1. INTRODUCTION 
Dans le contexte du Débat National
sur l'Energie qui se déroule depuis le printemps 2003,
une question revient sans cesse, lancinante : "faut-il
décider maintenant la construction d'un European Pressurized
water Reactor (EPR) ?". Conformément à notre
participation à ce débat, nous souhaitons fournir
des éléments de réflexion objectifs pour
que chacun de nous puisse se faire sa propre idée. Cette
approche nécessite de prendre en compte trois considérations
principales :
• quels sont les besoins futurs de la France en énergie
électrique et quels sont les "bons" moyens
d'y répondre ?
• notre parc de centrales électronucléaires
couvre près de 78 % de nos besoins actuels, quel est
son avenir ?
• quel facteur de confiance peut-on accorder à
l'EPR ?
2. BESOINS EN ENERGIE ELECTRIQUE
Selon l’Agence Internationale de l’Energie
(AIE) le taux de croissance annuelle de la demande d’électricité,
en Europe, serait de 1,4 % par an jusqu'en 2030, quels que puissent
être les efforts d’économie d’énergie.
Pour sa part, la Direction Générale de l’Energie
et des Matières Premières (DGEMP) au Ministère
de l'Industrie prévoit que la consommation d’électricité
continuera de croître à un rythme de l’ordre
de 2 % par an (cette croissance a été de 2,3 %
en 2002 et 3,9 % en 2003 !), nécessitant la mise en oeuvre
d’une puissance additionnelle, chaque année, correspondant
à celle d'un de nos réacteurs les plus récents
(Réacteur à Eau Pressurisée, REP N4 de
1 450 MWe – mégawatts électriques).
En 2002 la production d'énergie électrique
en France a été couverte à 78 % par l'électronucléaire,
14 % par l'hydraulique, 7 % par le thermique classique et le
reste soit ˜ 1% par les autres énergies renouvelables.
Il convient également de tenir compte du coût,
hors TVA, de production des différentes énergies
selon leur source, établi par le DGEMP en centimes d'euro
par kilowattheure : biomasse 5 à 15, éolien 5
à 13, photovoltaïque 25 à 125, hydraulique
2 à 10, géothermique 2 à 10, marémotrice
8 à 15 ; alors que le nucléaire se situe entre
3,2 et 3,5 tandis que le gaz (cycle combiné) ressort
entre 3,3 et 4,3.
Le thermique classique ne pouvant être
fourni essentiellement que par le charbon, le pétrole
et le gaz, ou très marginalement par la biomasse, le
nucléaire a donc permis d'économiser les importations
correspondantes de combustibles fossiles et de situer la France
à la meilleure place des pays développés
pour sa faible production de gaz à effet de serre. Aujourd’hui,
la production d’électricité en France est
en excès par rapport à la demande, ce qui permet
d’en exporter jusqu'à 15 % de sa production totale
(70 TWh) en 2000, ou de répondre à des demandes
exceptionnelles (froid ou canicule).
Toutefois, il convient de regarder si les
autres sources d'énergies peuvent faire face à
la demande, sachant que la France s’est engagée
à produire 21 % d’électricité d’origine
renouvelable en 2010 (à comparer à 15 % en 2000,
dont 14 % sont d’origine hydraulique). Les possibilités
de l’hydraulique sont, dès à présent,
utilisées à plein aux heures de pointe, il n'est
probablement pas raisonnable d'envisager la réalisation
de nouveaux barrages. Le taux de disponibilité obtenu
pour l’éolien dans les sites très favorables
ne dépasse pas 25 % en moyenne avec des périodes
de sous-production (hiver 2002, été 2003). La
géothermie marque le pas à cause de la détérioration
rapide des équipements en sous-sol. Le recours à
la biomasse et au chauffage solaire mérite d'être
considérablement développé avec, toutefois,
deux limitations : il s'agit de productions du domaine résidentiel
quasi individuel, l'impact sur l'environnement reste important
(émission de fumées pour l'un, esthétique
pour l'autre).
3. LE PARC ELECTRONUCLEAIRE
Sur les 58 réacteurs actuellement
en fonction, 34 avec une moyenne d'âge de plus de 20 ans
ont déjà sauté une génération
de la population française, le plus âgé
a 26 ans (premier réacteur du palier 900 MWe entré
en service en 1978 à Fessenheim), 20 sont sortis de l'adolescence
avec un âge moyen de 16 ans et seulement 4 réacteurs
sont encore des enfants de moins de 6 ans. Sous réserve
de la reconduction de l'autorisation d'exploitation par l’Autorité
de Sûreté Nucléaire (ASN), EDF table sur
une durée de vie de ses réacteurs de 40 ans. Le
remplaçant du réacteur le plus ancien pourrait
donc n’être opérationnel qu’en 2018,
ce qui, dans la simple hypothèse du maintien de la production
électronucléaire actuelle, semblerait devoir imposer
une décision de construction au plus tard vers 2008/2010.
Ceci serait vrai dans l'hypothèse,
vraisemblablement irréaliste, où les économies
d'énergie et les énergies renouvelables compensent
l'augmentation de la consommation évoquée ci-dessus.
Par ailleurs, il faut tenir compte que l’EPR envisagé
actuellement représente une évolution importante
par rapport au dernier des réacteurs du palier N4 (les
réacteurs les plus récents) et qu'il n'en est
encore qu'au stade du projet de réalisation d'une tête
de série, dont il conviendrait d'observer le comportement
pendant deux ou trois ans avant de lancer sa réalisation
en série. En résumant, pour satisfaire aux exigences
administratives, industrielles et de sûreté, on
obtient le calendrier suivant :
• décision de construction du 1er EPR en 2004,
réalisation accélérée pour une mise
en service en 2012,
• décision anticipée de réalisation
du premier réacteur de série en 2008 pour une
réalisation de l'îlot nucléaire dès
2014 et une mise en service au plus tard en 2018,
• ensuite, mise en service d'un EPR tous les 8 mois pour
renouveler les 56 autres unités du parc en près
de 40 ans.
On voit bien qu'il n'y a vraiment pas de temps à perdre
pour prendre la décision initiale et ceci en supposant
qu'il n'y a pas de délais supplémentaires aux
décisions administratives (choix du site, enquête
publique, décret d'autorisation de création, etc.)
ni du fait de manifestations antinucléaires !
Des arguments souvent avancés ne résistent
pas à l'analyse :
• Prolonger la vie des réacteurs jusqu'à
60 ans ! Cela ne saurait être, de toute façon,
envisageable que pour les 4 réacteurs du palier N4. Leurs
prédécesseurs pourraient atteindre 50 ans (exemple
des USA). Mais ils n'ont pas été construits dans
cette perspective et les coûts des opérations de
maintenance et de rénovation plaident pour leur renouvellement
avant cette échéance.
• Attendre, après 2009, le retour d'expérience
de l'EPR commandé par la Finlande ! Avec une puissance
de 1 600 MWe, il ne s'agit pas du standard franco-allemand.
En outre, sa réalisation et son exploitation en large
partie par les finlandais ne permettront pas d'en tirer tous
les enseignements souhaitables.
• Attendre les réacteurs du futur ! Les technologies
nouvelles n'en sont encore qu'à la définition
des axes de R&D dans le cadre du programme international
"génération IV". L'arrêt malencontreux
de SUPER PHENIX a privé la France du plus important prototype
mondial pour le développement des réacteurs de
cette future génération. Le choix d'une filière
et son développement jusqu'à la mise en service
d'un prototype nous amène après 2020. Dans le
meilleur des cas, l'optimisation d'une tête de série
repousse à 2030 son industrialisation. Le G IV ne pourrait
s'inscrire dans le renouvellement du parc qu'après le
25ème exemplaire.
4. L'EPR
4.1. CONCEPT "EVOLUTIONNAIRE"
Vue éclatée de l’EPR. Le bâtiment
Combustibles a la même hauteur que ceux des auxiliaires
(D’après Framatome ANP)
• L’EPR
résulte d’études franco-allemandes,
menées à partir des réacteurs français
de type N4 (1450 MWe) et allemand, de type KONVOI, tous
deux des réacteurs à eau légère
pressurisée actuellement en exploitation.
Il a bénéficié d'une triple collaboration
franco-allemande exceptionnelle :
• l'alliance des constructeurs AREVA et SIEMENS
regroupés au sein de la Société Framatome-ANP,
• la collaboration des opérateurs français
et allemands (EDF, E.ON, EnB, RWE
),
• l'implication des autorités de sûreté
(DSIN
et BMU
) |
|
La comparaison des caractéristiques principales du
projet EPR et du N4 est donnée dans le tableau ci-dessous
:
| |
|
EPR |
N4 |
| Puissance thermique |
MW |
4250-4500 |
4250 |
| Puissance électrique |
MW |
1500-1600 |
1450 |
| Rendement |
% |
36 |
34 |
| Nombre d’assemblages |
|
241 |
205 |
| Taux de combustion |
GWj/t |
>60 |
45 |
| Résistance sismique |
g |
0,25 |
0,15 |
| Irradiation du personnel |
homme.mSv/an/réacteur |
0,4 |
1 |
| Durée de vie années |
années |
60 |
40 |
Pour une puissance électrique de 1500
MWe, avec un taux de disponibilité prévu à
90 %, l’EPR produirait 11.826 TWh chaque année.
4.2. EVOLUTIONS DE SURETE
La principale motivation pour l'évolution du niveau
de sûreté de l'EPR est la prise en compte du retour
d'expérience des deux seuls accidents graves survenus
sur la cuve d'un réacteur :
• Three Mile Island (USA 1978) dont la fusion du cœur
a été contenue dans les sous-sols de l'enceinte
réacteur, refroidie par l'apport de grande quantité
d'eau et qui n'a eu aucune conséquence significative
pour l'environnement,
• Tchernobyl (Ukraine, Ex-URSS, 1986) dont l'incendie
et l'explosion du cœur, abrité sous un simple bâtiment
standard, ont entraîné une grave contamination
dans l'environnement.
La probabilité de graves dommages sur le cœur de
l'EPR a encore été réduite d'un facteur
dix par rapport au palier N4 des REP, déjà très
"sécurisé", en réduisant, par
conception, l'éventualité d'événements
pouvant induire sa fusion et en prévoyant des systèmes
simples, redondants et diversifiés de maîtrise
d'éventuels "événements" potentiellement
dommageables. En particulier, le système d'injection
de sécurité et celui d'alimentation de secours
en eau sont reproduits en quatre "trains" ayant chacun
la capacité d'assurer l'intégralité des
fonctions de sûreté. Chacun de ces "trains"
est séparé physiquement pour éviter qu'un
incident interne ou externe ne les endommage simultanément
et pour une même cause.
Si, malgré ces moyens de prévention mis en place,
la fusion du cœur survenait ses conséquences seraient
maîtrisables par les protections suivantes :
• zone d'épandage, en point bas avec protection
réfractaire, des coulées provenant de la fusion
du cœur et leur refroidissement par un dispositif de noyage
passif,
• double enceinte de béton précontraint,
chacune ayant 1,30 mètre d’épaisseur, résistant
à la pression et "recombineur" catalytique
d'hydrogène pour en éviter l'explosion,
• contrôle de la pression interne de l'enceinte
et refroidissement des structures par aspersion,
• aspiration entre les deux enceintes en béton
et filtration d'éventuelles fuites avant rejet à
la cheminée.
La double enceinte du réacteur permet de résister
à la perforation et aux vibrations provoquées
par la chute d’un avion gros porteur ou à des agressions
externes. De plus, les bâtiments abritant les auxiliaires
de sauvegarde (alimentations de refroidissement de secours),
eux-mêmes protégés par un mur de béton,
sont au contact de l’enceinte de confinement qu’ils
entourent pour en assurer la protection. Il convient de rappeler
que, compte tenu des faibles dimensions de l'enceinte réacteur
et de son profil sphérique, il serait extrêmement
difficile sinon impossible, pour un pilote, de l'atteindre avec
précision.
D’autres améliorations ont été apportées
en ce qui concerne la résistance aux séismes et
l’irradiation moyenne du personnel. Les calculs de sûreté
montrent que les conséquences d’un accident seraient
faibles (un pour mille de celles de Tchernobyl) limitant les
besoins d’une évacuation de la population à
une petite zone (quelques km²) et de façon temporaire
; en outre, la probabilité q’un tel accident se
produise est dix fois plus faible qu’avec les réacteurs
actuels.
4.3. EVOLUTIONS TECHNIQUES
Grâce à un enrichissement légèrement
plus important (jusqu’à 5%) du combustible EPR
par rapport à celui des derniers REP, il sera possible
d’obtenir un taux d’épuisement plus élevé,
jusqu’à 60 000 MWJ/t au lieu de 45 000 MWJ/t actuellement.
Un plus fort taux d’irradiation diminue d’autant
le nombre de déchargements du cœur et le nombre
de retraitements, d’où un gain sur le prix du cycle
du combustible et une diminution des déchets de haute
activité. L’EPR aura une meilleure capacité
de recyclage du plutonium : il sera compatible avec une charge
en MOx (Oxyde mixte de Plutonium et d’Uranium) de 100%
contre seulement 33% dans les réacteurs actuels. Le choix
d'un générateur de vapeur avec économiseur
et turbine évoluée permet de porter la pression
de vapeur à 78 bars et le rendement global à 36
%
La durée de vie du réacteur a été
portée à 60 années de service grâce
à la sélection de nouveaux matériaux pour
la réalisation des composants les plus sollicités
ainsi que des progrès dans les méthodes de leur
mise en œuvre. La configuration de l'installation a évolué
de façon à pouvoir remplacer un composant plus
rapidement et à moindre conséquence radiologique,
même lorsque le réacteur est en service.
Toutes ces avancées technologiques contribuent à
réduire de façon efficace les déchets produits
par l'EPR par rapport à ceux des REP du dernier palier.
4.4. EVOLUTIONS ECONOMIQUES
Une diminution de plus de 10 % des coûts de production
d'électricité par rapport aux réacteurs
du palier N4, tout en intégrant les fortes avancées
sur la sûreté, repose sur plusieurs améliorations
:
• augmentation de la puissance thermique,
• amélioration du rendement du combustible,
• réduction du coût d'investissement par
l'optimisation et la standardisation des composants ainsi que
par le développement de la préfabrication en usine,
à la fois plus économique et plus fiable et qui,
en outre, réduit les temps de montage sur site,
• augmentation du taux de disponibilité de la centrale
(> 90 % au lieu d’un peu plus de 82% actuellement)
par allongement du cycle du combustible, simplification de la
maintenance par la standardisation des équipements, une
meilleure accessibilité et simplification de leur entretien
pouvant être effectué en cours d'exploitation,
• réduction des coûts d'exploitation et de
maintenance par un espacement des arrêts pour rechargement
portée à 2 ans et réduction de leur durée
à 16 jours.
| Finalement
la comparaison entre les coûts de l’EPR et ceux
d’un cycle combiné à gaz (CCG) fonctionnant
en base, donnée dans le rapport de l’OPECST
est reproduite dans le tableau ci-contre, ainsi que les
résultats de l’étude finlandaise ayant
conduit au choix de construire un réacteur nucléaire
supplémentaire de 1 600 MWe. |
Euros/MWh |
EPR |
1600
MWe
Finlande |
CCG |
CCG
Finlande |
| Investissements |
17,1 |
19,9 |
5,6 |
7,0 |
| Exploitation |
4,8 |
7,2 |
3,1 |
1,5 |
| Combustible |
4,2 |
3,0 |
25,2 |
23,7 |
| R et D |
0,6 |
|
|
|
Total |
27,7 |
30,1 |
33,9 |
32,2 |
Les réacteurs électronucléaires
exigent un investissement important alors que les frais de fonctionnement
sont relativement faibles. La situation est inverse pour les
centrales à gaz. Il s’ensuit que la compétitivité
relative des réacteurs nucléaires par rapport
aux centrales à gaz est d’autant meilleure qu’ils
sont utilisés sur un temps plus long. Il semble donc
justifié, non seulement de rénover le parc nucléaire,
mais aussi d’en prévoir l'augmentation de la capacité
de production électrique.
5. CONCLUSION
Dans la simple hypothèse où la France
maintiendrait sa consommation actuelle d'énergie électrique
d'origine nucléaire, il apparaît nécessaire
de prendre rapidement la décision de lancer la réalisation
d'un premier réacteur du type EPR, de façon à
être prêts pour le renouvellement du parc actuellement
en service. Différents sites potentiels existent, des
collectivités locales se sont manifestées pour
accueillir un projet sur leur territoire. Une telle décision
offrirait de larges ouvertures pour les marchés européens
et à l'exportation, avec toutes les retombées
économiques et pour l'emploi qui en résulteraient.
En outre, cette décision procurerait une marge de manœuvre
indispensable pour faire face à des événements
internes (forte augmentation de la consommation, insuffisance
des énergies renouvelables) ou externes (raréfaction
du pétrole et du gaz, flambée des prix, etc.)
qui, sinon, conduiraient à des réductions drastiques
pour chacun de nous de sa consommation d'énergie électrique.
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