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Un EPR qui va faire des miracles
On nous promet avec l’EPR un kWh électrique produit à 18 cF (2.8 centimes d’euros).Même en oubliant toutes nos réserves sur les "oublis" dans le calcul, c’est tout à fait invraisemblable compte tenu des hypothèses très optimistes sur son fonctionnement et parfaitement irréalisable avec la construction d’un unique exemplaire.
Ce coût n’est obtenu que pour une série de 10.
EPR -European Pressurised Water Reactor
Historique du projet
Pour remplacer les centrales de première génération, EDF et les Producteurs Allemands projettent de construire des réacteurs à eau pressurisée de 1450 MW avec une sécurité renforcée et une meilleure compétitivité en particulier à l’exportation.
Pour cela, Framatome et Siemens créent en 1989 une filiale NPI (Nuclear Power International) pour harmoniser et standardiser leur production. NPI prend en charge le projet EPR en 1992.
En fevrier1995, EDF et 9 producteurs allemands approuvent le lancement de l’avant projet détaillé « basic design »
Le dossier préliminaire d’analyse de sûreté est soumis aux autorités françaises et allemandes en 1998.
EDF espère une décision pour la construction du prototype (REP 2000) en 2000, le début des travaux dès 2002 et une mise en service vers 2008.
Les accords ne prévoient l’éventuelle construction d’une tête de série que si sa compétitivité se confirme et si la situation politique permet d’envisager sa construction dans l’un ou l’autre pays. Or la France, en surcapacité de production jusqu’en 2020 au moins, n’a pas besoin de cette centrale et le contexte politique en Allemagne ne permet pas de l’envisager outre Rhin.
Caractéristiques du nouveau réacteur
Techniquement il s’agit d’une forme évoluée des réacteurs à eau pressurisée (type N4 pour Framatome) mis en service à Chooz et Civaux, (type KONVOY pour Siemens), avec quelques innovations. Le projet recherche une version standardisée susceptible d’être facilement exportée et plus rapidement construite grâce à des éléments qui pourraient être préfabriqués. C’est un des éléments destiné à améliorer la compétitivité de cette filière.
Le coeur du réacteur serait plus grand avec 241 assemblages 17x17 (205 pour le N4), des rechargements espacés de 18 à 24 mois, des arrêts annuels pour inspection, maintenance et recharge de 25 jours par ans au plus. Le coeur serait conçu pour une utilisation de 50 à 100% de combustible MOX avec un taux d’irradiation élevé pour augmenter la disponibilité du réacteur et réduire les coûts de fonctionnement.
Déjà la COGEMA projette la construction d’une voire de deux unités de production d’une capacité de 50t/an à Mélox et envisage une usine supplémentaire sur le site de la Hague pour alimenter les réacteurs étrangers.
La production de MOX est nettement plus coûteuse que celle du combustible standard et rend le fonctionnement des réacteurs plus compliqué. Le surcoût associé serait compensé par un taux d’irradiation plus important et une augmentation significative de la quantité de plutonium consommée. Néanmoins le rapport Curien constate « que l’utilisation du combustible MOX dans les REP ne peut que ralentir de 30 à 40% la croissance actuelle du stock de plutonium, sans parvenir à le stabiliser et encore moins à le faire décroître ». De plus le retraitement du MOX irradié pose de nombreux problèmes auxquels la Commission Nationale d’Evaluation n’a pas reçu de réponse satisfaisante.
Sur l’utilisation du MOX, EDF qui y était défavorable, a du plier devant les injonctions du ministère de l’industrie pour sauver l’outil industriel de la COGEMA.
Une cuve dont la durée de vie serait 60 ans (40 ans sans dépense de jouvence, 60 ans avec).
La sécurité
C’est le poste sur lequel on trouve les innovations les plus notables par rapport aux réacteurs N4.
L’objectif est double : d’une part réduire la probabilité d’occurrence d’accidents graves ( jusqu’à la fusion du coeur) et d’autre part s’assurer que même un accident très improbable ne nécessiterait pas de mesures de déplacement de population sauf au voisinage immédiat du site.
En cas de fusion du coeur du réacteur un dispositif de récupération du corium (coeur fondu) est prévu. Les enceintes externes doivent pouvoir résister à la chute d’un avion militaire et l’enceinte interne doit pouvoir résister à une éventuelle explosion d’hydrogène. Un socle unique pour l’îlot nucléaire doit lui permettre de résister aux tremblements de terre.
Incidences économiques
L’investissement
L’investissement réalisé à ce jour pour la phase d’étude et le projet de base atteint 1 milliard de F (150 millions d’euros). La construction d’un prototype est estimée à 15 milliards de F (2,25 milliards d’euros) au moins et la construction d’une série d’au moins 7 réacteurs ne sera pas loin des 100 milliards de F (15 milliars d’euros).
Investissement énorme qu’il faudra faire en partie entre 2000 et 2010 ne serait-ce que pour entretenir le savoir faire d’un outil industriel dans une période où nous n’aurons pas besoin de l’électricité produite à cause, entre autre, du développement inévitable de la cogénération.
Il existe çà et là en France plusieurs sites assez isolés où il reste de la place (Penly par exemple où deux tranches seulement sont réalisées aujourd’hui) ou Creys-Malville pour remplacer Superphénix.
Le coût du kWh produit
L’étude EDF des coûts de production du kWh se limite à envisager une production en base dans l’hypothèse normative d’un programme de 10 tranches.
Les coûts envisagés le sont par rapport à ceux d’un réacteur N4 de type Civaux :
Le surcoût de construction de l’EPR par rapport au palier N4 est estimé à 10% par la DIGEC. Or les modifications apportées à l’îlot nucléaire proprement dit sont importantes puisque la durée de vie des éléments ne pouvant être remplacés (la cuve du réacteur par exemple) doit être portée à 60 ans et que le reste doit avoir une durée de vie de 40 ans sans dépense de jouvence. De plus si on considère les contraintes de sûreté connus à ce jour :
-Les systèmes affectés aux fonctions de sûreté sont divisés en quatre exemplaires alimentés séparément.
-L’ensemble des bâtiments est supporté par un même radier pour résister aux éventuels tremblements de terre.
-Les bâtiments sont bunkérisés et certains renforcés pour résister à la chute d’un avion militaire lourd.
-Le puit de cuve est aménagé pour recevoir le cœur fondu (corium) en cas d’accident.
-Le contrôle commande est prévu pour minimiser les erreurs humaines .
La durée de construction des quatre réacteurs du palier N4 était prévue de 69 mois . En réalité elle a été de 8 ans pour deux d’entre eux et de 10 et 12 ans pour les deux autres. L’hypothèse d’une durée de construction de 66 mois pour l’EPR parait donc difficilement atteignable sur les premières tranches et une durée de 8 ans semble plus réaliste.
Avec ces contraintes supplémentaires de sûreté et l’allongement de la durée de construction., l’hypothèse DIGEC de 10% d’augmentation parait bien optimiste et l’hypothèse d’un surcoût de 20% ne parait pas excessive.
Compte tenu de l’amélioration de la disponibilité (90% en base) de l’allongement de la durée de vie (40 ans sans dépenses de jouvence) cela conduirait à une réduction de 0.8cF/kWh du coût du kWh.
Les améliorations apportées par rapport au N4 permettent d’espérer une réduction de 10% des frais d’exploitation, soit un gain de 0.5 cF/kWh produit.
L’amélioration des performances du coeur (augmentation du taux de combustion à 60.000 MWj/t) et de celles du groupe turbo alternateur permettent d’envisager une réduction du coût du cycle du combustible de 0.5 cF/kWh.
Compte tenu des incertitudes diverses (contraintes de sécurité, choix de conception) EDF espère un gain de production compris entre 1 et 3cF/kWh qui amènerait le coût du kWh à 18 cF ( 2.8 centimes d’euros) et le rendrait donc compétitif avec le gaz naturel, son concurrent le plus dangereux actuellement.
Cela suppose cependant que la puissance des réacteurs puisse être portée à 1800 MWe et qu’ils fonctionnent en base ou semie base sans suivi de charge (fonctionnement en pleine capacité en permanence). Or la décision a été prise en juin 1999 de limiter la puissance à 1500 MW pour permettre un plein usage du MOX et pour limiter l’image négative auprès du public d’une installation trop importante (NW juin 99).
On peut noter qu’avec la durée importante de construction (7 ans aujourd’hui qui pourraient passer à 66 mois en régime de croisière), la courbe d’apprentissage de ces équipements évolue beaucoup plus lentement qu’avec les centrales au gaz (2 ans pour la construction) pour lesquelles la diminution des coûts de production est bien plus rapide. Il est probable que l’avantage acquis par le gaz restera durable. De plus les coûts annoncés dépendent de la réalisation effective d’au moins 10 tranches . Or EDF prétend aujourd’hui (NW juin 99) que le fait de réaliser une tête de série unique sera économiquement justifié sans d’ailleurs préciser comment.
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