, pour une puissance totale de 10 GW[185].

L'accord définitif, espéré pour la fin 2018, n'est toujours pas signé en . En cas de signature courant 2019, le chantier pourrait débuter en 2023[186].

Le 23 avril 2021, EDF annonce avoir remis au groupe nucléaire public indien NPCIL une « offre technico-commerciale engageante »[187]. NPCIL aurait estimé l'investissement nécessaire pour construire la centrale à plus de 30 milliards €. L'offre d'EDF ne comprend ni le financement, ni même la construction des six réacteurs, mais seulement les études d'ingénierie et la fabrication des équipements les plus critiques comme les cuves des réacteurs ou les générateurs de vapeur. EDF espère qu'un accord-cadre engageant pourra être signé au premier semestre 2022[188]. Des points essentiels restent néanmoins à clarifier avec les autorités indiennes : le partage des responsabilités entre EDF et NPCIL, la responsabilité civile d'EDF en cas d'accident, la mise en œuvre d'une norme de haute qualité pour les soudures. EDF devra aussi parvenir à rassurer les opposants sur la sismicité du site qu'il estime « modérée »[189].

Projets abandonnés

États-Unis

Article détaillé : Liste des réacteurs nucléaires aux États-Unis.
  • Septembre 2005, l'électricien Constellation Energy et Areva s'associent au sein du « consortium UniStar Nuclear » pour promouvoir l'EPR[190]. Le nom du réacteur a été changé en US-EPR.
  • Août 2007[191], création de « UniStar Nuclear Energy[192] » (consortium EDF/Constellation Energy) qui détient, via sa holding, 50 % du consortium « UniStar Nuclear », Areva détenant toujours les autres 50 %[193].
  • Le 11 décembre 2007, Areva NP, Inc. dépose la demande de validation de la conception (Design Certification Application) de l'EPR auprès des autorités américaines (la Commission de régulation nucléaire (NRC, « Nuclear Regulatory Commission »)[194],[195].
  • À la fin de 2010, à la suite du retrait de Constellation Energy[196],[197], EDF détient désormais UniStar Nuclear Energy à 100 %.
  • Le 30 août 2012 (après instruction d'un recours intenté consécutivement à la prise de majorité d'EDF dans Unistar), l'Atomic Safety and Licensing Board (ASLB) (en) refuse le dépôt, par «UniStar Nuclear Energy» (détenue à 100 % par EDF), de la demande de licence pour la construction et l'exploitation du réacteur EPR de Calvert Cliffs 3 (Maryland), en application des dispositions en vigueur aux États-Unis (notamment les articles 10 CFR 50.38[198] et 10 CFR 52.75[199]) qui spécifient qu'une société étrangère ne peut faire de demande de licence ni exploiter une installation nucléaire dans ce pays[200].
  • En mars 2015, Areva et EDF suspendent leurs projets EPR aux États-Unis d'Amérique[201].
  • Le 6 août 2021, EDF vend la totalité (49,9 %) des parts qu’il détenait dans Constellation Energy Nuclear Group[202].

Autres

  • Libye : en août 2007, d'après Le Parisien, un porte-parole du CEA a expliqué que « le groupe français Areva a été sollicité par les autorités libyennes dès le mois de juin pour présenter le tout dernier modèle de centrale nucléaire EPR »[203],[204],[205], mais le président Nicolas Sarkozy a démenti, lors de son séjour aux États-Unis à la même période, le projet de vente d'un réacteur EPR au régime libyen[206].
  • L'Afrique du Sud a annoncé, en décembre 2008[207], l'annulation de son programme nucléaire de réacteurs[208].
  • Abou Dabi était en négociation pour quatre réacteurs proposés par Areva, Suez et Total, mais le , Abou Dabi annonce préférer l'offre du consortium mené par le Sud-Coréen KEPCO[209].
  • L'Italie envisageait la construction de quatre EPR[210] mais, lors d'un référendum organisé le , le peuple italien s'est opposé à 95 % à la construction de réacteurs nucléaires[211].
  • La République tchèque a éliminé de son appel d'offres pour deux tranches en 2012, pour équiper la centrale de Temelin, le projet d'EPR d'Areva en raison de son refus de s'engager sur un prix fixe et un délai[212].

Bilan mondial

Sites opérationnels ou en projet
Pays Réacteur Statut[213] Puissance unitaire nette
(MW)		 Début de construction (fondations du bâtiment réacteur)[214] Démarrage du réacteur (1re divergence) 1re connexion au réseau Durée de construction (jusqu'à 1re connexion au réseau)[d],[215] Mise en service industriel Coûts
(estimés)
Drapeau de la République populaire de Chine Chine Taishan 1 Opérationnel 1 660 [216] 29 juin 2018 8 ans 8 mois 13 décembre 2018 8 milliards €/2
Drapeau de la République populaire de Chine Chine Taishan 2 Opérationnel 1 660 [217] 28 mai 2019[217] 23 juin 2019[217] 9 ans 2 mois 7 septembre 2019 8 milliards €/2
Drapeau de la Finlande Finlande Olkiluoto 3 En construction[218] 1 650 21 décembre 2021 11 milliards €[e],[63]
Drapeau de la France France Flamanville 3 En construction 1 650 19 milliards €[219].
Drapeau du Royaume-Uni Royaume-Uni Hinkley Point C1 En construction 1 600 11 décembre 2018 22 à 23 milliards £ pour les 2 réacteurs[220]
Drapeau du Royaume-Uni Royaume-Uni Hinkley Point C2 En construction 1 600 12 décembre 2019[221]
Drapeau du Royaume-Uni Royaume-Uni Sizewell C1 En projet 1 600
Drapeau du Royaume-Uni Royaume-Uni Sizewell C2 En projet 1 600
Drapeau de l'Inde Inde Jaitapur (6 réacteurs) En projet 1 600
Drapeau de la France France Penly 3 En projet 1 600
Drapeau de la France France Penly 4 En projet 1 600
Drapeau de la France France Gravelines 7 En projet 1 600
Drapeau de la France France Gravelines 8 En projet 1 600
Projets abandonnés[222]
Pays Implantation Nombre
de tranches 		Puissance unitaire nette (MW) Début
du projet 		Abandon
du projet 		Commentaire
Drapeau des États-Unis États-Unis[f] Nine Mile Point (New-York)
(Réacteur 3) 		1 1 650 2007 2013 [223]
Calvert Cliffs (Maryland)
(Réacteur 3) 		1 1 650 2007 2015
Bell Bend (Pennsylvanie) 1 1 650 2008 2014
Callaway (Missouri)

(Réacteur 2)

1 1 650 2008 2009

Concurrents de troisième génération

Il existe plusieurs réacteurs de troisième génération concurrents[224],[225],[226] :

  • L'AP1000 de l'Américain Westinghouse[227] (réacteur à eau pressurisée). Première connexion au réseau le 30 juin 2018 (Sanmen 1)[228], suivi en août 2018 par deux autres réacteurs : Sanmen 2 et Haiyang 1[229].
  • L'APR-1400 du Sud-Coréen KEPCO (réacteur à eau pressurisée): 1er réacteur mis en service en décembre 2015 (Shin-Kori 3)[230],[231],[232]. L'EPR, dit de «génération 3 +» est plus cher que l'APR-1400 coréen, en grande partie parce qu'il est plus sûr, grâce à sa double enceinte de confinement et à son récupérateur de corium destiné à récupérer le cœur fondu dans le cas d'un accident de type Tchernobyl ou Fukushima. Le réacteur coréen n'a pas de probabilité de défaillance supérieure à un EPR, selon un expert du CEA, mais, en cas d'accident grave, les conséquences seraient supérieures pour l'environnement[233].
  • L’ESBWR développé par l'Américain General Electric et le Japonais Hitachi[234] (réacteur à eau bouillante).
  • Le Hualong chinois développé par la China General Nuclear Power Corporation (CGNPC) et la China National Nuclear Corporation (CNNC)[235].
  • L'AES 2006 (ou VVER-1200) du Russe Rosatom[236]: 1er réacteur (modèle V-392M) mis en service en 2016 (Novovoronezh II)[237],[238],[239].

Projets d'EPR améliorés : EPR-NM et EPR 2

EDF compte sur le retour d'expérience pour abaisser progressivement le coût des réacteurs EPR. Ainsi, les EPR de Taishan, dont la construction a démarré plus tard que celle de Flamanville, ont bénéficié de l'expérience du chantier de Flamanville, ce qui explique au moins en partie que leur durée de construction ait été initialement estimée (en octobre 2015) à 90 mois, contre 130 mois pour Flamanville. EDF espère que le chantier d'Hinkley Point sera encore plus rapide.

Au-delà du retour d’expérience, une centaine d’ingénieurs d’EDF et d'Areva travaillent à la conception d'un nouveau modèle, l’EPR-NM (Nouveau Modèle), dérivé de l’EPR actuel. Plusieurs options de sûreté sont discutées, par exemple le confinement du dôme du réacteur ou le nombre de « trains de sûreté » (redondances qui assurent la sûreté du système). D'autres pistes consisteraient à agrandir les bâtiments pour faciliter la gestion des chantiers, à accroître le recours à la préfabrication, à réduire le nombre de références de produits ou à simplifier les plans. L'objectif est d'abaisser l’estimation du coût de l’électricité produite par le futur EPR-NM à 70 €/MWh, à la fin de la décennie 2020[240].

Dans une note publiée en mars 2018 pour contribuer au débat sur la programmation pluriannuelle de l'énergie, la SFEN estime que des gains importants sont possibles par rapport aux premiers chantiers : de l’ordre de 30 % sur le coût de construction, grâce à des effets de série et d’apprentissage, et jusqu’à 50 % sur les coûts financiers, notamment via la conception des contrats ; pourront s'y ajouter des gains d'effet de paire (jusqu'à 15 % pour le second réacteur du site), d'effet de série sur un programme et d'effet de rythme de construction. Les principales options techniques retenues après l'intégration du retour d'expérience sont : une chaudière du niveau de puissance de celles des derniers EPR (4 590 MWth), une enceinte de confinement à simple paroi avec « liner », et une architecture des systèmes de sauvegarde en trois trains visant à simplifier au maximum le design[241].

Le , après avoir étudié le dossier avec ses appuis et recueilli l’avis du groupe permanent d’experts pour les réacteurs (GPR) ainsi que les résultats de la consultation du public, l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a rendu son avis sur les options de sûreté de ce projet et de son évolution EPR 2 : « L’ASN considère que les objectifs généraux de sûreté, le référentiel de sûreté et les principales options de conception sont globalement satisfaisants »[242].

L'EPR-NM devait fournir une puissance thermique nominale, légèrement supérieure à celle de l'EPR de Flamanville (4 850 MWth, soit 1 750 MWe) ; l’ASN a considéré que cette augmentation serait de nature à réduire les marges de sûreté et n’y est donc pas favorable[243]. « EDF a fait évoluer certains choix de conception. Ce réacteur, désormais nommé EPR 2, reprend ainsi les principales options de conception du cœur du réacteur EPR de Flamanville et de son instrumentation, avec notamment un niveau de puissance comparable. »[244].

Notes et références

Notes

  1. ↑ GWj/t : gigawatt-jours par tonne de métal lourd (combustible) introduit initialement (e.g. par tonne d'uranium pour un REP utilisant du dioxyde d'uranium).
  2. ↑ Sur la base de la plus haute houle, d'une montée des eaux due au réchauffement climatique et d'un raz de marée dû au tremblement de terre le plus violent connu sur la région.
  3. ↑ En négligeant les effets de la marée, de la pression atmosphérique, etc.
  4. ↑ [selon PRIS AIEA un réacteur est considéré opérationnel depuis sa 1ère connexion au réseau jusqu'à sa mise à l'arrêt définitif]
  5. ↑ Montant initial estimé : 3 milliards €.
  6. ↑ Six EPR sur trois sites inscrits au niveau des principes pour les vingt années à venir dans le programme de relance du nucléaire aux États-Unis de 2006 avec une garantie apportée par le gouvernement des États-Unis.

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  24. ↑ Rapport ASN Le tritium dans l’environnement ; Synthèse des connaissances, résumé introductif p1/67 de la version pdf
  25. ↑ [PDF] « Les défauts techniques sur la sûreté du réacteur européen à eau pressurisée (EPR)- 1re évaluation décembre 2003 », IPPNW, 2003.
  26. ↑ Directives techniques pour la conception et la construction de la prochaine génération de réacteurs nucléaires EPR, ASN, 2004 :

    « La quantité d’eau qui pourrait être présente dans le puits de cuve et dans la chambre d’étalement au moment de la percée de la cuve doit être limitée par conception. La possibilité d’une explosion de vapeur importante pendant le noyage du corium doit être évitée et les chargements résultant d’interactions eau-cœur fondu doivent être pris en compte dans la conception. »

    .
  27. ↑ L’énergie nucléaire du futur : quelles recherches pour quels objectifs ? [PDF], CEA, 2005, page 58.
  28. ↑ « « Élimination pratique » du risque d'explosion de vapeur » [PDF], rapport ref IRSN-2006/73 Rev 1 ; Ref CEA-2006/474 Rev 1., page 44, section 6/2/3 :

    « Pour éviter une explosion de vapeur en cas de coulée de combustible fondu dans le puits de cuve, la conception du réacteur EPR comporte des dispositions telles qu'aucune arrivée d'eau dans ce puits n'est possible avant la percée de la cuve, même en cas de rupture d'une tuyauterie primaire. De plus, le dispositif de récupération de combustible fondu est notamment constitué d'une « chambre d'étalement » (voir paragraphe 6/3/2), le réacteur EPR comporte des dispositions empêchant l'arrivée d'eau dans cette « chambre d'étalement » avant l'arrivée du corium, de façon à éviter une explosion de vapeur lors de la coulée de combustible fondu dans ce dispositif. »

  29. ↑ fusion du cœur / Le problème du Corium : différence entre EPR et Fukushima.
  30. ↑ Fukushima : nouvelles analyses sur les réacteurs, sur le site sciences.blogs.liberation.fr de décembre 2011.
  31. ↑ François Lévêque, Le risque d’accident nucléaire majeur : calcul et perception des probabilités, CERNA MINES ParisTech, 23 février 2013, page 9.
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  33. ↑ EPR : Document « Confidentiel-défense ».
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  35. ↑ analyse-doc-confidentiel.pdf [PDF].
  36. ↑ p. 32, sur le site debatpublic-epr.org.
  37. ↑ Le Monde, 22 mai 2006 :

    « une dizaine de personnalités, parmi lesquelles Jean-Luc Mathieu, président de la Commission particulière du débat public EPR, par ailleurs membre de la Cour des comptes, et Annie Sugier, directrice de la division Ouverture à la société civile, à l'IRSN, jugent « regrettable » que « le pouvoir politique (...) ignore les conclusions d'un très sérieux groupe de travail mis en place par la Commission nationale du débat public, sur les obstacles à l'accès à l'information dans le domaine du nucléaire. »

    Les signataires estiment que ce travail a démontré « la nécessité de pouvoir accéder aux documents d'expertise pour permettre une véritable démocratie participative en accord avec la Convention d'Aarhus. »
  38. ↑ Réactions à la garde à vue, de la LCR, de France nature environnement, de Cap21, des Verts, de la Ligue des droits de l'homme et du PS.
  39. ↑ Lettre d'EDF à l'attention du directeur général de la Sûreté nucléaire et de la Radioprotection [PDF].
  40. ↑ La NRC valide la sûreté de l’EPR face à la chute d’avion, enerzine, 7 novembre 2013
  41. ↑ Les systèmes informatiques de sécurité de l'EPR sont à revoir La Croix.
  42. ↑ Déclaration commune des trois Autorités de sûreté britannique, finlandaise et française sur la conception du système de contrôle-commande du réacteur EPR ASN.
  43. ↑ EPR : l'Autorité de sûreté nucléaire demande à EDF de revoir sa copie.
  44. ↑ L'ASN fait le point sur l’instruction du dossier technique du contrôle-commande de l’EPR Flamanville 3.
  45. ↑ Un pas de plus vers un EPR au Royaume-Uni
  46. ↑ HSE close UK EPR Control and Instrumentation (C&I) Architecture Regulatory Issue.
  47. ↑ L'ASN lève ses réserves sur l’architecture du contrôle-commande de l’EPR Flamanville 3, sur asn.fr.
  48. ↑ Rapport de Sûreté EPR section chap 15.2 section 4a page 1273 - Perte des alimentations électriques externes (>2 heures).
  49. ↑ « Réacteur EPR : L'amélioration de la sûreté du réacteur RPR », sur Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire
    Le réacteur EPR peut également continuer de fonctionner en cas de perte totale d’alimentation électrique grâce à des systèmes d’urgence redondants :
    • 4 générateurs diesel d’urgence installés dans des bâtiments protégés et distincts du bâtiment réacteur. Chaque générateur peut alimenter un sous-système de sûreté pendant 72 heures ;
    • 2 générateurs diesel d’ultime secours. Ces 2 générateurs distincts afin d’éviter les défaillances de cause commune, peuvent fournir de l’électricité pendant 24 heures ;
    • 6 batteries destinées à alimenter le contrôle-commande et certains équipements essentiels, dont 4 batteries avec une autonomie de 2 heures chacune et 2 batteries « accidents graves » d’une autonomie de 24 heures chacune.
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  54. ↑ Taishan 1 & 2, Framatome :

    « Parmi les fournisseurs des principaux équipements, on compte pour l’Unité 1 :

    • Mitsubishi Heavy Industries (Japon) pour la cuve du réacteur
    • Framatome Chalon/Saint-Marcel (France) pour les générateurs de vapeur et le pressuriseur.

    Pour l’Unité 2 :

    • DEC* (Chine) pour la cuve du réacteur et deux générateurs de vapeur
    • SEC** (Chine) pour les deux autres générateurs de vapeur. »
  55. ↑ Nucléaire : le premier EPR de la planète a démarré en Chine, Le Monde avec AFP et Reuters, 7 juin 2018 :

    « Conçues par Areva, les chaudières de Taishan ont toutefois été fabriquées en Chine par Dongfang Electric Corporation. Et elles n’ont pas connu les concentrations anormales de carbone sur le fond et le couvercle détectées sur la cuve de Flamanville, qui a été forgée dans l’usine Framatome (ex-Areva NP) du Creusot. »

  56. ↑ French official documents reveal flaw in another Taishan nuclear plant component, Factwire News Industry, 21 décembre 2017 :

    « At France’s Flamanville nuclear power plant, the upper and lower heads of the reactor pressure vessel were discovered to have similar carbon anomalies in April 2015, prompting questions over the safety of identical components at the Taishan plant, which came from the same supplier. (...) Meanwhile, China General Nuclear Power Corporation (CGN), which is developing the Taishan project with French utility Électricité de France (EDF), insisted at the time that inspections did not find any problems in any of the plant’s components. (...) The ASN has informed the Taishan plant, which shares the same design, of the quality issue in April 2015. China’s National Nuclear Safety Administration admitted at the time that the upper and lower heads of the two reactor pressure vessels at Taishan were made by Creusot Forge. »
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  74. ↑ EDF-Un des deux EPR de Taishan (Chine) achevé d'ici fin 2015, Les Echos,  :

    « Ce sera "en principe à la fin de cette année" pour Taishan 1 et "trois-quatre mois plus tard" pour Taishan 2, a déclaré Hervé Machenaud, directeur de la branche Asie-Pacifique d'EDF, à l'occasion de la visite à Pékin du Premier ministre français Manuel Valls. »

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Annexes

Articles connexes

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