EDF n’a pas convaincu le gendarme du nucléaire français de l’intérêt de l’EPR 2. L’ASN apporte en effet un soutien inattendu au SMR[1] français. Un demi siècle après sa défaite, l’ex-Commissariat à l’énergie atomique (CEA) va-t-il prendre sa revanche nucléaire ? Rien n’est encore fait. Mais le ciel s’assombrit au-dessus de l’avenir atomique d’EDF.

Petit bond en arrière. A la fin des années 1960, la France dispose de cinq filières de réacteurs nucléaires : eau lourde, uranium naturel graphite gaz, neutrons rapides, eau bouillante, eau pressurisée (REP). Développées dans l’Hexagone, les trois premières technologies sont portées par le CEA. L’eau bouillante est l’apanage de General Electric, partenaire de la Compagnie générale d’électricité et d’Alsthom. Conçue par l’américaine Westinghouse, la filière REP a les faveurs d’EDF.

58 réacteurs en 24 ans

Le président Pompidou se range à l’avis de l’électricien national. Le 6 mars 1974, son premier ministre, Pierre Messmer, annonce la construction de 13 REP. Ce n’est qu’un début ! Entre 1978 et 2002, 58 tranches de 900 MW, 1300 et 1450 MW sont mises en service. Le CEA fera une percée « surgénératrice » en obtenant la commande de Phénix et Superphénix, deux réacteurs à neutrons rapides (RNR). Prometteuse (les RNR peuvent consommer une partie des déchets du parc nucléaire), la filière est définitivement abandonnée en 2009.

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De Fessenheim 1, tête de série du programme Messmer, à l’EPR de Flamanville, toujours en travaux, tous les réacteurs tricolores sont les descendants de la tranche expérimentale de Shippingport, mise en service sur l’Ohio en 1957. Une filiation appelée à se poursuivre. Pour compenser la fermeture de 14 réacteurs d’ici à 2035, EDF propose de construire six tranches de l’EPR 2. Il s’agit d’une version allégée de l’EPR de Flamanville, moins complexe et moins coûteuse. Ce qui ne devrait pas être difficile. 15 ans après les premiers bétons, la troisième tranche de la centrale cotentinoise devrait coûter 19 milliards d’euros, selon la Cour des comptes.

Périlleuse inflation

Initialement, EDF espérait limiter à 5 milliards le coût unitaire d’un EPR de nouvelle génération. Le montant du devis frôle désormais les 8 milliards. Cette inflation ne favorisera pas son acceptation par le public. L’entreprise compte, en effet, faire payer aux consommateurs (comme c’est le cas au Royaume-Uni pour les deux EPR de Hinkley Point C) une partie de la facture. Ce n’est pas gagné. La Commission européenne devra confirmer que ce partage des risques financiers est conforme aux règles encadrant les aides d’Etat.

 

Autre écueil : la sûreté. Le 7 avril, devant la commission des affaires économiques du sénat, le président de l’autorité de sûreté nucléaire (ASN) n’a pas masqué la piètre estime en laquelle il tient l’EPR 2. Lors de son audition, Bernard Doroszczuk, a notamment rappelé que l’EPR 2 ne disposerait que d’une seule enceinte, contre deux pour celui de Flamanville.

Exclusion de rupture

Le gendarme en chef du nucléaire français s’inquiète aussi de l’option « d’exclusion de rupture » prise par EDF pour concevoir son prochain réacteur. Pour un industriel, l’exclusion de rupture consiste à prendre de très importantes marges de sécurité au moment de la conception, à s’assurer d’une réalisation parfaite et à surveiller attentivement les points sensibles. Engagée sur les circuits primaire et secondaire d’un réacteur, cette démarche permet de limiter les études de sûreté. Un appréciable gain de temps et donc d’argent pour le concepteur.

Mais cela ne marche pas à tous les coups. Lors de la construction de l’EPR de Flamanville, la qualité attendue des travaux n’a pas été au rendez-vous, notamment pour le circuit secondaire. Ce qui oblige EDF à refaire une centaine de soudures : un travail complexe qu’il a fallu confier à des professionnels venus de l’étranger. Et à un robot made by … Westinghouse.

Voilà deux ans qu’EDF veut convaincre l’ASN qu’elle peut réussir la démarche d’exclusion de rupture sur l’EPR 2, là où elle a échoué sur l’EPR 1. Sans résultat pour l’instant. Or, il y a urgence. L’opérateur historique souhaite lancer son programme EPR 2 en 2022.

Réacteur sous-marin

Un calendrier tenable ? Rien n’est moins sûr. Car le président de l’ASN n’a pas masqué l’intérêt qu’il porte au projet de petit réacteur modulaire (SMR). « Les SMR présentent potentiellement des avancées très significatives en terme de sûreté. Ce n’est pas le cas de l‘EPR 2. Un SMR pourrait aller beaucoup plus loin. Le risque de fusion du cœur est exclu. Pas de risque de rejet de produit radioactif à l’extérieur. S’il y a un choix de nouveau nucléaire à faire par le gouvernement, c’est certainement une option qu’il faut regarder. Il présente des avantages en terme de sûreté supérieurs à ceux que l’EPR 2 peut aujourd’hui offrir », a indiqué Bernard Doroszczuk devant des sénateurs médusés.

Porté par le CEA, l’une de ses anciennes filiales (Technicatome), Naval Group et par EDF, le projet Nuward vise à transformer des réacteurs de sous-marins en tranches électrogènes. Avantage : la petite taille de la machine permet de la fabriquer en usine. D’où un potentiel gain de temps et de qualité d’usinage déjà vanté par ses concepteurs. N’existant que sur le papier (avant-projet sommaire), le SMR français présente comme autre intérêt d’être, en partie, « enterrable » : de quoi réduire sa vulnérabilité aux chutes d’avion commerciaux.

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Conçu pour le marché international, Nuward pourrait néanmoins constituer un challenger à l’EPR 2 sur le marché hexagonal. A condition de réduire ses coûts. Pour le moment, ses concepteurs assurent que le prix du MWh produit par le SMR tournera autour de 120 €. C’est 50% de plus que l’EPR 2. Si celui-ci voit le jour.


[1] SMR : les petits réacteurs modulaires (en anglais : Small Modular Reactors) sont une catégorie de réacteurs nucléaires de taille et puissance plus faibles que celles des réacteurs conventionnels, fabriqués en usine et transportés sur leur site d’implantation pour y être installés.

Préfabriqués en usine, les composants du SMR sont transportés sur site par la route