Centrale nucléaire en France

centrale de production électrique située en France

Une centrale nucléaire en France, aussi appelée « centre nucléaire de production d’électricité » (CNPE), est un site industriel situé en France qui utilise la fission de noyaux atomiques au sein d'un combustible nucléaire pour produire de l'électricité.

Contexte modifier

En , la France compte 18 centrales nucléaires dans lesquelles 56 réacteurs nucléaires sont en activité. Ces centrales sont exploitées par Électricité de France (EDF).

Plusieurs réacteurs sont en cours de démantèlement (Brennilis, Chooz A, Chinon A1-2-3, Bugey 1, Saint-Laurent A1-2, Phénix[1] et Creys-Malville)[2]. Les deux réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim ont été mis à l’arrêt définitif respectivement en février et , les opérations de démantèlement commenceront au plus tôt en 2025[3] après déchargement du combustible nucléaire usé[4],[5]. Le démantèlement du réacteur nucléaire Phénix, exploité conjointement par le CEA et EDF, et mis à l’arrêt définitif en , est en cours[6].

La France est, par le nombre de réacteurs en activité, la puissance installée et l'énergie électrique produite en 2010, au 2e rang des pays producteurs d'électricité d'origine nucléaire dans le monde après les États-Unis : 408 TWh produits par an, soit 74 % de la production annuelle d’électricité en France (550 TWh) et 16 % de l'énergie électrique d'origine nucléaire produite dans le monde.

Chaque centrale est soumise à un référentiel de normes de sûreté et de sécurité évoluant en fonction des enseignements des incidents passés nationaux ou internationaux. La sûreté de chaque centrale nucléaire est contrôlée par l'ASN assistée de l'IRSN. Chaque centrale fait l'objet de visites décennales au cours desquelles on procède à une inspection en profondeur et à un réexamen de sûreté complet afin de statuer sur une éventuelle prolongation d'exploitation de dix années supplémentaires. La sécurité nucléaire de chaque centrale est quant à elle contrôlée par le département de la sécurité nucléaire (DSN) du service des hauts fonctionnaires de défense et de sécurité (HFDS) du ministère chargé de l'énergie.

 
Évolution de la production d'électricité d'origine nucléaire en France.

Historique modifier

Genèse d’un programme nucléaire (1945-1958) modifier

 
Plaque commémorative à la prison de Riom, site de stockage d'eau lourde pendant la Seconde Guerre mondiale pour Zoé, la première pile atomique française.

La recherche française dans le domaine nucléaire a commencé bien avant la Seconde Guerre mondiale. La physique nucléaire est déjà à un stade très avancé grâce aux travaux de Pierre et Marie Curie, Frédéric et Irène Joliot-Curie. Fort de ces avancées et au vu des progrès réalisés par la recherche américaine dans ce domaine, menant aux bombardements atomiques d'Hiroshima et de Nagasaki les 6 et , Charles de Gaulle, alors président du Gouvernement provisoire de la République française, crée le Commissariat à l'énergie atomique (CEA) le . Cet organisme a vocation à poursuivre les recherches scientifiques et techniques en vue de l’utilisation de l’énergie atomique dans divers domaines de l’industrie, de la science et de la défense[7],[8]. Les deux premières personnalités à se partager la responsabilité de la direction de cet organisme sont Frédéric Joliot-Curie en qualité de Haut Commissaire pour les questions scientifiques et techniques et Raoul Dautry, ancien ministre de l'Armement, en tant qu'administrateur général[A 1].

En matière de production électrique, Félix Gaillard, membre du gouvernement Antoine Pinay (de à ), propose en au Parlement, qui l'accepte, le premier plan quinquennal de développement de l'énergie atomique donnant une accélération décisive aux recherches. Il a pour objectif essentiel de trouver un remède pour le déficit énergétique français. Félix Gaillard sera nommé ultérieurement, le , président de la Commission de coordination de l'énergie atomique[9]. Ce plan prévoit la construction de deux réacteurs, complétés plus tard par un troisième. Faute de posséder des installations d'enrichissement de l'uranium, la France est conduite à choisir la filière uranium naturel graphite gaz (UNGG). Il s'agit d'un type de réacteurs utilisant l'uranium naturel comme combustible, le graphite comme modérateur de neutrons et le gaz carbonique pour le transport de la chaleur vers les turbines et pour le refroidissement du cœur[A 2].

Le premier réacteur nucléaire, G1 diverge le [10] sur le site nucléaire de Marcoule. Il s’agit encore d’un équipement prototype de puissance limitée (40 MW). Les réacteurs nucléaires G2 en 1958 et G3 en 1959 sont plus puissants et vont constituer la tête de série de la filière[A 2].

Déploiement du programme nucléaire civil (1958-1970) modifier

Charles de Gaulle est investi président du Conseil par l'Assemblée nationale le [11]. Lors du premier Comité de défense, qui se tient le , il met un terme au projet de coopération nucléaire franco-germano-italienne initié en 1957[12] et accélère le programme nucléaire national en confirmant la date de la première expérience française. La maîtrise du nucléaire et la détention de l’arme atomique comme arme de dissuasion sont le cœur de la politique d'indépendance énergétique nationale voulue par le Général, tant dans le domaine militaire que le domaine énergétique[13].

Après le succès des réacteurs expérimentaux de Marcoule, EDF est chargée de mettre en place le programme électronucléaire français avec des réacteurs du même type, uranium naturel graphite gaz (UNGG). De 1966 à 1971, six réacteurs sont mis en service : trois sur le site de Chinon, deux à Saint-Laurent-des-Eaux et un à Bugey. La puissance unitaire passe de 70 (Chinon-A1) à 540 MW (Bugey-1). En fin de période, le nucléaire fournit 5 % de l'électricité produite en France[A 3].

Le centre CEA de Cadarache, près de Manosque, est créé en 1960. Il s’agit du quatrième centre d'études nucléaires. Neuf réacteurs expérimentaux sont mis en service pendant les années 1960, soit en moyenne deux par centre. Minerve est destiné aux études neutroniques sur des réseaux combustibles des différentes filières de réacteurs nucléaires[14]. Osiris sert à étudier les matériaux et combustibles des centrales nucléaires, et produit des radioéléments pour l'industrie et la médecine nucléaire, notamment du technétium 99m, dont il est l'un des trois seuls producteurs au monde, et du silicium dopé[15]. Pégase ainsi que Harmonie, Masurca[16], César, Marius, Cabri[17] complètent le dispositif. En 1967, le premier réacteur à neutrons rapides français, Rapsodie, est mis en service. Il sera le précurseur de Phénix et Superphénix. Éole, Minerve, Phébus viennent compléter le dispositif de recherche pour la deuxième et troisième génération de réacteurs nucléaires à eau pressurisée qui sera exploitée en France à partir de 1977[18].

Tournant industriel (1970-1980) modifier

 
La centrale nucléaire de Fessenheim, où sont construits deux des six réacteurs du contrat-programme CP0.

Au début des années 1960, la commission PEON, une commission consultative auprès du gouvernement français créée en 1955 afin d'évaluer les coûts liés à la construction de réacteurs nucléaires, préconise le développement de l’énergie nucléaire pour pallier le manque de sources énergétiques nationales[B 1]. Deux positions vont alors s’affronter : celle du CEA qui préconise la filière UNGG et celle de EDF qui souhaite développer la filière américaine REP (uranium enrichi et eau sous pression) de Westinghouse. Un rapport technique comparant les deux filières réalisé en 1967 établit que le kWh produit avec une centrale UNGG est 20 % plus cher que celui produit avec une centrale REP de même puissance (500 MWe). Charles de Gaulle, alors président de la République, tient à l’indépendance nationale et autorise toutefois la construction de deux centrales UNGG à Fessenheim (Haut-Rhin), tout en poursuivant une coopération avec la Belgique sur les REP (Tihange et Chooz A)[B 1]. La Belgique a réalisé en effet le premier REP en Europe, BR-3, d’une puissance modeste d'un peu plus de 10 MWe, mis en service en 1962[B 2],[19].

Durant la présidence de Georges Pompidou, le gouvernement Jacques Chaban-Delmas, nouvellement désigné, fait brutalement volte-face. Par décision interministérielle du , la filière UNGG est abandonnée au profit des réacteurs à eau légère. Les deux arguments invoqués sont d’une part la taille compacte des REP et l’assise technique et financière des sociétés américaines[B 3]. Deux sociétés s’affrontent alors pour exploiter les licences américaines : Framatome (société franco-américaine de constructions atomiques) créée spécialement, exploitant le brevet de Westinghouse pour la technologie REP, et le groupe de la Compagnie générale d'électricité (CGE) (qui deviendra Alcatel-Alsthom en 1991), exploitant le brevet de General Electric pour la filière des réacteurs à eau bouillante.

EDF est autorisé à construire deux REP à Fessenheim, au lieu des deux UNGG prévus, qui sont raccordés au réseau en 1977. Puis quatre autres sont autorisés à Bugey (Ain). Ces six réacteurs constitueront a posteriori le palier dit CP0 (« contrat programme zéro »)[20],[B 1],[A 4].

Deux évènements internationaux conduisent à une accélération spectaculaire du programme électronucléaire français. Le conflit israélo-arabe, notamment la guerre du Kippour en 1973, ainsi que le premier choc pétrolier, qui conduit le prix du pétrole à doubler deux fois en , mettent brutalement en évidence la dépendance énergétique des pays occidentaux et leur fragilité en la matière au moment où le pays connaît une extraordinaire croissance économique[A 4].

Le comité interministériel du , soit cinq mois avant la crise du Proche-Orient, a déjà décidé d'accroître le programme de centrales électronucléaires prévu au VIe plan, en le portant de 8 à 13 GW pour la période 1972-1977. Ces événements conduisent Pierre Messmer, premier ministre, à décider le à accélérer encore ce programme. Les 13 000 MW prévus pour être réalisés de 1972 à 1977 seraient entièrement engagés avant la fin de 1975. Ultérieurement, les investissements d'EDF seraient poursuivis au même rythme correspondant à l'engagement de 50 000 MW nucléaires de 1974 à 1980[21], ce qui correspond à 55 réacteurs de 900 MW, en sus des six déjà en activité.

En , la CGE présente le BWR6, le nouveau réacteur à eau bouillante de General Electric, qui dispose d’une plus grande puissance grâce à des améliorations de combustible. Le , EDF notifie officiellement à la CGE la commande de huit réacteurs, dont deux fermes (Saint-Laurent-des-Eaux 3) et six en option. Simultanément, la CGE reçoit la commande ferme de douze turbo-alternateurs de 1 000 MW et de six en option. Le marché total s’élève à 3,5 milliards de francs (hors taxes) et la redevance due à General Electric à 2,5 % de ce montant, soit 87,5 millions de francs. Les travaux avancent rapidement et au , 10 000 documents ont déjà été transmis par General Electric, plus de 200 missions ont été effectuées aux États-Unis par des techniciens en formation et 388 personnes de la CGE travaillent à temps plein sur le projet[22]. Le , EDF annule cette commande, par suite de la forte augmentation du devis, et décide de ne retenir qu’une seule filière, celle des réacteurs à eau pressurisée. Il s’agit d'un échec cuisant pour la CGE, qui se retire dès lors de la filière nucléaire, mais obtient toutefois une compensation de taille : la place d'Alsthom au centre de l'industrie nucléaire française. À la fin de l’année 1976, Alsthom obtient ainsi un quasi-monopole sur le marché français des turbo-alternateurs.

Le contrat-programme CP1, engagé en 1974, comprend 18 tranches de 900 MWe : Blayais 1, 2, 3, et 4 (Gironde) ; Dampierre 1, 2, 3 et 4 (Loiret) ; Gravelines B1, B2, B3, B4, C5 et C6 (Nord) et Tricastin 1, 2, 3 et 4 (Drôme). Le contrat-programme CP2, lancé en 1976, comprend dix tranches : Chinon B1, B2, B3, B4 (Indre-et-Loire) ; Cruas 1, 2, 3, et 4 (Ardèche) ; Saint-Laurent-des-Eaux B1 et B2 (Loir-et-Cher)[23].

Achèvement du parc et interrogations (1980-2000) modifier

Le palier P4 est constitué de huit tranches d'une puissance de 1 300 MWe, sur lesquelles Framatome avait travaillé avec Westinghouse dès 1976. Elles sont commandées de 1977 à 1982 et mises en service de 1984 à 1987. Il s’agit des réacteurs de Flamanville (1 et 2), Paluel (1 à 4), Saint-Alban (1 et 2)[24].

Il est suivi du palier P'4 constitué de douze nouvelles unités de la même puissance, avec quelques apports de Framatome. Les engagements de construction s’échelonnent de 1979 à 1984 et les mises en service de 1987 à 1994. Il s’agit des réacteurs de Belleville (1 et 2), Cattenom (1 à 4), Golfech (1 et 2), Nogent (1 et 2) et Penly (1 et 2).

L'année 1981 marque un tournant pour Framatome, qui voit la signature d’un accord de coopération technique à long terme avec Westinghouse, appelé NTCA (Nuclear Technical Coopération Agreement). Cet accord repose sur le respect par Westinghouse des compétences Framatome avec des échanges qui se font dans les deux sens. Des redevances, fortement diminuées, doivent toutefois encore être versées. Ce degré d'indépendance technique et commerciale de Framatome entraîne le retrait total de Westinghouse du capital de Framatome et va permettre à la société française de développer ses propres modèles de réacteurs[25].

Dans ce début des années 1980, plusieurs accidents nucléaires vont contribuer à ébranler certaines certitudes dans l'industrie nucléaire et mettre en avant un besoin majeur de mieux prendre en compte la sûreté nucléaire à chacun des stades du cycle nucléaire.

Conséquences de la catastrophe nucléaire de Tchernobyl modifier

La catastrophe nucléaire de Tchernobyl, qui se produit le , marque un tournant dans l'évolution du nucléaire. Cet accident conduit à la fusion du cœur d'un réacteur nucléaire, au relâchement de plusieurs tonnes de matières radioactives dans l'environnement et à des décès, survenus directement ou du fait de l'exposition aux radiations. Il est le premier accident classé au niveau 7 sur l'échelle internationale des événements nucléaires (INES) (le deuxième étant la catastrophe de Fukushima du ) et est considéré comme le plus grave accident nucléaire répertorié alors. Les conséquences sanitaires de la catastrophe de Tchernobyl sont importantes, ainsi que ses conséquences écologiques, économiques et politiques. Plus de 336 000 personnes sont évacuées[29].

L'image globale du nucléaire en ressort durablement altérée et les programmes en subissent le contrecoup. La plupart des projets de construction de nouvelles centrales sont stoppés. Certains pays décident de sortir du nucléaire. C'est le cas de la Suède et de l'Allemagne, même si en 2011 ces deux pays ont toujours respectivement 10 et 17 réacteurs en activité.

En France, lorsque l'accident de Tchernobyl se produit, les constructions des réacteurs des paliers P’4 et du nouveau palier N4 sont en cours et pas encore terminées. Le palier N4, directement issu de l'accord NTCA entre Framatome et Westinghouse, est constitué de quatre tranches de 1 450 MW de conception purement française mises en place à Chooz B (1 et 2) et à Civaux (1 et 2). Les engagements de construction s’échelonnent de 1984 à 1991 et les mises en service (1res connexions au réseau) de 1996 à 1999[30]. En 1992, il est mis fin à l’accord entre Framatome et Westinghouse entraînant un arrêt des redevances et une francisation complète des réacteurs construits par Framatome[25]. Les évolutions dans la conception de ces nouveaux réacteurs prennent en compte les retours d'expérience des réacteurs 900 et 1 300 MW en exploitation ainsi que les enseignements de l'accident nucléaire de Three Mile Island en 1979[31].

Les programmes engagés sont menés à leur terme, mais aucune construction nouvelle de tranche de centrale n’est entreprise après l'accident de Tchernobyl.

Néanmoins, les recherches visant à définir le futur réacteur, dit de génération III, qui doit remplacer les réacteurs de 1 300 MWe (dits de génération II) sont engagées. Un accord de coopération entre Framatome et Siemens est signé le et une compagnie commune, NPI (Nuclear Power International) est créée. Ce rapprochement, soutenus par les états respectifs, a pour objet de développer une technologie franco-allemande de réacteurs nucléaires à eau sous pression pour les besoins des deux pays en priorité, puis pour l'ensemble des producteurs mondiaux d'électricité concernés par le nucléaire. Ce nouveau réacteur, dénommé EPR pour European pressurized reactor, et dont la puissance unitaire devait initialement s'élever à 1 450 MWe, se différencie des modèles précédents par l'introduction des avancées technologiques les plus récentes, notamment en matière de sûreté. Des études d’ingénierie sont engagées en 1995 et l’avant-projet détaillé est proposé en aux autorités de sûreté française et allemande[32].

Sur le plan international, la France participe aux discussions engagées en 1991 visant à définir des obligations internationales contraignantes concernant la sûreté nucléaire. La France signe la Convention internationale sur la sûreté nucléaire le [a],[33]. Elle l’approuve le et la Convention entre en vigueur avec le décret du [34]. Le premier rapport de la France sur la sûreté de ses centrales élaboré en vertu de cette Convention est publié en [35].

Restructuration du secteur (2000 à aujourd'hui) modifier

 
Pyramide des âges des réacteurs électronucléaires français.

EDF décide en 2004 la construction à Flamanville d’un réacteur de troisième génération de type EPR[36].

Après un débat public qui se passe en 2005 et où les anti-nucléaires dénoncent une consultation portant sur un choix qui serait déjà acté, EDF lance le projet pour un investissement de 3,3 milliards d'euros. Mais, en , EDF annonce officiellement que le projet accuse un retard de deux ans, et que le chantier ne se terminera qu’en 2014. Le coût du chantier est revu à la hausse et passe à 5 milliards d'euros[37]. La durée de sa construction, initialement prévue à 5 ans, est portée à 13 ans en 2018, la mise en service étant prévue en 2020, et son coût, initialement prévu à 3,3 milliards d'euros est révisé plusieurs fois à la hausse pour passer à 10,9 milliards d'euros selon la dernière estimation de [38].

En , les experts de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) demandent d'importants travaux pour réparer huit soudures mal réalisées, ce qui impacte le calendrier de mise en service et le coût de construction[39]. En , après confirmation de cette exigence de l'ASN, EDF annonce que la mise en service du réacteur ne peut être envisagée avant fin 2022[40].

En , le gouvernement choisit la centrale nucléaire de Penly pour réaliser le deuxième EPR français, dont la construction serait confiée à un consortium regroupant EDF (majoritaire), GDF Suez, Total, Enel et E.ON[41]. Conformément à la loi relative à la démocratie de proximité du [42], un débat public est organisé du au [43]. Le bilan est présenté le . Celui-ci aboutit à un statu quo des positions de chacun : les partisans du projet n’ont pas de doutes quant à sa nécessité et les détracteurs ne sont pas moins opposés[44].

Afin de résoudre les graves difficultés rencontrées par Areva, en partie dues à l'augmentation du coût de terminaison de la centrale nucléaire d'Olkiluoto, (déficit de 4,8 milliards d'euros en 2014), l'État a exigé un accord entre EDF et Areva, qui a été conclu le  : EDF va acquérir 75 % du capital d'Areva NP (activité réacteurs d'Areva), autrement dit l'ex-Framatome, dont Areva conservera 25 % ; EDF compte revendre une partie de ses actions à d'autres partenaires, tout en restant majoritaire[45].

Les accords définitifs ont été signés le  : EDF rachète 75,5 % de l'activité de réacteurs nucléaires d'Areva, appelée New NP, dont Mitsubishi Heavy Industries acquiert 19,5 % et Assystem 5 %[46].

La centrale nucléaire d'Okiluoto est exclue du périmètre de la reprise des activités d'Areva NP par EDF.

Conséquences de l'accident nucléaire de Fukushima sur le parc nucléaire de la France modifier

L'accident nucléaire de Fukushima relance les interrogations sur le nucléaire. Nicolas Sarkozy annonce le que le choix de l'énergie nucléaire n'est pas remis en question[47]. Le Premier ministre François Fillon confie le à l'Autorité de sûreté nucléaire la réalisation d'un audit sur les installations nucléaires françaises. Cet audit portera sur les risques d’inondation, de séisme, de perte des alimentations électriques et de perte du système de refroidissement ainsi que sur la gestion opérationnelle des situations accidentelles. Des propositions d’améliorations sont attendues pour la fin de l’année 2011[48].

Après l'accident nucléaire de Fukushima, l’ASN a demandé à EDF de prendre une série de dispositions dites « noyaux durs post-Fukushima » visant l'amélioration de la sûreté nucléaire à la suite des évaluations complémentaires de sûreté menées en 2011 ; EDF a présenté le un programme de travaux : construction de centres de crise bunkérisés, générateurs Diesel d’ultime secours, création d’une source ultime d’eau froide... complétés par la mise en place fin 2012 d'une « Force d'action rapide nucléaire » (Farn) dotée de moyens lourds et organisée de manière à pouvoir acheminer en urgence des secours (eau, générateurs) à une centrale en péril, par hélicoptère si les accès routiers sont coupés. L'ASN a demandé à l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) d'analyser ce programme et de proposer si nécessaire des compléments ; l'IRSN a présenté ses conclusions fin 2012, estimant que les dispositions d'EDF « devaient être complétées afin de limiter significativement, en cas d’accident de perte totale et durable des sources électriques ou de la source froide, les conséquences pour l’environnement. »[49].

Le , l'ASN a adopté 19 décisions (une par centrale) fixant à EDF des exigences complémentaires détaillées pour la mise en place du « noyau dur » post-Fukushima, issues du rapport de l'IRSN et visant à compléter le concept de noyau dur par la définition d’un ensemble de matériels permettant de faire face aux vulnérabilités identifiées par EDF ; ces équipements devront être mis en place d'ici 2020[50].

Diesels d'ultime secours modifier

Depuis 2020, les 56 réacteurs nucléaires opérationnels en France[b] sont équipés d'un groupe électrogène supplémentaire de dernier recours, dit Diesel d'ultime secours (DUS)[51], qui doit fournir 3,5 MW d'électricité en cas de défaillance des autres systèmes[c]. Cet équipement de près de 70 t fait partie du noyau dur des mesures post-Fukushima, lequel comprend également un centre bunkérisé abritant le centre de gestion de crise et un appoint ultime en eau[53],[54], afin de garantir le refroidissement de chaque réacteur[55],[56].

Ces Diesels d'ultime secours ont été achetés à Westinghouse[57]. Ils connaissent des problèmes de corrosion sur de la boulonnerie et du supportage et plusieurs ont connu des départs de feu (près d'une dizaine en un an et demi) malgré les actions de correction mises en œuvre qui n'ont pas permis d'éviter de nouveaux incidents en 2022[58],[59].

Relance du programme nucléaire modifier

Après avoir mis à l'arrêt définitif les réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim, la plus ancienne alors en activité, en février et , le président Emmanuel Macron annonce, le , sa décision de « prolonger la durée de vie de tous les réacteurs nucléaires qui peuvent l'être […] et lancer dès aujourd'hui un programme de nouveaux réacteurs », soit six EPR2 dès à présent et potentiellement huit nouveaux exemplaires dans les années à venir. 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[60].

La nouvelle stratégie énergétique de la France prévoit que le chantier du premier des six réacteurs EPR2 débutera en 2028, pour une mise en service prévue en 2035. La Commission nationale du débat public sera saisie pour concerter le public dès le second semestre 2022. Le chef de l'État annonce un programme, dans le cadre du plan d'investissement France 2030, pour faire émerger de nouveaux types de réacteurs, financé à hauteur d'un milliard d'euros, dont la moitié doit échoir au projet NUWARD de petit réacteur modulaire porté par EDF, visant un premier prototype prévu pour 2030, et l'autre moitié à la conception de réacteurs innovants produisant moins de déchets. Son objectif est d'atteindre une capacité de production supplémentaire de 25 GW d'ici 2050[61].

Le baromètre IRSN 2022, à partir d'une enquête menée en novembre 2021, met en évidence une opinion sensiblement plus favorable au nucléaire que l'année précédente : 60 % (+7 points) affirment que « la construction des centrales a été une bonne chose », 16 % sont en désaccord. 44 % sont pour la construction de nouvelles centrales (+15 points), tandis que 29 % sont contre. 46 % sont désormais opposés à la fermeture des centrales (+14 points), tandis que 26 % y sont favorables[62].

Le , le Conseil de politique nucléaire décide le lancement « d'études permettant de préparer la prolongation de la durée de vie des centrales existantes à soixante ans et au-delà, dans des conditions strictes de sûreté garanties par l'Autorité de sûreté nucléaire ». Il lance également l'accélération des travaux sur le développement de petits réacteurs modulaires « afin de pouvoir disposer d'au moins une tête de série dans les années 2030 » et une réflexion en profondeur sur la question du cycle du combustible[63].

Puissance installée et production modifier

Parc électronucléaire actuel modifier

 
Évolution du coefficient de production du parc électronucléaire de 1999 à 2010.

En , après la mise à l'arrêt de la centrale nucléaire de Fessenheim, la France compte 18 centrales nucléaires en exploitation pour un total de 56 réacteurs nucléaires de puissance[64]. Leur production nette en 2018 a été de 393,2 TWh, soit 71,7 % de la production d’électricité du pays (548,6 TWh)[65] ; ce nombre de réacteurs représente 12,7 % du total mondial. Quant à production d'électricité d'origine nucléaire, avec 15,3 % du total mondial, la France est au 2e rang derrière les États-Unis (qui en détient 31,4 %)[66].

En 2018, la production nucléaire d'EDF a progressé de 14,1 TWh par rapport à 2017, soit +3,7 %, atteignant 393,2 TWh ; malgré cette amélioration, c'est la troisième année consécutive où la production nucléaire d'EDF reste inférieure à 400 TWh, alors qu'elle n'avait rencontré cette situation qu'une seule fois, en 2009, en raison d'une longue grève. Les années 2016 et 2017 avaient été marquées par des arrêts exceptionnels de réacteurs liés aux contrôles de l'Autorité de sûreté sur la qualité de gros composants. La production de l'année 2018 a été réduite de 10 TWh par un problème générique lié à l'usure de pièces (« manchettes thermiques ») situées sur le couvercle de la cuve de certains réacteurs. Le parc nucléaire français a produit à 71,1 % de ses capacités théoriques maximales en 2018, alors que le groupe visait encore un taux de disponibilité de plus de 80 % il y a cinq ans. EDF prévoit une production nucléaire de l'ordre de 395 TWh pour 2019 et les années suivantes, du fait de la programmation de sept visites décennales en 2019 et de 25 autres d'ici 2030[67].

La production d'électricité d'origine nucléaire a été multipliée par trente entre 1973 et 2006, passant de 14,8 TWh à 450,2 TWh[68]. Celle-ci diminue toutefois de manière continue entre 2006 et 2010 alors que le nombre de centrales en activité n'a pas changé. Ceci s'explique par une baisse du coefficient de production. Cette diminution est surtout imputable à l'allongement des arrêts de tranche et à des mouvements de personnel induisant une baisse du coefficient de production[68].

L’énergie produite par les centrales nucléaires dépend de la combinaison de trois facteurs : la puissance installée, le coefficient de disponibilité Kd et le coefficient d’utilisation Ku. Le produit de Kd et Ku donne le coefficient de production Kp. Celui-ci traduit le taux de production effective d’électricité des centrales[C 1].

Ces coefficients traduisent la variabilité annuelle de la production. Le coefficient de disponibilité Kd intègre les indisponibilités techniques des réacteurs (avaries, maintenance des centrales…) tandis que le coefficient d’utilisation reflète les cas où, la centrale étant disponible, l’énergie pouvant être produite n’a pas été appelée par le réseau (demande trop faible, abondance de ressources hydroélectriques ou indisponibilité locale du réseau de transport) ou par contraintes environnementales (limitation des rejets thermiques dans les cours d’eau)[C 1].

Après une hausse continue de 1999 à 2005, passant de 71,8 à 77,6 %, le coefficient de production a ensuite fortement baissé pour atteindre 70,7 % en 2009[69],[70].

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Capacité nucléaire totale (GW) 63,2 63,2 63,2 63,3 63,4 63,4 63,3 63,3 63,3 63,3 63,1 63,1
Parc disponible (GW) 50,1 50,8 51,3 51,9 52,4 52,5 52,8 52,9 50,8 50,1 49,2 49,5
Parc utilisé (GW) 45,4 46,1 46,9 47,7 48,1 48,7 49,1 49 47,8 47,7 44,6 46,6
Coefficient de disponibilité (kd) (%) 79,3 80,4 81,2 82 82,7 82,8 83,4 83,6 80,2 79,2 78 78,5
Coefficient d'utilisation (ku) (%) 90,5 90,8 91,3 91,9 91,8 92,8 93 92,6 94,2 95,2 90,7 94,1
Coefficient de production (kp) (%) 71,8 73 74,1 75,4 75,9 76,8 77,6 77,4 75,5 75,4 70,7 73,9
Production nucléaire (TWh) 375 395 401 416 420 427 430 429 419 418 390 408

Le rapport sur la durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs publié en 2013 par l’Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques met en évidence la faiblesse du facteur de charge Kp des centrales françaises en comparaison de celui des centrales étrangères (en 2002 : 75 % contre 83 %) du fait du suivi de charge : les exploitants étrangers utilisent leurs réacteurs en base afin d'en maximiser la rentabilité, alors qu'en France EDF adapte en temps réel la puissance fournie par ses réacteurs en fonction de la demande, d'où un coefficient d'utilisation Ku très inférieur à 100 %. Les exploitants étrangers sont tous convaincus que le suivi de charge accélère le vieillissement des composants d’une centrale, alors qu'en France on considère que son impact sur le vieillissement est faible. Le rapporteur Christian Bataille souligne la forte variabilité du coefficient d’utilisation (de 78 à 92 % entre 1978 et 2000), et se demande si « il ne conviendrait pas, à la fois pour maximiser la durée de vie des réacteurs et pour augmenter la performance économique globale du parc, qu’EDF s’attache à développer la motivation de ses équipes en restaurant l’impératif économique et en fixant des objectifs de production à court et à long terme. Ces objectifs pourraient être l’augmentation de la disponibilité du réacteur et la diminution de la durée des arrêts de tranche »[71].

Évolution du parc électronucléaire modifier

La puissance totale installée est plafonnée à sa valeur actuelle de 61,3 GW par la loi sur la transition énergétique pour la croissance verte[72],[73].

La mise à l’arrêt anticipé des réacteurs concernés par la loi relative à la transition énergétique a débuté avec les deux réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim, mis à l’arrêt respectivement en février et .

La programmation pluriannuelle de l'énergie, fixée par décret le [74], prévoit d'arrêter 14 réacteurs avant 2035, à l’échéance de leur 5e visite décennale ; afin de lisser ce plan de fermetures, l'État a demandé à EDF de proposer une liste de paires de tranches à fermer d'ici 2035[75]. Le , dans ce cadre, « EDF propose au gouvernement d'étudier la mise à l'arrêt de paires de réacteurs à Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin » d'ici 2035[76].

Le , le président de la République Emmanuel Macron annonce sa décision de prolonger au-delà de 50 ans la durée de vie de tous les réacteurs nucléaires (dans la mesure du possible), de lancer un programme de six réacteurs EPR 2 et de mettre à l'étude un programme supplémentaire de huit autres EPR 2[60] (voir section « Relance du programme nucléaire »). Le site retenu pour la première paire est la centrale nucléaire de Penly, puis la centrale de Gravelines pour la deuxième paire. La troisième paire serait en Auvergne-Rhône-Alpes à la centrale nucléaire du Bugey ou celle du Tricastin[77].

Caractéristiques des réacteurs modifier

Descriptif du parc de centrales électronucléaires modifier

 
Calendrier de construction des centrales nucléaires françaises.

Chacune des centrales comprend deux, quatre ou six réacteurs en exploitation. Ces réacteurs sont de la filière à eau pressurisée. Le parc des 56 réacteurs en exploitation se répartit en[78],[79] :

  • 32 réacteurs de 900 MWe se répartissent en 4 réacteurs du palier CP0, 18 du palier CP1 et 10 du palier CP2 ;
  • 20 réacteurs de 1 300 MWe se répartisant en 8 du palier P4 et 12 du palier P’4 ;
  • 4 réacteurs de 1 450 MWe constituant le palier N4.

Un réacteur, dit de génération III, de type réacteur à eau pressurisée (REP) et baptisé réacteur pressurisé européen (EPR, European Pressurized Reactor), est en construction à côté des deux réacteurs existants de la centrale nucléaire de Flamanville (Manche).

Réacteurs de 900 MWe modifier

 
Carte des centrales nucléaires françaises en activité, classées selon leur type (au ).

Les 32 réacteurs de 900 MWe se répartissent en : 4 du palier CP0 à Bugey, 18 du CP1 (4 à Blayais, 4 à Dampierre, 6 à Gravelines, 4 à Tricastin) et 10 du CP2 (4 à Chinon, 4 à Cruas et 2 à Saint-Laurent-des-Eaux). Les paliers CP1 et CP2 sont regroupés sous le vocable CPY. Les quatre réacteurs du palier CP0 ont été mis en service respectivement en 1979 et 1980[B 1], les 18 réacteurs CP1 entre 1980 et 1985 et les réacteurs CP2 entre 1983 et 1988.

Les chaudières du palier CPY (CP1 et CP2) se distinguent des réacteurs CP0 par la conception des bâtiments, la présence d’un circuit de refroidissement intermédiaire entre celui permettant l’aspersion dans l’enceinte en cas d’accident et celui contenant l’eau de la rivière, ainsi que par un pilotage plus souple[F 1].

Le bâtiment qui abrite de ce type de réacteur est à paroi simple. Il est cylindrique en béton précontraint de 37 m de diamètre et d'environ 60 m de hauteur, surmonté d'un dôme. La paroi cylindrique a une épaisseur de 90 cm et le dôme une épaisseur de 80 cm. Ce bâtiment a pour fonction de résister aux accidents aussi bien qu'aux agressions externes. Sa surface intérieure est recouverte d'une peau métallique de 6 mm d'épaisseur dont la fonction est d'assurer l'étanchéité[80].

Réacteurs de 1 300 MWe modifier

Les 20 réacteurs de 1 300 MW se répartissant en 8 du palier P4 et 12 du palier P’4. Les 8 réacteurs du palier P4 ont été mis en service entre 1985 et 1987, les 12 réacteurs P'4 entre 1987 et 1994.

Le palier P4 est constitué des réacteurs de Flamanville (2), Paluel (4) et Saint-Alban (2)[24]. Une des principales différences avec les REP 900, outre la puissance accrue, est la double enceinte de confinement du bâtiment qui abrite le cœur. La paroi interne a une épaisseur de 1,20 m et la paroi externe 0,55 m[80]. Par ailleurs, du fait de l’augmentation de puissance, le nombre de générateurs de vapeur du circuit primaire est porté de trois à quatre afin de disposer d’une capacité de refroidissement plus élevée que sur les réacteurs de 900 MWe[F 1].

Le palier P’4 est constitué des réacteurs de Belleville (2), Cattenom (4), Golfech (2), Nogent (2) et Penly (2). Les différences avec le palier P4 sont faibles. Elles concernent essentiellement le bâtiment du combustible et la conception de certains circuits[F 1].

Réacteurs de 1 450 MWe modifier

Les quatre réacteurs de 1 450 MWe constituant le palier N4 sont situés à Chooz B (2) et à Civaux (2). Ils ont été mis en service en 2000 et 2002.

Comparatif entre réacteurs modifier

Les caractéristiques comparatives des quatre types de réacteurs sont données dans le tableau ci-après[81].

Section Indicateur Unité 900 MWe 1 300 MWe 1 450 MWe EPR
Puissance Puissance électrique nette MW 915 1 320 1 450 1 600
Puissance électrique brute MW 965 1 370 1 530 1 700
Puissance thermique nominale MWt 2 785 3 817 4 250 4 324
Rendement % 31,6 à 33,1 34,1 à 35 35,7 à 35,9 37
Vitesse de rotation du groupe turboalternateur tr/min 1 500 1 500 1 500 1 500
Enceinte de confinement Type[82] simple double double double
Enceinte interne : béton précontraint Béton précontraint Béton précontraint Béton précontraint Béton précontraint
Peau d'étanchéité avec sans sans avec
Diamètre intérieur m 37 47,8 43,8 48
Hauteur intérieure au centre m 55,88 55,56 57,48 48
Épaisseur de paroi m 0,9 1,2 1,2 1,3
Volume intérieur total m3 58 000 83 700 86 000 90 000
Enceinte externe Béton renforcé Béton armé Béton armé Béton armé
Épaisseur de paroi m 0,55 0,55 1,3
Circuit primaire Pression de fonctionnement MPa 15,5 15,5 15,5 15,5
Température de l'eau à l'entrée de la cuve °C 286 292,8 292,2 295,6
Température de l'eau à la sortie de la cuve °C 323,2 328,7 329,6 330,2
Nombre de boucles 3 4 4 4
Volume du circuit primaire (avec pressuriseur) m3 271 399 406 460
Cuve Diamètre intérieur mm 4 003 4 394 4 486 4 885
Hauteur totale m 13,2 13,6 13,645 13,105
Épaisseur de la paroi à hauteur du cœur mm 200 220 225 250
Matériau acier 16MND5 16MND5 16MND5 16MND5
Masse totale à vide t 332 435 462 520
Générateur de vapeur Nombre 3 4 4 4
Pression vapeur en sortie de GV à pleine charge bar abs 58 64,8 72,8 77,4
Température en sortie de GV °C 273 281 288 293
Débit de vapeur par GV t/h 1 820 1 909 2 164 2 197
Surface d'échange m2 4 746 6 940 7 308 7 960
Hauteur totale m 20,6 22,3 21,9 24,2
Masse totale (sans eau) t 302 438 421
Cœur Combustible : Pastilles cylindriques d'UO2
Hauteur active des crayons mm 3 660 4 270 4 270 4 200
Diamètre des pastilles mm 8,2 8,2 8,2 8,2
Diamètre externe des crayons mm 9,5 9,5 9,5 9,5
Matériaux de gainage des crayons Zircaloy Zircaloy Zircaloy M5
Nombre de crayons par assemblage 264 264 264 265
Nombre d'assemblages de combustible dans le cœur 157 193 205 241
Puissance linéique moyenne à puissance nominale W/cm 178 170,5 179,6 155
Contrôle de la réactivité Nombre de grappes de contrôle 57 65 73 89
Matériau absorbant Ag.In.Cd grappes hybrides Ag.In.Cd et B4C
Pompe primaire Débit nominal par pompe m3/h 21 250 23 325 24 500 27 195
Puissance à l'accouplement à chaud kW 5 400 5 910 6 600 8 000
Hauteur manométrique totale m 90,7 96,6 106 à 190,2 98,1

Gestion du combustible modifier

Circuits primaire et secondaire modifier

Générateurs de vapeur modifier

Les générateurs de vapeur (GV) sont des échangeurs de chaleur entre l’eau du circuit primaire et l’eau du circuit secondaire. Ils sont constitués d’un ensemble de tubes, dont le nombre varie de 3 000 à 6 000 selon le modèle, qui confinent l’eau du circuit primaire et permettent un échange de chaleur et la production de vapeur qui alimentera un turbo-alternateur, en évitant tout contact entre les fluides primaire et secondaire[D 1]. Il s’agit de grands appareils d'une vingtaine de mètres de hauteur et de 300 à 400 tonnes selon les modèles. Les réacteurs de 900 MWe en comportent trois avec 3 300 tubes chacun, les réacteurs 1 300 MWe en ont quatre avec 5 400 tubes[E 1].

Il s’agit d’un organe éminemment sensible et un des points faibles dans une centrale nucléaire. En effet en cas de rupture d'un tube, le circuit primaire est mis en communication avec le circuit secondaire. Du fait de la forte différence de pression entre le primaire (155 bars) et le secondaire (90 bars), la conséquence immédiate serait une augmentation de pression dans le secondaire et une fuite d'eau primaire contaminée de plusieurs dizaines de kilogrammes par seconde vers le secondaire. Si cette brèche n'est pas compensée par un apport d'eau, elle peut provoquer la rupture des gaines des éléments combustibles par défaut de refroidissement. Or, le circuit secondaire est dimensionné pour une pression inférieure à celle du circuit primaire, et il doit être protégé contre les surpressions par des soupapes de sécurité. Si la pression augmente trop, les vannes de décharge et les soupapes de sûreté du secondaire peuvent s'ouvrir, laissant échapper la vapeur radioactive directement dans l’atmosphère[E 1]. Il s’agit d’un des scénarios d’accident pris en compte pour l’élaboration des plans de prévention et étudié dans le cadre des travaux du Comité directeur chargé de l’élaboration d’éléments de doctrine pour la gestion de la phase post-évènementielle d’un accident nucléaire ou d’une situation d’urgence radiologique (CODIR-PA)[83]. Les produits radioactifs qui se dégageraient sont les produits de fission présents dans l’eau du circuit primaire, essentiellement les gaz nobles, les iodes, les césiums[84].

Les générateurs de vapeurs suscitent des inquiétudes dès le début des années 1980 avec l’apparition de nombreuses fissures dues principalement à la défaillance d’un des alliages à base de nickel utilisés pour la fabrication de ces tubes, l’Inconel 600, sensible à la corrosion sous contrainte[D 2]. En 1989, au vu des statistiques de ruptures dans le monde, la fourchette de probabilité de cet accident est rehaussée en France de la « quatrième catégorie », à savoir une fourchette de probabilité d’occurrence de cet événement estimée entre 10−6 et 10−4 par réacteur et par an, à la « troisième catégorie » (probabilité de 10−4 à 10−2). Ce changement de catégorie implique que des dispositions soient prises pour que les rejets pour un tel accident soient plus faibles que ceux considérés comme acceptables[E 2].

Parallèlement, un nouveau phénomène de dégradation est découvert en 1989 sur la centrale nucléaire de Nogent et affectant tous les générateurs de la tranche 1 300 MWe[E 3]. Ces événements créent des frictions entre le Service Central de Sûreté des Installations Nucléaires (SCSIN), l’autorité de contrôle de l’époque, et EDF, le SCSIN estimant que l’opérateur n’est pas assez rapide dans la fourniture de réponse adaptées aux problèmes[E 4]. EDF décide alors de remplacer les trois générateurs de vapeur de la centrale de Dampierre en 1990[E 5]. Cette action sera suivie par le remplacement des générateurs de vapeur de Bugey-5 en 1993, de Gravelines-1 en 1994, de Saint-Laurent-B1 en 1995, de Dampierre-3 et Gravelines-2 en 1996, de Tricastin-2 en 1997 et de Tricastin-1 en 1998. Le coût de chaque équipement est alors de 600 millions de francs de l’époque[E 6].

En plus de la surveillance en exploitation, les générateurs de vapeur sont soumis tous les dix ans à une épreuve hydraulique : lors de la visite décennale, le circuit primaire subit un test global de résistance à la pression qui le soumet à une pression plus élevée que sa pression normale de fonctionnement. Lors des deuxièmes visites décennales des réacteurs de 900 MWe réalisées depuis 2002, des fuites importantes ont été constatées sur certains des générateurs de vapeur les plus affectés par la corrosion sous contrainte. Ceci a conduit EDF à accélérer le remplacement des générateurs de vapeur des douze réacteurs de 900 MWe encore équipés de faisceaux tubulaires en Inconel 600 MA[D 3]. Fin 2010, six des trente-quatre réacteurs de 900 MWe sont encore équipés de générateurs de vapeu avec faisceaux tubulaires en alliage à base de nickel Inconel 600 non traité thermiquement[F 2].

Le premier remplacement de GV de réacteurs de 1 300 MWe est planifié à la centrale nucléaire de Paluel à l’horizon 2015. Suivront ensuite les réacteurs de Flamanville en 2017 et 2018, les autres étant programmés entre la VD3 et la VD4[F 3].

EDF planifie également le remplacement à terme des GV équipés de faisceaux en alliage Inconel 600 TT (traités thermiquement) qui présentent une sensibilité aux modes de dégradation par corrosion avérée mais moindre que ceux en alliage 600 MA (« mill-annealed », recuit après laminage)[F 3].

Sûreté des centrales françaises modifier

Prise en compte des risques majeurs modifier

Risque sismique modifier

La résistance au séisme des installations nucléaires en France qualifie la faculté de ces installations à résister à l’ensemble des aléas sismiques susceptibles de se produire sur le territoire français sans dégâts susceptibles d'affecter l'une des fonctions de sûreté de l'installation : arrêt de la réaction, évacuation de la puissance résiduelle ou confinement des matières nucléaires.

La tenue au séisme des centrales nucléaires est prise en compte dès leur conception et fait l’objet d'une réévaluation périodique, tous les dix ans, afin de tenir compte d’une part de l’évolution des connaissances en matière de séismes et d’autre part de l’évolution des méthodes de dimensionnement des ouvrages. Les normes de références évoluent elles-mêmes. La méthode de définition du séisme maximum de sécurité (SMS) et de son spectre associé est décrite dans la règle RFS 2001-01. Il s’agit d’abord d’identifier le séisme maximum historique vraisemblable (SMHV), à partir de la base historique de connaissances des séismes en France qui s’étend sur plus de mille ans, mais aussi en prenant en compte les paléoséismes qui ont pu être découverts à partir de traces géologiques. Le dimensionnement des ouvrages fait quant à lui l’objet d’un guide élaboré par l’ASN et diffusé en 2006, le guide ASN/2/01, sur la base du spectre d'accélération associé au séisme maximal, avec un minimum forfaitaire de 0,1 g.

Le propriétaire de l’installation nucléaire est responsable de cette tenue au séisme. Il est contrôlé par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) après avis de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN).

Les réexamens de sûreté donnent lieu à la réalisation de travaux pour toutes les centrales où le référentiel de sûreté, réévalué en fonction des connaissances du moment, serait susceptible de ne pas être respecté en cas de fort séisme, et ce malgré une forte marge de sécurité, dû au principe même de la méthode de dimensionnement.

Risques d'inondation et de submersion modifier

Du fait de la nécessité d'une source d'eau à proximité, certaines centrales nucléaires françaises sont soumises à un risque d'inondation ou de submersion marine.

Par suite de l'accident nucléaire de Fukushima en 2011, les protections contre les inondations des sites des centrales nucléaires françaises ont été réexaminées et modifiées si nécessaire. Par exemple, un mur de quatre mètres de haut a été construit pour protéger la centrale nucléaire de Gravelines, située au bord de la mer du Nord[85].

Risques climatiques modifier

Les risques climatiques sont l'une des préoccupations de la gestion des risques. En France, le programme de recherche AGORAS, soutenu par l'ANR, porte sur les « régimes de régulation »[86] de trois grands types de risques climatiques pouvant affecter les centrales nucléaires : inondation/tempête, grands froids et grands chauds, et sur leur dynamique d’évolution, à travers l’analyse des guides, référentiels, etc. qui contribuent à la caractérisation et à la gestion des risques. Cette étude cite l'épisode des 27 et , où de nuit une surcote exceptionnelle a remonté la Gironde en inondant la centrale nucléaire du Blayais, causant la perte de plusieurs sources d'alimentation électrique, de systèmes de sauvegarde et l'inaccessibilité du site.

Le réchauffement climatique, resenti notamment en France par les canicules de 2003 et 2006, a révélé la dépendance des centrales thermiques à la disponibilité en eau de refroidissement en quantité suffisante. Presque toutes les centrales ont dû demander en urgence une dérogation pour rejeter des eaux plus chaudes que ce qu'autorise la réglementation (à savoir 28 °C)[d]. Certains réacteurs nucléaires ont dû être mis à l'arrêt ou diminuer leur puissance[87],[88] alors que la demande en électricité pour la climatisation et la réfrigération était élevée.

EDF est également amené à puiser dans les réservoirs d'eau pour diluer la chaleur rejetée. La France est ainsi en conflit avec le canton de Genève (Suisse), qui lui reproche de tirer trop d'eau du lac Léman, afin que le Rhône, qui s’est réchauffé de °C de 1920 à 2010[89],[90], puisse refroidir les 14 réacteurs implantés sur ses berges[91], dont ceux de la centrale nucléaire du Bugey[92]. En 2011, à la suite de la sécheresse, Genève a diminué le débit de sortie du lac Léman pour maintenir son niveau, ce qui a contraint la centrale du Bugey à réduire sa production d’électricité[93].

Le plan national d'adaptation au changement climatique émet des recommandations dans ce domaine[94] et EDF prépare ses centrales nucléaires aux canicules[87]. Le problème de la température des cours d'eau concerne aussi les centrales à gaz. Les centrales en bord de mer sont moins exposées aux risques liés aux vagues de chaleur et de sécheresse, mais davantage menacées par la montée des eaux et la submersion. D'autre part, placer de nouvelles centrales en bordure de l'océan et de la Manche poserait un problème de réseau d'acheminement vers le sud du pays[95]. Lors des canicules, l'éolien contribue rarement à résoudre le problème car on est alors en situation anticyclonique : ainsi, lors de la canicule de , l'éolien est pratiquement à l'arrêt, faute de vent ; à l'inverse, le photovoltaïque assure 10 % de la production d'électricité selon RTE, cinq fois plus que d'habitude[96].

Les canicules affectent aussi la fonction des tours aéroréfrigérantes. Le réchauffement climatique devrait encore induire un recul de 10 à 40 % des débits des cours d'eau français à horizon 2050-2070 comparés à 2019, alerte le ministre chargé de la Transition énergétique[97]. L'IRSN constate en 2003 et 2006 que la climatisation de locaux abritant du matériel important pour la sûreté n'a pas pu les maintenir aux températures prévues par le règlement. EDF s'est doté d'une cellule de « veille climatique » (sur les prévisions de température de l'air, mais aussi des cours d'eau utilisés pour le refroidissement) et a lancé à partir de 2008, en complément d'un plan « Grand froid », un plan « Grand Chaud » (environ 500 millions d'euros et 200 millions d'euros d'études d'impact sur l'environnement local entre 2008 et 2020), procède à un nettoyage des tours aéroréfrigérantes et des canalisations pompant et rejetant l'eau, et change ou renforce les ventilateurs pour les adapter à des températures de l'air de 43 °C. L'IRSN a autorisé le test de groupes Diesel lors de prochaines canicules, afin de s’assurer de la puissance fournie par ceux-ci lors des grandes chaleurs. Le plan prévoit cinq niveaux d'alerte (« veille », « vigilance », « pré-alerte », « alerte » puis « crise nationale »)[87]. Des moyens mobiles de réfrigération sont prévus, de même que des procédures de dérogation aux autorisations de rejets. L'IRSN, notant que ce plan pourrait ne pas suffire si le scénario pessimiste du GIEC se réalise (+°C en 2100, c’est-à-dire au-delà de la durée de vie prévue en 2019 pour les centrales nucléaires en service), a demandé à EDF de revoir à la hausse ses scénarios de températures extérieures[87]. Néanmoins, en , l’IRSN « considère que les modifications engagées par EDF sont suffisantes pour gérer la situation, même si les épisodes caniculaires se reproduisent (…) Sous réserve des essais sur les Diesels[98] ».

En mars 2023, un rapport de la Cour des Comptes invite EDF à « accélérer la recherche et la mise en œuvre de systèmes de refroidissement sobres en eau » dans ses centrales, car « les études prospectives mettent en évidence une multiplication par un facteur de trois à quatre des indisponibilités liées au réchauffement climatique à échéance de 2050 ». Selon la Cour, EDF n'a pas encore proposé « d'innovation opérationnelle concernant les systèmes de refroidissement dans le cadre du nouveau programme nucléaire, alors que des solutions techniques plus sobres en consommation d'eau, voire des technologies « à sec », sont expérimentées à l'international »[99].

Maintenance modifier

En 2016, la Cour des comptes estime le coût de la maintenance des centrales nucléaires en France à plus de 100 milliards , soit 75 milliards  d'investissements (en particulier pour répondre aux normes de sûreté durcies) et 25 milliards  pour l'exploitation[100].

En 2022, plus de la moitié des réacteurs sont à l'arrêt, 18 pour des maintenances programmées, 12 pour des problèmes de corrosion sous contrainte jugés « sérieux » par l'ASN. Plusieurs cas de fissures, avérées ou suspectées, ont été relevés sur des circuits essentiels au fonctionnement des centrales, ce qui a entraîné ces arrêts[101],[102],[103].

Ces diminutions de production font perdre à la France son rang de premier exportateur européen au premier semestre 2022, dépassée par la Suède, dans un contexte européen de pénurie d'énergie[104].

Réexamens de sûreté modifier

Tous les dix ans, chaque centrale nucléaire fait l’objet d’une inspection en profondeur des installations, ou réexamen de sûreté. Celui-ci permet de vérifier d’une part l’évolution de l’installation depuis sa mise en service et la détection éventuelle d’anomalies et d’autre part la conformité de ces installations, mais aussi des conditions d’exploitation de celles-ci, aux exigences de sûreté en vigueur au moment de l’inspection. Si des améliorations potentielles sont détectées, elles peuvent être mises en œuvre à l’occasion des arrêts des réacteurs pour visite décennale[D 4].

Cette pratique, déjà mise en œuvre par l’exploitant, est devenue obligatoire par l’article 29 de la loi TSN 2006[F 4]. Elle comprend trois parties : l’examen de conformité au vu du référentiel de sûreté, la réévaluation de sûreté qui vise à apprécier cette sûreté et à l’améliorer au vu de différents retours d’expérience et enfin la remise d’un rapport conformément au décret du modifié.

Réacteurs de 900 MW modifier

Le réexamen de sûreté des réacteurs de 900 MWe réalisé à l'occasion de leur 20 ans (deuxième visite décennale) a commencé en 1999 avec les réacteurs Tricastin-1 et Fessenheim-1 et s’est terminé en 2010 avec Chinon B4. Parmi les modifications mises en place par EDF, on peut citer celles visant à améliorer la fiabilité du turbo-alternateur de secours, du système d’alimentation auxiliaire en eau des générateurs de vapeur ou des systèmes de ventilation de locaux abritant des matériels de sauvegarde[D 5].

Celui réalisé à l'occasion de leur 30 ans (troisième visite décennale) a commencé en 2009 avec le réacteur R1 de Tricastin, après 6 ans d’études générales et spécifiques portant notamment sur les accidents graves, le confinement, l’incendie, les risques d’explosion et l’utilisation des études probabilistes de sûreté[D 5]. Elle se poursuivra selon le calendrier ci-dessous[105].

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Orientations et études
(4 ans)
Études de réalisation
(3 ans)
3e Visites décennales
(30 ans)
Études générales préalables Orientations Instruction et solde des études
Accidents graves Analyse de la suffisance des modifications
et des études réalisées au regard des objectifs fixés
EPS niveaux 1 et 2
Confinement
Incendie / Explosion
Autres études
Vieillissement
Visites décennales des réacteurs 900 MWe Tricastin R1 R2 R3 R4
Fessenheim R1 R2
Gravelines R3 R1 R2 R4
Bugey R2 R5 R3
Dampierre R1 R2 R3 R4
Blayais R1 R2 R3 R4
Chinon R1 R2 R3 R4
St-Laurent R2 R1
Cruas R3 R1 R3-R4

En , l’ASN s’est en particulier prononcée pour la poursuite de l’exploitation des réacteurs de 900 MWe jusqu’à 40 ans après leur première divergence, sous réserve d’une conformité au nouveau référentiel de sûreté. La prolongation de l’exploitation de chaque réacteur est quant à elle donnée individuellement. C’est ainsi que le le réacteur 1 de la centrale nucléaire du Tricastin a été déclaré, à l’issue de sa troisième visite décennale, apte à être exploité pour une période allant jusqu’à 40 ans[106]. À cette occasion, des modifications ont été apportées, comme celle visant à réduire les risques de rejet dans l’environnement en cas de vidange rapide de la piscine de désactivation avec la mise en place d’un automate de gestion de pompe[F 5]. Après huit mois d’arrêt pour visite décennale, le réacteur no 2 de la centrale de Bugey a quant à lui été raccordé au réseau le pour une nouvelle durée d'exploitation de dix ans[107].

L'avis relatif au réacteur no 1 de la centrale nucléaire de Fessenheim a quant à lui été rendu le [106]. Il est favorable sous réserve des conclusions à venir des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) engagées à la suite de l'accident nucléaire de Fukushima, mais surtout avec l'exigence d'une part de renforcer le radier du réacteur avant le , afin d’augmenter sa résistance au corium en cas d’accident grave avec percement de la cuve et d'autre part d'installer avant le des dispositions techniques de secours permettant d’évacuer durablement la puissance résiduelle en cas de perte de la source froide[106]. D'après le gouvernement, cela ne préjuge toutefois en rien de la poursuite d'exploitation de la centrale qui sera décidée au vu des résultats mi- des tests de sécurité[108].

Réacteurs de 1 300 MW modifier

Le réexamen de sûreté des réacteurs de 1 300 MWe à l’occasion de leurs 20 ans a commencé en 1997 et s’est achevé fin 2005. La mise en œuvre des travaux d’amélioration en découlant a commencé au printemps 2005 à l’occasion de la deuxième visite décennale du réacteur Paluel 2 et doit se poursuivre jusqu’en 2014. Parmi ces modifications peuvent être citées celles visant à améliorer les opérations de manutention du combustible lors des arrêts pour rechargement, ou la mise en service de pompes de sauvegarde depuis la salle de commande en cas de perte des alimentations électriques externes du réacteur[D 5].

Le programme d’études générales du réexamen à l’occasion des 30 ans a été proposé par EDF en 2010. Ces études concernent les conditions de fonctionnement des réacteurs, les conséquences radiologiques des accidents, la conception des systèmes et des ouvrages de génie civil, les études probabilistes de sûreté et les agressions internes et externes. L’IRSN a émis son avis le [109], suivi par l’avis d’un groupement permanent d’experts pour les réacteurs nucléaires émis le [110]. L’ASN émet son avis définitif le en rappelant qu’il s’agit du premier réexamen de sûreté dont l’orientation cadre intervient postérieurement à la loi TSN 2006. La définition des modifications découlant de ces études doit être faite au plus tard en 2012 pour permettre une mise en œuvre lors des troisièmes visites décennales qui commenceront en 2015[111].

Incidents de sûreté modifier

Évaluation complémentaire de sûreté modifier

L’évaluation complémentaire de sûreté est un réexamen de sûreté ciblé sur les problématiques soulevées par l'accident nucléaire de Fukushima, à savoir la résistance de l'installation nucléaire à des phénomènes naturels extrêmes mettant à l’épreuve les fonctions de sûreté des installations et conduisant à un accident grave. Cette évaluation permettra de vérifier le dimensionnement de l'installation, d'apprécier sa robustesse pour résister à des sollicitations supérieures à celles pour lesquelles elle a été dimensionnée et de définir des éventuelles modifications[112].

Cette démarche s'inscrit dans le cadre des « tests de résistance » demandés par le Conseil européen lors de sa réunion des 24 et [112]. Le cahier des charges de ces évaluations, élaboré par l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), a été approuvé par le Haut comité pour la transparence et l'information sur la sécurité nucléaire (HCTISN) le . Il a été notifié aux exploitants le [112]. Ces derniers devaient ensuite fournir une note méthodologique pour le et un premier rapport au plus tard le . L’ASN avec l'appui technique de l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) devaient ensuite produire un rapport d'analyse pour le [113].

Sécurité des centrales françaises modifier

Prise en compte du risque terroriste modifier

Les sites nucléaires disposent d'une formation de la gendarmerie nationale française pour leur sécurité. Depuis 2009, il s'agit des pelotons spécialisés de protection de la gendarmerie comptant une quarantaine de personnels dont vingt unités sont mises en place entre 2009 et 2012.

En 2017, l'ONG antinucléaire Greenpeace a mandaté un rapport de sept experts du nucléaire et du terrorisme dans le but d’étudier la sécurité des centrales nucléaires françaises face au risque terroriste. Le rapport décrit une situation qui serait très « alarmante ». L’alerte semble venir d’une des parties des centrales : les piscines de refroidissement. L'ONG en déduit « un déficit historique de la protection des installations »[114]. Interrogé par Le Monde, Philippe Sasseigne, directeur du parc nucléaire d’EDF, déclare que les installations, piscines comprises, ont été conçues pour résister à tout type d’agression d’origine naturelle ou humaine, chutes d’avion incluses, et rappelle que l’entreprise dispose de ses propres équipes affectées à la sécurité : quarante à cinquante agents pour chacune des dix-neuf centrales, et qu’un millier de militaires du peloton spécialisé de protection de la Gendarmerie nationale sont répartis sur les mêmes sites[115]. Le directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) relativise la portée du rapport de Greenpeace France sur la sécurité des centrales nucléaires françaises, qui selon lui n’apporte rien de nouveau à la réflexion sur le renforcement de la sécurité des installations nucléaires[116]. Le , des militants de Greenpeace se sont introduits sur le site de la centrale nucléaire de Cattenom et y ont lancé un feu d'artifice à proximité de la piscine d'entreposage du combustible usagé, dans le but de démontrer le besoin, selon eux, de renforcer la sécurité de ces piscines[117],[118]. Les militants ont été interceptés par les gendarmes avant d'avoir pu atteindre la zone nucléaire[119]. EDF précise que les militants sont à chaque fois précocement identifiés grâce à la vidéosurveillance, aux systèmes d’alarme et à la formation des 760 membres du peloton spécialisé de protection de la gendarmerie (PSPG) directement formés par le groupe d'intervention de la gendarmerie nationale (GIGN). De plus, lors de leurs opérations d’intrusion, les militants de Greenpeace vont toujours à la rencontre des hommes et femmes du PSPG pour les alerter de leurs intentions pacifistes. Les forces de gendarmerie optent pour des interventions en douceur afin d’éviter tout accident, qui serait préjudiciable pour l’image d’EDF. Un directeur de site remarque que les ONG ne tentent pas les mêmes opérations sur des centrales aux États-Unis ou en Russie où la réaction des services de défense serait beaucoup plus létale[120].

Durée d’exploitation des centrales nucléaires françaises modifier

Il n’existe pas, en France, de limitation légale fixe de la durée d’exploitation des centrales nucléaires. Un réexamen de sûreté spécifique périodique est demandé (en complément des contrôles continus) lors des visites décennales par l'Autorité de sûreté nucléaire qui, après avoir imposé d'éventuels travaux complémentaires (par exemple à la suite des leçons tirées de Fukushima), donne ou ne donne pas sa « non-opposition » au redémarrage pour une nouvelle durée de dix ans[121],[122].

En comparaison, aux États-Unis, l'autorisation d'exploitation initialement donnée pour 40 ans par la NRC, a fait l'objet de prolongations pour 20 ans supplémentaires[123] pour 81 réacteurs sur les 99 en service dans le pays, et l’autorité de sûreté nucléaire a publié fin 2015 un projet de lignes directrices pour la prolongation jusqu’à 80 ans d’exploitation[124].

Lors de leur conception, la durée d’exploitation initiale prévue des centrales REP françaises était de 40 ans. Cependant, à ce jour, tous les composants peuvent être remplacés sauf[125] l'enceinte de confinement et la cuve qui font d'ailleurs l'objet d'une surveillance particulière. La cuve n'a été changée sur aucun réacteur nucléaire, le mode d'exploitation des cœurs des réacteurs a permis de limiter son irradiation et donc son vieillissement.

Sur les 56 réacteurs du parc EDF, il n’est pas exclu que certains réacteurs ne puissent pas être prolongés au-delà de 40 ans à un coût économiquement acceptable (fonction des travaux d'une part requis pour respecter les demandes réglementaires et d'autre part nécessaires pour garantir un niveau de production suffisant)[126].

Toutefois, indépendamment du réexamen de sûreté, la durée d'exploitation peut aussi être réduite par décision politique, comme l'arrêt définitif de Creys-Malville, la décision de sortie du nucléaire de l'Allemagne ou, comme la mise à l’arrêt de la centrale nucléaire de Fessenheim (en application de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte)[127].

Le , le réacteur Tricastin 1 est le premier des 58 réacteurs d'EDF à engager les travaux qui lui permettront de prolonger son exploitation de quarante à cinquante ans et d'intégrer des améliorations de sûreté introduites par l'EPR. Le chantier, qui servira de référence aux 31 autres réacteurs de 900 mégawatts, se prolongera jusqu'en 2023. Au total, l'investissement s'élève à 7 milliards  pour prolonger de dix années ces 32 réacteurs, soit un montant inférieur à 1 centime par kWh sur la facture des consommateurs[128].

Le , le président Macron annonce sa décision de prolonger au-delà de 50 ans « la durée de vie de tous les réacteurs nucléaires [dans la mesure du possible] »[60] (voir section « Relance du programme nucléaire »).

Le 3 février 2023, le Conseil de politique nucléaire décide le lancement « d'études permettant de préparer la prolongation de la durée de vie des centrales existantes à soixante ans et au-delà, dans des conditions strictes de sûreté garanties par l'Autorité de sûreté nucléaire »[63].

Enjeux environnementaux modifier

Enjeux sanitaires modifier

Démantèlement des centrales modifier

En , douze réacteurs sont en cours de démantèlement en France (le début du démantèlement des réacteurs de Phénix (Marcoule) et de Fessenheim nécessite au préalable le déchargement des cœurs des réacteurs (et le traitement du sodium pour Phénix))[129],[130],[131] :

Information de la population modifier

La population habite pour 58 % à moins de cent kilomètres d'une centrale[133]. La loi du relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire, dite loi « TSN », dispose que toute personne a le droit d'être informée sur les risques liés aux activités nucléaires. Le Haut Comité pour la transparence et l’information sur la sécurité nucléaire est l'instance légale d’information, de concertation et de débat sur les risques liés aux activités nucléaires et aux effets de ces activités sur la santé des personnes, sur l'environnement et sur la sécurité nucléaire[134].

Notes et références modifier

Notes modifier

  1. Les pays signataires de la Convention internationale sur la sûreté nucléaire sont les suivants : Afrique du Sud. Algérie, Allemagne, Argentine, Arménie, Australie, Autriche, Belgique, Brésil, Bulgarie, Canada, Chili, Chine, République de Corée, Cuba, Danemark, Égypte, États-Unis d'Amérique, fédération de Russie, Finlande, France, Grèce, Hongrie, Inde, Indonésie, Irlande, Israël, Italie, Japon, Luxembourg, Nicaragua, Nigeria, Norvège, Pakistan, Pays-Bas, Pérou, Philippines, Pologne, Portugal, République slovaque, République tchèque, Roumanie, Royaume-Uni, Slovénie, Soudan, Suède, Syrie, Tunisie, Turquie et Ukraine.
  2. En 2022, 56 réacteurs sont opérationnels depuis la mise à l'arrêt de la centrale nucléaire de Fessenheim en 2020.
  3. Pour le palier CPY, ces systèmes sont : l'alternateur, la ligne principale, la ligne auxiliaire, les deux diesels de secours, le groupe d'ultime secours-GUS et le groupe turboaltenateur d'ultime secours LLS[52].
  4. Voir Centrale nucléaire#Rejets thermiques.

Références modifier

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  107. « La centrale nucléaire du Bugey, au service d’une production d’électricité sûre, compétitive et sans CO2, au cœur de la région Rhône-Alpes » [PDF], sur ASN, (consulté le ), p. 15.
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  109. « Synthèse du rapport de l’IRSN sur les orientations des études à mener pour le réexamen de sûreté des réacteurs de 1300 MWe à l’occasion de leur troisième visite décennale » [PDF], sur IRSN, (consulté le ).
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  112. a b et c « L’ASN définit le cahier des charges relatif aux « évaluations complémentaires de la sûreté » des installations nucléaires au regard de l’accident de Fukushima », sur ASN, (consulté le ).
  113. « Présentation des évaluations complémentaires de la sûreté des installations nucléaires au regard de l’accident de Fukushima » [PDF], sur ASN, (consulté le ).
  114. « Ce rapport de Greenpeace sur la sécurité nucléaire est si alarmant que seule une version "light" a été publiée », sur Le HuffPost, (consulté le ).
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  121. Legifrance - Ordonnance no 2012-6 du modifiant les livres Ier et V du code de l'environnement - Sous-section 3 - Fonctionnement - Art. L. 593-18 et suivants
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  123. Reactor License Renewal Overview, Nuclear Regulatory Commission.
  124. Nucléaire : les réacteurs américains en route vers 80 ans d'exploitation, Les Échos, .
  125. Nucléaire : prolonger la vie d'un réacteur en changeant sa cuve ? "Pas prévue à l’origine et techniquement ardue, la manœuvre doublerait la durée de vie des centrales et éviterait d’en bâtir de nouvelles", Rue89, Le Nouvel Observateur, .
  126. Rapport (Assemblée nationale & Sénat) de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques sur "La durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs".

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

    « La durée de vie de conception des équipements les plus importants des centrales nucléaires actuellement en service est estimée à 40 ans. »

    « Pour maximiser la durée de vie de la cuve, il convient en conséquence de mettre en place une gestion à faible fuite, ce qui conduit à placer à l’extérieur du cœur du réacteur les combustibles déjà irradiés. »

    « [Aux États-Unis] début mars 2003, 10 réacteurs avaient déjà obtenu leur prolongation de 40 à 60 ans de leur licence d’exploitation, tandis que la NRC examinait, à la même date, 26 demandes de prolongation. »

    « À l’instar de la plupart des exploitants, EDF considère que les deux composants d’une centrale nucléaire qui ne sont pas remplaçables sont la cuve du réacteur et l’enceinte de confinement. C’est pourquoi une attention particulière leur est accordée, bien qu’elle ne soit exclusive d’une surveillance précise du vieillissement de l’ensemble des composants d’une centrale. »

  127. Arrêt de Fessenheim : le compte à rebours est lancé, Le Figaro,  : « Le président de la République a annoncé que la centrale d'EDF - mise en service en 1977 - fermerait ses portes en 2016. L'arrêt de Fessenheim interviendra en fin de mandature. »
  128. Véronique Le Billon, Nucléaire : Tricastin engage ses travaux post-40 ans, Les Échos, .
  129. Les 9 réacteurs nucléaires EDF en déconstruction en France, EDF (consulté le ).
  130. Les démantèlements d’installations nucléaires en France Les démantèlements en cours chez EDF, Areva et au CEA, IRSN (consulté le ).
  131. voir aussi: la liste des réacteurs nucléaires en France
  132. Précisions sur la faisabilité technique et financière du démantèlement des centrales nucléaires d'EDF en France, communiqué de presse, EDF, .
  133. Harris Interactive, « Les Français et le nucléaire » [PDF], sur France Nature Environnement, , p. 21 citant « Combien de Français vivent près d’une centrale nucléaire ? », sur Le Monde, (consulté le ).
  134. Loi no 2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire - article 23.

Voir aussi modifier

Articles connexes modifier

Liens externes modifier

Bibliographie modifier