L'épopée nucléaire française

Publié le par François Cordelle

L'épopée nucléaire française

Dans un éditorial du Monde, l'auteur parle d'un immense gâchis, citant comme responsables, à la fois: Areva, sa Direction, EDF et l'Etat. Pour essayer de comprendre cette accusation globale, il me semble nécessaire de retracer l'histoire de la réalisation de l'actuel parc des centrales nucléaires d'EDF, qui a été une réussite incontestable, et des raisons qui ont pu dégrader la situation.

DECISION

En 1970, en ce qui concerne Fessenheim, il a été décidé d'abandonner la filière des réacteurs à uranium naturel/graphite/gaz (sur les sites de Chinon et Saint-Laurent-des-Eaux) pour s'engager dans la voie d'une filière à uranium enrichi, modérée et refroidie à l'eau, sur le même site. Le choix a été fait de la filière à eau pressurisée (REP) de préférence à la filière à eau bouillante (REB), choix déjà fait pour les centrales de Chooz dans les Ardennes et de Tihange en Belgique, en partenariat avec les belges. Il était prévu alors d'engager deux tranches à Fessenheim et deux tranches au Bugey, sous licence Westinghouse (la centrale américaine de Beaver Valley servant de modèle). Les principaux constructeurs étaient Framatome, Technicatome, Cogema et le CEA pour la partie nucléaire, ainsi qu' Alsthom (avec une turbine de conception Rateau) pour le groupe turboalternateur. Areva a été constituée en 2001 par le regroupement des différents intervenants pour la partie nucléaire.

REALISATION

La première commande (unités de 900 MW) comprenait donc deux tranches à Fessenheim, deux au Bugey (plus deux un peu plus tard), échelonnées sur six années, avec l'intention de poursuivre l'engagement d'autres tranches, toujours dans la même filière (REP). Il a fallu déployer, tant à EDF que dans l'industrie, des moyens considérables pour tenir la cadence nécessaire. Il a été décidé d' imposer la stricte identité des divers matériels de la partie nucléaire des deux tranches de Fessenheim, qui étaient implantées symétriquement de part et d'autre des ouvrages communs.

Les deux "chocs pétroliers" de 1971 et 1973, qui sont intervenus au moment où tout se mettait en place, ont conduit le gouvernement et EDF à décider d'accélérer la cadence par un "contrat pluriannuel" (CP1) pour l'engagement de douze tranches en 1973 et 1974, amplifiant l'effort à fournir pour augmenter la cadence de une tranche par an à six par an. Je tiens à cet égard, à saluer l'industrie française d'avoir réussi à réalise le tour de force d'assurer cette réalisation, qui a parfois soulevé de difficiles problèmes. En particulier, pour la première tranche de Fessenheim, les Forges du Creusot, qui devaient faire la cuve du réacteur, ne pouvaient pas fournir une très grosse virole de cette cuve; les difficultés techniques auxquelles aurait conduit la réalisation de cette virole en deux parties ont conduit à la commander au Japon moyennant un sur-coût, et un allongement des délais de deux mois. Par la suite, le nécessaire ayant été fait, Le Creusot a pu fournir des cuves d'excellente qualité pour toutes les centrales à venir..

Pour le CP1, EDF a décidé que les douze tranches (Tricastin, Dampierre et Gravellines) seraient strictement identiques en ce qui concerne la partie nucléaire, ne faisant l'objet que d'un seul plan, pour les matériels et leur implantation. De plus des dispositions ont été prises pour assurer la traçabilité de tout ce qui concernait la sûreté. Seuls ce qui concernait les fondations et le type de réfrigération du condenseur (eau de mer, fleuve à grand débit, utilisation de réfrigérants atmosphérique) était adapté en fonction des caractéristiques du site. Ce souci d'identité s'est révélé très efficace, tant des points de vue des coûts, que de l'expérience, le suivi et l'entretien en exploitation.

Par la suite, un second contrat pluriannuel (CP2) a été lancé pour seize tranches de 900 MW (2 St.Laurent, 4 Blayais, 4 Chinon, 4 Cruas et 2 Gravellines, Soit au total, 34 tranches de 900 MW identiques à celles du CP1 pour la partie nucléaire.

En 1977, une série de 20 tranches de 1200 à 1300 MW, la chaudière nucléaire comportant quatre générateurs de vapeur au lieu de trois) a été lancée ( Paluel, Flamanville, St.Alban, Cattenom, Belleville, Nogent-sur-Seine,Golfech et Penly ), identiques à la première de cette série pour la partie nucléaire, et très semblables à celles des CP1 et CP2.

Entre 1984 et 1991, 4 tranches de 1400 MW ont été engagées sur les sites de Chooz et Civeaux, sur un projet nouveau, plus puissant et différent des précédents, notamment en ce qui concerne le contrôle-commande. La dernière tranche (Civeaux 2) fut mise en service en 2002.

Le parc nucléaire d'EDF comprenait alors 58 tranches réparties sur 18 sites, totalisant 62 GW de puissance électrique.

EXPLOITATION

L'exploitation de ce parc de centrales s'est déroulé sans incidents notables. Les arrêts ont été essentiellement programmés pour les rechargements et l'entretien annuels, et les visites décennales de sûreté. Au cours de ces arrêts, il a déjà été procédé au remplacement (normalement prévu) de plusieurs générateurs de vapeur (les plus gros matériels remplaçables) sans difficultés. La qualité de l'exploitation peut être appréciée par le fait que la durée d'utilisation de la puissance installée est de l'ordre de 80% (7000 heures par an)

La production annuelle du parc est d'environ 500 TWh, et la production cumulée depuis la mise en service des différentes tranches, de l'ordre de 15.000 TWh (1 TWh = 1 milliard de kWh).

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PERSPECTIVES

L'engagement d'une nouvelle centrale n'a été fait qu'en 2008 pour Flamanville, soit 17 années plus tard que le précédent, avec le projet EPR, de 1500 MW , qui devait, non seulement profiter de l'expérience acquise, mais modifier le projet précédent en vue d'en améliorer la sûreté et le rendement. Le premier EPR a été commandé à Areva par la Finlande en 2003. Ces deux réalisations ont connu de grosses difficultés, tant sur le plan des délais que des coûts, avec les conséquences qui ont fait l'objet de l'éditorial cité plus haut.

L'observation du déroulement des faits et l'analyse de l'histoire relatée sommairement ci-dessus permet peut-être d'expliquer le pourquoi des difficultés rencontrées:

La série des tranches de 900 MW a été réalisée sans grandes difficultés: les délais de réalisation jusqu'à la mise en service furent de 8 années pour la 1ère, délais qui se réduisirent rapidement à 6, souvent 5 années.

Pour les tranches de 1200 ou 1300 MW, le délai de la 1ére (Paluel 1) fut de 8 ans, les délais suivants de 7,5 ans pour les deux premiers tiers et près de 9 ans pour le dernier tiers.

Pour les 4 tranches de 1400 MW, le délai fut beaucoup plus important: 16, 15, 14 et 11 ans pour chacune des tranches. Cela est dû au fait qu'il s'agissait d'un projet très différent des réalisations précédentes, demandant un nouvel examen très poussé de l'autorité de sûreté qui a duré de longues années. A noter que cette série n'a été réalisée qu'entre 1984 et 2002, soit tout à fait en queue de la réalisation du parc.

En ce qui concerne l'EPR:

La centrale finnoise a été commandée en 2003 par l'electricien finlandais TVO à un consortium Areva et Siemens, qui en était le maître d'oeuvre.

Un retard initial important a été dû aux formalités entre TVO et les autorités de sûreté finlandaises sur un projet qui était nouveau pour les deux parties. A l'ouverture du chantier, en 2005, la mise en service était prévue pour 2009, ce qui n'était manifestement pas crédible.Elle fut repoussée à plusieurs reprises jusqu'à 2018, à la suite de difficultés multiples, dont celles de l'architecture du contrôle-commande. Il n'est pas étonnant que les coûts en aient été beaucoup augmentés.

Ce n'est que 17 années après le dernier engagement d'une centrale nucléaire (Civeaux 2), qu'EDF a engagé en 2008 un EPR pour le site de Flamanville. Cette pause a été très nuisible à la reprise de la construction de la nouvelle tranche, pour de multiples raisons:

1 - Il n'a été engagé qu'une seule tranche, sans aucune perspective d'avenir, perspective qui avait permis, à l'industrie comme à EDF, de créer dès les années 70 l'outil de travail (les hommes et les machines) qui avait si bien réussi tant en qualité qu'en délais de réalisation et en coûts

2 - Cet outil de travail s'est atrophié du fait de la réduction des activités, malgré le maintien des interventions annuelles d'entretien et les quelques remplacement de gros matériels. Les nouvelles équipes ne pourront bénéficier de la précieuse expérience de leurs aînés, les matériels spécifiques auront disparu.

3 - Le travail d'études et les difficultés rencontrées pour étudier et faire accepter un projet nouveau (les 1400 MW, l'EPR) n'étant pas amorties sur de nombreuses tranches, pèseront sur les délais et les coûts ( intérêts intercalaires )

ERREURS DE STRATEGIE

Pour le parc nucléaire d' EDF, le maître d'oeuvre, ensemblier, était EDF; Areva, Alsthom, étaient des fournisseurs de matériels (chaudières nucléaires, turboalternateurs, transformateurs, auxiliaires divers, contrôle-commande, génie civil,..). Pour la centrale d' Olkiluoto en Finlande, Areva a voulu prendre ce rôle, ce qui n'était pas son métier. EDF, dont c'est le métier, n'a pas rencontré les mêmes problèmes pour la réalisation des quatre centrales vendues à la Chine.

On n'aurait pas dû réaliser pour l'étranger une centrale avant d'en avoir réalisé une en France.

RESPONSABILITES

Les "POLITIQUES", qui ont assassiné l'industrie nucléaire française en n'étant pas capables de voir que, dans le domaine de l'énergie, les écologues ont détourné l'écologie d'un de ses buts initiaux, réduire les rejets de CO² dans l'atmosphère, pour ne devenir que les serviteurs d'un lobby antinucléaire incompétent et nuisible.

Areva, qui n'aurait pas dû s'engager, seule, dans un métier qui n'était pas le sien, surtout à l'étranger.

EDF, qui, au vu des difficultés rencontrée sur ses tranches de 1400 MW, aurait pu alerter sur les difficultés prévisibles d'un tel contrat à l'étranger (analogie avec l'affaire de l' aménagement hydraulique du Litani , au LIBAN)

En regardant un peu en arrière, EDF à nouveau, qui, à mon avis, aurait dû se contenter d'un type de centrale bien maîtrisé, tant à la construction qu'en exploitation, de 1300 MW, ou même de 900 MW (si un acheteur le souhaitait). Les problèmes rencontrés pour le 1400 MW auraient dû être un avertissement dans ce sens.

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