« Le réacteur RNR de 4ème génération permettra de mettre 50 % de plus sur l’investissement » (Claude Acket)

De Claude Acket à Karl Spookbuster

https://twitter.com/KarlSpookbuster/status/1167518136230432769?s=19

« Mais c’est un prototype de nucléaire avancé me direz-vous, ça vaut bien 5 à 7 G€ ? Bah pas vraiment. La filière des RNR-Na de forte puissance a perdu beaucoup de sa pertinence depuis que l’on sait que les réserves mondiales d’uranium sont colossales. »

Ma réponse :
A ce jour l’état des réserves représente un total de 18 millions de tonnes d’U naturel, (celles dites conventionnelles connues, de 6.3 millions de tonnes, celle dites additionnelles prévisions de 11 millions de tonnes et celles dites secondaires, dont stocks militaires de 1 million de tonnes), représenterait environ 270 ans, avec la consommation actuelle.

C’est en effet colossal, mais à pondérer si l’on rapporte à l’emploi actuel du nucléaire au niveau mondial, environ 4.8 % d’énergie primaire. En supposant, que la consommation mondiale nucléaire, soit simplement doublée, suivant en proportion le doublement pour l’ensemble des besoins de la production énergétique, ce rapport, que l’on pourrait appeler durée fictive, serait ramené à 135 ans. Première réaction, face à cette évaluation : c’est pour le prochain siècle, nous avons le temps.

Mais, par contre en supposant, par exemple, que pour diviser par 2 les rejets (avec en première priorité la limitation des rejets de gaz carbonique), le nucléaire remplace la moitié des combustibles fossiles actuellement utilisés en production d’électricité (soit + 7 550 TWh pour un total de 10 370 TWh), la durée fictive serait ramenée à environ 70 ans.

Premier indice significatif, qui conduirait à aller, avant la fin du siècle à ce qui est désigné comme « Réserves non conventionnelles », soit notamment l’uranium contenu dans les phosphates, et, au-delà enfin, à celui contenu dans l’eau de mer, en notant que ce dernier n’a de sens qu’associé à la surgénération, pour aboutir à un nucléaire durable en million de siècles.

Car oui les RNR-Na de forte puissance n’ont qu’un seul argument de vente : la surgénération, c’est à dire de permettre d’utiliser de façon beaucoup plus efficiente le combustible.

Quand on évoque l’efficacité on pense en général à quelques pour cent de gain. Ici on entre dans une échelle différente avec la multiplication par 100 des réserves potentielles, et par quasi l’infini avec l’eau de mer.
L’argumentation n’a rien à voir avec la puissance. La surgénération est, en effet l’argument principal en faveur des RNR Na, qui s’imposerait en cas d’approche d’une pénurie d’uranium.

Mais sans aller jusqu’à la pénurie d’uranium et nous en sommes loin, vue les réserves actuelles et le bas coût de l’uranium, il faut attendre la remontée des coûts pour que l’aspect économique devienne prépondérant.
En sachant que si le coût du combustible (voir chiffre de la cour des comptes), représente environ 8.5 % du cout du Wh, celui de la matière première seule, n’en représente que 2.5 %, en multipliant par 10 ce dernier, j’accrois de 25 % celui du Wh, mais je peux à même coût complet, mettre 50 % de plus sur l’investissement.

Sauf que l’uranium ne coûte rien du tout et qu’il est de plus en plus certain que le surcoût lié au développement et à la construction des RNR-Na les rend non compétitifs

Voir ci-dessus, l’argumentation sur le coût futur de l’uranium, et qu’ainsi des coûts plus élevés d’investissement deviennent comptables. Par contre ajouter comme argument les dépenses de développement, n’a aucun sens, si on considère que comme dans toute filière, les dépenses de développement se répercuteront à très grande échelle sur toute la filière.

Donc d’un point de vue économique, cela fait sens d’arrêter les frais dans les gros RNR-Na et de mettre fin à Astrid [NDLR : en tout cas ce qu’il est devenu]. En effet, le Sodium n’a de sens que pour des Micro Réacteur et la recherche.

Karl dit « Les Lead-Cooled Fast Reactors (LFR/RNR-Pb) et Sodium Fast Reactors (SFR/RNR-Na) n’ont aucun intérêt économique hormis pour les Micro Réacteurs. Les RNR-Na servant aussi pour faire des sources de neutrons »

Ma réponse
Le débat absurde autour du thème des « petits, mini, micro… ! En France, nous avons 58 tranches réparties entre des 900 et 1400 MW, et maintenant avec EPR 1600 MW.
Veut-on mettre en avant des milliers, des millions d’installations, selon l’adage : « petit c’est gentil », le monde de l’absurde.

Karl dit « Il reste deux types de réacteurs ayant un intérêt économique (et écologique) réel : les Molten Salt Reactors (MSR/RSF) et les Hight Temperature Gas Reactors (HTGR), avec évidemment plein de sous-familles. Mais pourquoi ces deux filières là ? »

Ma réponse
Si, on fait un bilan des préconisations du GIF (Génération International Forum) et des 6 filières retenues en 2000, (SFR, VHTR, GFR, LFR, MSR, SCWR), on constate que seule la filière SFR (RNR Na) sort à ce jour du lot.
Cette filière SFR représente un total de 370 Années de production d’électricité (Russie 106, USA 61, France 58…), avec en leadership la Russie (BN 600, en service depuis 1980, et BN 800, en service depuis 2015) depuis que la France s’est mise hors-jeu par raison électoraliste.

Dans le domaine de la surgénération, la filière GFR étudiée aussi par la France en parallèle au début, avec les RNR Na, a été définitivement abandonnée (impossible de répondre aux critères sureté de refroidissement avec du gaz et les fortes puissances spécifiques liées aux rapides).

La filière MSR ou RSF (à sel fondu) basée sur une première technologie développée à l’ORNL jusqu’aux années 1976, orientée neutrons lents, puis abandonnée, a été refondue en MSFR. Mais tout reste à faire.

En résumé à ce jour avec des références solides uniquement SFR (RNR Na)

Fin

Pour en savoir plus sur les RNR : cliquez ici

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Les batteries sont inutiles, inefficaces, pour compenser les fluctuations des éoliennes et du photovoltaïque

Il est possible de voir concrètement et de quantifier à quoi peuvent servir les batteries.Elles sont utiles pour ajuster en continu de la fourniture à la consommation mais inutiles, inefficaces, pour compenser les fluctuations des éoliennes et du photovoltaïque, même les fluctuations quotidiennes du photovoltaïque (contrairement à ce qui se dit souvent). Vous pouvez vous en rendre compte de visu en quelques clics sur le simulateur publié ici :

www.hprevot.fr

Ci-dessous, une illustration.
Elles sont utiles pour ajuster en continu de la fourniture à la consommation mais inutiles, inefficaces, pour compenser les fluctuations des éoliennes et du photovoltaïque, même les fluctuations quotidiennes du photovoltaïque (contrairement à ce qui se dit souvent). Vous pouvez vous en rendre compte de visu en quelques clics sur le simulateur publié ici : www.hprevot.fr

Ci-dessous, une illustration.

Henri Prévot, ingénieur X-mines.

Une batterie ne peut se charger que si le parc de production peut produire plus que ce qui est consommé ET si elle n’est pas déjà complètement chargée ; elle ne peut fournir du courant que si l’on en a besoin ET si elle est chargée. Cela fait beaucoup de conditions. L’observation heure par heure montre que les capacités de stockage sont de fait peu utilisées.

L’outil de simulation que je publie suppose que les batteries ne sont chargées que par de l’électricité produite sans émission de CO2 (en réalité, si l’on veut s’en servir pour diminuer les capacités de pointe, on les rechargera aussi avec de l’électricité produite à partir de gaz…).

Par exemple, en supposant que la consommation augmentera de 20% en été et 40 % en hiver (pour remplacer le carburant, le fioul et le gaz), ce qui conduit à 609 TWh, en supposant 30 GW nucléaire, 150 GW éolien dont 100 GW en mer et 150 GW solaire, avec une capacité d’électrolyse de 25 GW, sans batteries, s’il n’y a pas de limite d’accès au réseau des productions intermittentes (ce qui est loin d’être le cas) la production à partir de gaz fossile est de 16,6 TWh (si la limite est la même qu’aujourd’hui, c’est 80,8 TWh) – on retrouve cela en quelques clics à l’aide du simulateur (il suffit de modifier les capacités nucléaire, éolienne, dont sur mer, PV, capacité de l’électrolyseur et capacité des batteries). Les Steps produisent de l’électricité 1500 heures. Les dépenses sont de 68,6 G€/an soit 125 €/MWh.

Avec 50 GWh de batteries, la production à partir de gaz fossile est de 12,04 TWh. L’effet sur la consommation de gaz fossile est donc très faible. Les dépenses sont de 68,7 G€/an. La différence est très faible car le simulateur suppose que les batteries permettent de diminuer la capacité de production de pointe de 10 GW. Le coût des batteries est de 200 €/kWh de contenu ; la durée de vie de 10 ans ; le taux d’actualisation de 5 %.

Avec 100 GWh de batteries, la production à partir de gaz fossile est de 10,56 TWh. Les dépenses sont de 69,9 G€/an ; la différence est de 1,2 milliards par an car je suppose que les batteries ne peuvent pas diminuer la capacité de pointe de plus de 10 GW.

Sur le papier, cela ne coûte rien de pousser la capacité de stockage à 1000 GWh. C’est par exemple la capacité de 10 millions de batteries d’automobiles de 100 kWh. La production à partir de gaz fossile serait alors de 1,16 TWh, les dépenses de 92,9 G€/an, soit 170 €/MWh. Les batteries et/ou les steps fournissent 1774 heures par an, soit à peine 280 h plus que sans batteries. Si le coût des batteries était compté pour 100 €/kWh seulement, le dépenses seraient de 80 milliards, soit 146 €/MWh. Avec une contrainte d’accès au réseau comme aujourd’hui, la production à partir d’énergie fossile serait de 69 TWh. Dans cette simulation les batteries sont donc inutiles car elles n’apportent pas l’inertie dont le réseau électrique a besoin.

Conclusion, les batteries sont utiles pour diminuer la capacité de pointe ; je calcule par ailleurs, en regardant heure par heure ce qui est demandé au déstockage et au gaz, qu’elles permettraient de mieux utiliser la capacité de stockage existante dans les Steps, les lacs de barrage et la modulation possible des retenues de fleuve, mais dans la limite de quelques GWh et quelques GW seulement. C’est aussi un très bon moyen de réglage primaire. Mais elles sont inutiles pour pallier les fluctuations du vent et du soleil – même les fluctuations journalières du soleil ! En effet, l’hiver, le soleil ne suffit pas à charger les batteries pendant la journée et, l’été, il y a généralement, la nuit, suffisamment d’électricité produite par le nucléaire l’hydraulique et le vent ; il est rare de voir des décharges de batterie la nuit en été.

Cordialement.

Henri Prévot

Sauver le climat, avec les RNR Na

Sauver le climat, avec les RNR Na

Surgénération, une filière nucléaire, déjà mature à développer

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A) Vue d’ensemble, la situation actuelle, le futur proche

 

Limiter l’importance du changement climatique suppose, de réduire, voire d’approcher la suppression totale de l’appel aux combustibles fossiles, (charbon, pétrole et gaz naturel) sources de rejets de gaz carbonique, qui à ce jour répondent à plus de 80 % des besoins mondiaux.

En 2015, pour un total énergie, mesuré en énergie primaire de 13.5 Gtep, 11 Gtep (soit 81.4 %) étaient associées aux combustibles fossiles, avec en numéro Un, le pétrole. Mais en mesurant ceci par la quantité de rejets de gaz carbonique, le numéro Un devient le charbon, (avec 43 % des rejets).

Pour cette limitation d’usage des combustibles fossiles, il faut se reposer sur deux voies, deux pistes, en premier agir au niveau des besoins, via les économies d’énergie, et pour répondre aux besoins restants, faire appel aux sources d’énergie décarbonées.

Les économies d’énergies sont indispensables, mais elles ne s’appliquent évidemment, qu’à ceux qui consomment déjà beaucoup, soit globalement, au sein des pays dits développés, et non à ceux qui sont en manque quasi vital.

Les économies d’énergie, sous leurs deux formes à ne pas confondre, de sobriété et d’efficacité, ont leurs limites, notamment du physiquement réalisables, et d’acceptabilité en mode social, si on parle sobriété, et de faisabilité technique, financière, si l’on parle efficacité. Ceci doit être placé dans un contexte d’accroissement de la population mondiale (+ 25 % environ d’ici 2050, et.au delà, d’ici la fin du siècle, de l’ordre de + 50 %).

 

Pour répondre aux besoins restants, pour certains en partie vitaux, hormis les voies de séquestration de carbone, qu’elles soient soit naturelles (dont via la biomasse étendue), ou artificielle, avec la technologie dite CSC, en développement, ont leurs limites, il faut remplacer les combustibles fossiles, en faisant appel, pour l’essentiel aux sources décarbonées,

Cette possibilité de remplacer les combustibles fossiles par des sources décarbonées, a déjà été amorcée en France, avec la sortie du charbon et du fuel lourd, avec le développement du nucléaire pour la production d’électricité. Ceci déjà fait, permet à la France de rejeter par habitant, environ 50 % de moins de gaz carbonique que l’Allemagne, pour l’ensemble de sa production énergétique.

En 2015, les émissions de gaz à effet de serre française avaient baissé de 16 % par rapport à 1990, tandis que la population avait augmenté de 15 % et notre PIB de près de 49 %. Cette baisse est consécutive à l’arrivée de l’électricité nucléaire à la place du charbon. Sans ceci, il aurait fallu faire face à une augmentation de l’ordre de 30 %.

De + 30 % à – 16 %, quel premier pas, à préserver et à amplifier.  

Cette place du nucléaire en France, s’est traduit, après l’abandon de la première génération de centrales nucléaire, avec la filière appelée communément graphite/gaz, en 1969 au profit des réacteurs à eau pressurisée de conception américaine (PWR) depuis francisée REP.

Ainsi, nous arrivons, avec la seconde génération de centrales REP (PWR), qui après Chooz A et ses 305 MWe (1967-1991), nous arrivons, à ce jour, à un total de 63 GW installés, répartis sur 58 unités, dont 34 de puissance 900 MWe (en premier Fessenheim 1, mis en service en 1977), les 24 unités de 1300 MWe (exemple Palue1), et enfin les 4 unités de 1 450 MWe (dont la dernière Civeaux 2, mis en service en 2000).

Une des premières questions qui se pose, est la durée de vie de ces unités ?

Les spécifications initiales des réacteurs français visaient au départ, sur des considérations économiques, et non techniques, une durée de vie de 40 ans. Ce chiffre s’applique indirectement en spécification du matériel, par exemple en imposant des nombres des sollicitations pendant toute la vie, ceux des transitoires à faire face, mais n’impose pas directement un temps. Un état des lieux quasi permanent s’impose, qui peut se traduire par une comptabilisation des situations, à situer par rapport aux spécifications.

Ce n’est pas seulement à l’approche des 40 ans que la question du maintien en service de l’installation se pose. En France, l’Autorité de Sureté impose, une réévaluation de sureté tous les 10 ans, et lors des visites décennales la mise en œuvre de multiples vérifications, inspections complètes d’état de santé.

Dans la continuité de ce suivi régulier, se pose naturellement la question d’aller au-delà des 40 ans, à regarder, comme le retour sur investissement. Ce sujet est d’autant plus d’actualité qu’on ne cesse de mettre, à juste titre, en avant la sobriété, le non remplacement inutile, la continuité de maintien en service de tout appareil, domestique ou industriel, le plus longtemps possible, tant qu’il répond au service demandé au départ, en un mot magique « l’économie circulaire »[1].

Ce refus de l’obsolescence doit s’appliquer aux réacteurs nucléaires, sans pour autant tergiverser sur la sureté, ce qui fait l’objet de toute l’attention des Autorités de Sureté.

Rien ne devrait donc s’opposer, à retenir en France l’option, d’aller à des durées de vie au moins entre 50 et 60 ans, durées à optimiser selon les tranches, et le lancement des programmes de remplacement. Il faudra bien un jour les remplacer, mais au plus tard si possible et toujours dans le respect absolu des impératifs de sureté.

 

Il faut noter qu’aux Etats Unis, alors que la licence initiale prévoyait 40 ans, la majorité des centrales PWR, ont déjà obtenu l’autorisation de fonctionner 60 ans et que des études sont lancées pour prolonger à 80 ans. Cela signifie que certaines de ces centrales construites dans les années 1970 seront encore en exploitation en 2050.

Rêvons que Civeaux soit encore en service en 2060/2070 … ; et que l’on revienne sur l’arrêt de Fessenheim, en mettant de côté idéologie et en pensant enfin effet de serre.

Enfin, pour faire un état actuel, complet sur le nucléaire, et en prévision de la suite, il faut noter le lancement en cours, de la troisième génération de nucléaire avec EPR et ses 1600 MWe,

Ainsi, le premier EPR français (Flamanville 3), est prévu mis en service en 2022, mais en insistant, qu’en parallèle deux EPR, sur la base de construction française (EDF et Framatome) ont déjà été mis en service en Chine (Taishan), le premier en juin 2018 et le second en mai 2019. A ceci il faut ajouter, en prévision la mise en service de l’EPR finlandais (Olkiluoto) en cette année 2019, ou début 2020 (le chargement en combustible vient d’être lancé).

Mais en pensant à l’avenir, et en revenant sur le passé, il faut noter, en France, les 2 RNR surgénérateurs, avec en premier Phénix et ses 250 MWe, en service de 1973 à 2009 (soit 36 ans) et Super Phénix et ses 1 200 MWe, en service de 1986 à 1997 (décision politique d’arrêt).

Deux réalisations en avance pour la future 4° génération de nucléaire, ici assurée par des RNR sodium, que nous détaillerons plus loin.

 

La suite, dans la mesure où le nucléaire n’est pas rejeté, voire limité (comme prévu dans la loi en préparation [2]), sera en grande partie fonction de l’acceptabilité, qui repose en grande partie sur l’analyse des plus et des moins.

 

En application du principe de précaution, qui ne doit pas se traduire, par celui de l’inaction, pour guider les choix et ne pas se bloquer sur des a priori idéologiques, il faut faire la balance entre les plus et les moins pour l’avenir du nucléaire.

Voir en Annexe, le détail argumentaire et notamment la synthèse mettant en avant l’avis de l’Académie Française de Médecine, qui considérant les bilans, se prononce clairement en établissant, que de tous les grands moyens de production d’électricité, c’est :

« Le nucléaire qui a le plus faible impact sur la santé par kilowattheure produit ».

 

Une vision claire, simple, conduisant à poursuivre sur cette voie du nucléaire, mais en se posant la question : est- ce durable ?

Pas de confusion, le nucléaire n’est pas renouvelable. Ne confondons pas durable et renouvelable. L’ancienneté de sa source, l’uranium existe depuis des milliards d’années (voire aussi le thorium), ne lui confère ni plus ni moins de faveurs que les fossiles, eux, plus « jeunes », si anciens de centaines de millions d’années. Le stock est là, une fois pour toute. Il y a un fond de réserve à disposition, à extraire du tas après avoir creusé.

Le nucléaire ne serait-il comme les fossiles qu’une source, disponible à durée limitée qui se chiffrerait de l’ordre du siècle, comme l’indique le tableau ci-dessous, pour ces derniers ?

  Ra/Pa (identifiées) R ultimes ??
Pétrole         60 ans    X  2
Charbon       250 ans    X  2
Gaz         70 ans    X  2
Tous fossiles       104 ans  

Tableau : en nombre d’années, au rythme actuel d’utilisation, sur la base des réserves dites « identifiées », assez sures, et celles repérées ultimes, possibles, mais en partie non garanties.

 

Pour le nucléaire, sur la base de la consommation actuelle mondiale, il y en aurait pour environ 270 ans[3].

Il y aurait un peu de répit, si l’appel à l’uranium reste stable, mais en fait, il devrait fortement augmenter, le monde devant faire face dans l’avenir à un fort accroissement spécifique du vecteur électricité, comme le montre les évolutions récentes.

Ainsi, durant la dernière dizaine d’années, on note une croissance annuelle moyenne de la consommation d’électricité, au niveau mondial d’environ 2,4 %/an, contre seulement 1,5 %/an pour la totalité de l’énergie primaire, incluant la crise économique et financière 2007-2008 (subprimes, crises bancaire et financière) qui a secoué le Monde entier.

Cette tendance de plus d’électricité se constate surtout dans les pays en développement, ou ceux dits émergents. Ainsi en 10 ans la consommation électrique a été multipliée par 2,8 en Chine (pour + 5,5 % de population) et par 1,8 en Inde (pour + 17 % de population).

Cette tendance ne peut que s’amplifier au niveau mondial, vu le retard d’électrification des pays en développement, mais aussi au sein des pays développés, avec de plus en plus d’applications électriques pour les particuliers (chauffage avec les pompes à chaleur, climatisation, déplacements électriques collectifs et individuels …) et de façon générale toute l’industrie, y compris celle des matières premières, sans oublier le monde informatique et ses datacenters, de plus en plus gourmands.

 

Pour répondre à ces besoins croissants d’électricité, le nucléaire, en tant que source décarbonée doit occuper une place significative, en concurrence, ou complémentarité avec les renouvelables électrique, mais ceux-ci, hors hydraulique sont intermittents et ont besoin d’un secours (backup) déjà en puissance installée 

 

En conséquence, les besoins en uranium au niveau mondial devraient s’accroitre, et ainsi la pénurie probable de combustibles pour les fossiles, au niveau du siècle, pourrait aussi affecter le nucléaire, encore plus rapidement, si l’accent est mis sur la Sortie de fossiles, et si la priorité portée sur la lutte contre le changement climatique s’impose.

 

Ce sujet, ressources, a été abordé dans le cadre de l’organisation international du GIF (Génération International Forum) et de la IV° génération, qui couvre les systèmes nucléaires à l’horizon du milieu du XXI° siècle, répondant à des objectifs d’économie des ressources en uranium, de compétitivité, d’amélioration de la sûreté par rapport aux réacteurs des générations précédentes, de réduction des déchets et de protection contre les actes de malveillance et les possibilités de détournement, ou de vol de matières nucléaires.

En précisant que le GIF ne se prononce pas sur l’avenir du nucléaire, comme un tout, mais dans le cadre du nucléaire, sur une sélection de filières.

Au titre de la IV° génération, c’est bien l’économie des ressources en uranium, via la surgénération, qui constitue le point clé, et conduit à retenir les RNR-Na, en favori.

D’autres filières, examinées, comme les GFR (Gas cooled Fast reactor) ou MSR ( Molten Salt Reactor) ont été considérées, mais reconnue, comme moins prometteuses, les premiers par l’analyse de sureté, montrant les limites du gaz caloporteur, les seconds par l’absence de références solides, ce qui n’était pas le cas des RNR Na.

 

Il faut rappeler que la surgénération se définit comme la capacité d’un réacteur nucléaire à produire plus d’isotopes fissiles, qu’’il n’en consomme.

Ceci est obtenu en transmutant des isotopes dits fertiles en isotopes fissiles.

 

Le seul isotope fissile disponible en tant que ressource naturelle sur terre est l’uranium 235, mais si rare, puisqu’il ne représente en teneur que 0,7 % de l’uranium naturel.

Zéro sept pour cent, c’est peu, mais ce fût suffisant pour lancer le nucléaire, avec la première pile atomique à Chicago en 1942, Zoe en France 1948 et la suite avec les réacteurs graphite gaz français.

 

L’uranium naturel contient en fait, essentiellement de l’uranium 238 fertile qui constitue 99,3% de la masse totale. L’objectif de la surgénération est justement de valoriser cette matière première, en le transmutant en plutonium fissile, inexistant dans la nature, multipliant le potentiel énergétique d’un facteur proche de 100.

 

Mais en fait, ceci devrait permettre d’aller beaucoup plus loin, en valorisant des minerais d’uranium à très faibles teneurs, et pourquoi pas à la limite, même l’uranium contenu dans l’eau de mer.

Ainsi cette surgénération pourrait permettre d’assurer les approvisionnements mondiaux en électricité pour des millénaires, voire des millions d’années.

RNR-Na : une source d’énergie véritablement durable au sens disponibilité dans le temps.

 

Ainsi, alors que le parc nucléaire français consomme environ 8 000 tonnes d’uranium naturel chaque année et laisse de côté 7 000 tonnes d’uranium appauvri, un parc de RNR de puissance équivalente ne nécessiterait chaque année qu’environ de 130 à 80 tonnes d’uranium appauvri (ou d’uranium issu des opérations de retraitement des combustibles MOx ou de retraitement : URE). En outre, le stock d’uranium appauvri dont dispose la France sur le seul site de Pierrelatte, soit environ 250 000 tonnes, lui assurerait une indépendance énergétique d’environ 3 000 ans avec un parc de RNR.

 

 

C) Les réacteurs rapides refroidis au sodium liquide RNR-Na

 

Nous rappelons que l’objectif principal de développement de cette filière, dans le cadre de la IV génération, est la surgénération, soit la capacité d’un réacteur nucléaire à produire plus d’isotopes fissiles, qu’’il n’en consomme.

 

Alors que l’uranium naturel a un seul isotope fissile disponible en tant que ressource, l’uranium 235, qui ne représente en teneur que 0,7 % de l’uranium naturel, il contient essentiellement de l’uranium 238 fertile qui constitue 99,3% de la masse totale.

L’objectif de la surgénération sera justement de valoriser cette matière première, comme montré dans l’évolution neutronique, schématisée ci-dessous, avec l’absorption d’un neutron rapide.

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Situation actuelle de la filière RNR Na

 

A ce jour, au niveau mondial, nous ne partons pas de rien, et arrivons à environ 200 années/réacteur cumulées, en production d’électricité) et plus de 450 années si on prend en compte les réacteurs expérimentaux (comme Rapsodie, DFR…)

Dans l’ordre des années de mise en service, nous retenons comme repères principaux, les installations suivantes :

– BOR 50 en Russie et ses 55 MWe, toujours en service depuis 1968

– Phénix en France et ses 250 MWe (1973-2009) et ses 37 ans d’opérations

– PFR en Grande Bretagne (Ecosse) et ses 250 MWe (1974-1994)

– BN 350 au Kazakhstan (en fait ex URSS) pour un équivalent de 350 MWe (1974-1999)

– BN 600 en Russie et ses 600 MWe, toujours en service depuis 1980, l’ancêtre  

– Superphénix (SPx) en France et ses 1 240 MWe (1985-1997)

– FBTR en Inde et ses 13 MWe, toujours en service depuis 1985

– Monju au Japon et ses 300 MWe, début de mise en service en 1994, mais retards divers, pour abandon définitif en 2017 (en partie conséquence Fukushima)

– CEFR en Chine et ses 25 MWe mis en service en 2010

– PFBR en Inde et ses 500 MWe, mis en service en 2014

BN 800 en Russie et ses 800 MWe, mis en service en 2015/2016, la référence Monde

 

Au niveau mondial, la France, en première ligne, avec Phénix, puis Super Phénix, a passé le leadership de la filière à la Russie, suite au fiasco politico-idéologique de Super Phénix.

 

En France, la douloureuse histoire de Super Phénix et la suite de la filière RNR Na

 

Superphénix (SPx), avec une puissance de 1 200 MWe, a fait l’objet d’une commande en 1977, de la société internationale Nersa (France 51 %, Italie 33 %, Allemagne 16 %), passée, sous forme de contrat clefs en mains auprès d’un groupement industriel européen, coordonné par la société française Novatome, du groupe Framatome/Areva

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Superphénix fût le point de mire, de tous les mouvements anti nucléaires d’Europe de l’Ouest, détournant ainsi l’attention des opposants, des autres sites nucléaires PWR, qui notamment en France purent se développer, au calme.

Pour le bonheur des autres sites nucléaires, le diable était ailleurs à Creys Malville dans l’Isère, où devait se concentrer l’opposition. Ceci se traduisit sur le site et dans la région, par de multiples manifestations avec la présence de groupes importants violents, venant notamment d’Allemagne et de Suisse. On retiendra le summum en 1982, avec un tir de nuit de 5 rockets à partir de la rive opposée du Rhône[4].

En dépit de ce climat hostile, le chantier avança et la puissance nominale fut atteinte en décembre 1986, soit dans des délais satisfaisants, sans surcoût significatif, compte tenu du caractère prototype et aussi de l’organisation industrielle internationale, mise en œuvre.

Mais, après le succès de mise en service, et réalisation des principaux essais contractuels, des problèmes techniques ont été rencontrés dans les premières années de fonctionnement. Les défauts réels, significatifs, notamment la fuite du barillet, consécutif au changement d’acier par rapport à Phénix furent corrigés au fur et à mesure. Situation non évitable à 100 %, pour une nouvelle filière à mettre au point[5].

Ainsi, lors du dictat d’arrêt en 1997, tous les incidents rencontrés, y compris le plus important, celui du barillet, avaient été corrigés, sans aucune conséquence sanitaire pour le personnel et encore moins pour le public.

En fait l’ensemble des incidents, sur une période de 11 ans de janvier 1986 (premier couplage) à décembre 1996 s’est traduit par 25 mois de travaux, soit 19 % du temps. Cette pénalisation doit être placée à côté de 53 mois de fonctionnement cumulés, soit 40 % du temps, dont même un taux de disponibilité de 90 % la dernière année. Mais pour comprendre l’impact réel en temps, il faut ajouter l’essentiel, soit 54 mois de procédures administratives, soit 41 % du temps, y compris la reprise d’enquête d’utilité publique. Tout fut fait pour, via des attaques juridiques, retarder toute reprise après les incidents.

Le dictat d’arrêt fût notamment argumenté pour des raisons de coûts. Ceci est incompréhensible, si on considère que toutes les dépenses d’investissements étaient faites et que côté matière consommable, outre le combustible encore chargé, il y avait un demi/cœur complet, en attente de rechargement, soit la capacité de produire encore 30 milliards de kWh (30 TWh) et pas de nécessité d’achat de combustible pendant 4 ans.

 

Après l’abandon de Superphénix et la fin de mission de Phénix[6], les équipes avaient été en grande partie dispersées, une relance des études de la filière a pu tardivement être relancée, dans ce qui fût appelé programme Astrid, (Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration), avec en objectif 600 MWe, soit un intermédiaire entre Phenix et Super Phénix. Programme, qui visait notamment à montrer la faisabilité du bouclage du cycle de combustible en brulant de l’uranium appauvri et du plutonium issu de la combustion du parc actuel est maintenant dans les limbes. Faute de finance, son premier objectif serait revu pour un projet de puissance réduite entre 100 à 200 MW. Mais, tout pourrait aussi être arrêté.

Le leadership est désormais Russe avec BN  600 et BN 800, et des études de projets de 1200 et 1600 MW, en notant un projet commun de BN 800 en Chine, en sachant que les Chinois développent en parallèle leur propre filière RNR, comme ils développent aussi leurs filières nationales, eau pressurisée, parmi d’autres.

 

 

Principales caractéristiques techniques de la filière RNR Na

 

Ce sont des réacteurs nucléaires à neutrons rapides, dont les cœurs se caractérisent par des faibles sections efficaces de captures neutroniques, d’où de très fortes concentrations en combustibles et de fortes densités de puissance à extraire.

Le combustible fissile est du plutonium au sein d’un oxyde mixte UO2–PuO2. Le faible enrichissement de 3 à 5 % d’uranium 235[7], des réacteurs du type REP (PWR) est ici remplacé par du plutonium, venant du recyclage de ces derniers, en sachant que du plutonium se forme dans ces derniers au fur et à mesure de la vie en puissance.

 

Ceci impose un réfrigérant efficace, dont sont exclus toux ceux qui peuvent ralentir (thermaliser) les neutrons, avec notamment la présence d’atomes d’hydrogène, comme l’eau, les liquides organiques. Sont exclus aussi tous les gaz, faute de capacités thermiques suffisantes, y compris l’hélium, d’où le choix du sodium essentiel et structurant sur la conception, l’exploitation, ce qui associe des facteurs très positifs, et d’autres, plus négatifs, dont les conséquences devront et ont été maîtrisées.

 

Le sodium est un métal mou de couleur blanche, qui fond à 98 °C, et à la pression atmosphérique il bout à 882 °C.

 

Ce sera sous forme liquide, donc à température supérieure à 98 °C, qu’il sera utilisé, mettant à profil toutes ses qualités thermodynamiques favorables (conductibilité, coefficients d’échange, capacité calorifique)

Mais si on ajoute, que, comme métal, il dispose d’un coefficient de dilatation important, d’où, une forte aptitude pour faciliter la convection naturelle, par différence de densité, entre les colonnes de liquide montante et descendante, selon la température, et donc sans pompe (caractère de passivité en évacuation de la puissance résiduelle).

En liaison avec l’importance des masses de sodium stockées, dans le circuit primaire intégré, tout est en place pour faire face aux incidents, accidents de circulation et la sureté passive.

 

La température de fusion de 97 °C n’est pas anodine, mais, sa prise en compte s’avère aisée, grâce à des équipements de préchauffage, avant remplissage, qui s’avèrent simples à mettre en œuvre, et peu coûteux. Cette température est suffisamment basse pour maintenir à l’état liquide ce métal, sans difficulté significative, en cas d’arrêt du réacteur, faciliter les approches inspection, maintenances simples, sans dépenser beaucoup d’énergie.

 

Avec ces propriétés, ce fluide de refroidissement permet d’atteindre des températures élevées, (490 °C et 184 bars pour SPx, au lieu de 288 °C, 71.1 bars pour N4), d’où un meilleur rendement du cycle de conversion, (41.3 % pour Super Phénix, à comparer aux 34,1 %, typique du PWR type N4)

 

La très élevée température d’ébullition de 882 °C, à la pression atmosphérique, est un atout majeur, pour toute la conception et la sureté, avec des marges considérables vis-à-vis du changement d’état en cas d’accident majeur.

Il n’est pas nécessaire de le maintenir sous pression pour qu’il reste liquide, d’où pas de pression significative dans tous les circuits.

La pression n’est maintenue que légèrement supérieure à la pression atmosphérique, via des couvertures en gaz (argon en général en centrale, mais aussi en azote dans les boucles d’essais, ou les stockages basses températures), pour éviter les entrées d’air. Il ne reste à prendre en compte, lorsqu’on parle force de pression, que les seules forces de pesanteur gravitaires avec les différences de hauteurs au sein des circuits. Ceci donne très peu de contraintes primaires sur les structures, qui en conséquence peuvent être très minces. Ainsi l’épaisseur en partie courante de la cuve de Superphénix de 25 mm pour un diamètre de 21,5 mètres. Ceci donne des rapports diamètre/épaisseur très différents des REP, exemple épaisseur de cuve 200 mm pour un diamètre interne de 3,988 mètres pour le palier 900 MWe.

Cette relative minceur diminue l’importance des contraintes thermiques, e repérée aussi secondaire dans l’approche de dimensionnement, en sachant que RNR ou REP, répondent aux règles de base basées sur les mêmes fondamentaux, le RCCM (Règles de conception des îlots nucléaires REP) ayant été adapté aux RNR, avec le titre RCCMR, avec validation des autorités de sureté.

 

. Cette température élevée d’ébullition confère une marge considérable de sécurité, vis-à-vis du risque de changement d’état (liquide/gaz) lors des accidents de circulation de fluide.

 

Autre avantage significatif majeur, le sodium ne corrode pas les canalisations, contrairement à l’eau utilisée dans les réacteurs du type REP. Les structures aussi bien en aciers austénitiques, que ferritiques de Phénix, inspectées après presque 40 ans de vie en sodium, se sont révélées comme neuves.

 

Mais, comme points négatifs à maitriser, il faut noter la forte réactivité chimique du sodium, tant avec l’eau (réaction forte), qu’avec l’air (combustion modérée, si on compare au fuel).

C’est cette réactivité avec l’eau qui conduit à prévoir un circuit intermédiaire, appelé circuit secondaire, (nombre de boucles variable selon les installations) circuit tampon pour bien séparer le circuit actif, ou activé, autour du cœur, et l’eau du générateur de vapeur.

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Le cycle thermique RNR-Na, données chiffrées pour Super Phénix

 

La présence des circuits de sodium secondaire (plusieurs, nombre variable selon les installations, 3 à Phénix, 4 à SPx) permet de séparer le risque chimique et celui d’origine nucléaire (ou radioactif), et conduit à n’avoir à traiter qu’une situation technique courante en pétrochimie, en dehors de tout risque de radioactivité.

Indépendamment des exigences de qualité de fabrication et des inspections périodiques, une grande importance est accordée à la détection de début de réaction sodium/eau. Les moyens nécessaires ont été obtenus avec le développement de capteurs spécifiques de présence d’hydrogène dans le sodium (indicateur certain d’un début de réaction sodium/eau), ou dans l’argon des espaces gaz du circuit secondaire. Ces dispositifs de détection d’hydrogène se sont révélés très sensibles. Le moindre début de fuite est détecté, donne lieu à une alarme, qui conduit à arrêter l’arrivée d’eau. Rien de plus simple, il suffit de fermer une vanne.

Mais, comme ceci n’exclut pas absolument à 100 % une réaction violente, des dispositifs de sécurité, comme des disques de ruptures sont mis en place. Ils limitent le pic de pression engendré, qui pourrait se propager dans le circuit secondaire.

La réactivité chimique avec l’air, moins brutales, explosive, se pose différemment que celle avec l’eau. Il est noté, en particulier, que les feux sodium, très différents des feux d’hydrocarbures, sont très peu énergétiques et dégagent peu de chaleur.

Mais avant de parler feux, il faut retenir qu’en l’absence de pression significative, l’apparition d’un défaut débouchant se traduit par un suintement hors tuyauterie, dans l’espace sous calorifuge, calorifuge qui lui-même sera en général enveloppé d’un mince tôlage de métal ordinaire. La détection de la première trace de sodium est primordiale et doit conduire à la vidange du circuit concerné, sans attendre. Mais heureusement les techniques de détection de fuites de sodium existent et sont très sensibles, bien rodées. Elles ont fait leurs preuves.

Lors d’un feu, la quasi absence de flammes facilite l’approche notamment pour la confirmation d’un défaut. Par contre la fumée, si significative, peut gêner la vision. Si pour un petit feu, l’opérateur peut s’approcher à quelques centimètres, avec l’extincteur portatif approprié (voir poudre extinctrice ci-dessous) ou simplement une pelle, il faut prévoir pour des grands feux hypothétiques, des installations permanentes de récupération du sodium et d’injection de produit étouffant spécifiques, maintenant bien rodé, adapté pour lutter contre les feux sodium, expérimenté à très grande échelle, qui outre la limitant l’arrivée d’air, étouffe et arrête tout feu sodium débutant, ou même important comme les feux en nappe.

En dehors des aspects réactivités chimiques, vues ci-dessus, il faut noter aussi comme élément à prendre en compte l’opacité, qui a des répercussions sur les opérations de manutention du combustible, d’inspections et d’interventions.

Si pour les réacteurs à eau, la vision directe est possible et est à la base des opérations de manutention du combustible, d’inspections et d’interventions, l’opacité du sodium change partiellement les fondamentaux.

Le choix du sodium, sera en premier très structurant pour la manutention des combustibles (chargements/déchargements) du fait de son opacité, jointe à sa réactivité avec l’air. Alors que, pour un REP, toutes les opérations de manutention du combustible sont faites, quasiment directement à distance de quelques mètres, sous la protection vis-à-vis des rayonnements de plusieurs mètres d’eau, donc visibles, tout change avec le sodium opaque, et à isoler de tout contact à la moindre trace d’air et encore plus d’eau, ne serait-ce que la simple humidité ambiante.

Les manutentions d’assemblages (chargement de neufs ou déchargement d’usagés) se font réacteur arrêté à 180 °C. Les machines, de conceptions mécaniques simples, fonctionnent en sodium liquide (un très bon lubrifiant) ou en argon, ce qui ne pose pas au départ plus de difficultés que des mouvements en eau ou en air.

Cet état de fait, ne conduit pas à modifier fondamentalement les machines courantes, industrielles, utilisées en manutention, avec des prises par grappins mécaniques sur les têtes des assemblages, des transferts automatiques par des déplacements simples verticaux, ou rotations, parfois le suivi de rampes déjà installées.

Cette non visibilité a conduit toutefois à lancer la « visualisation » sous sodium. Il s’agit bien sûr, d’une visualisation indirecte. Cette visualisation a été prévue au départ avec l’objectif de contrôler les déplacements à distance de machines, afin de ne pas venir buter sur des obstacles, comme dans le noir, d’où l’idée des ondes ultrasons des chauves-souris. Aujourd’hui, où nous voyons des radars de recul installés de plus en plus sur nos simples voitures, il peut paraître saugrenu de se féliciter d’avoir mis ceci en place dans Phénix pour les manutentions en 1972. Mais à l’époque, c’était une première performance et on peut mesurer les progrès faits dans toutes ces technologies ultrasons, autant au niveau des capteurs/récepteurs, qu’au niveau des logiciels de dépouillement des mesures, avec tous les progrès de l’informatisation.

L’opacité n’est donc, non plus pas un obstacle, lié aux spécificités du sodium difficile à surmonter, en comparaison de ses avantages physico chimiques, qui se retrouvent dans l’approche sureté.

 

RNR Na, le circuit intégré

De façon générale, un circuit se conçoit, avec des appareils spécifiques (chaudière, pompe, échangeur …) bien séparés, reliés entre eux par des tuyauteries. Ainsi les REP sont à boucles et, pour ceux-ci, cuve, pompes et échangeurs du type générateurs de vapeur, sont reliés entre eux par des tuyauteries.

C’est lors des choix d’options faits en 1966/1967, que le concept du circuit primaire intégré a été adopté pour Phénix et ses 250 MWe, en pensant aussi au futur pour des centrales dans la gamme 1 000 MWe. Choix original, osé ? L’avenir confirmera que c’est de loin la meilleure solution aussi pour la sureté. Les Russes l’ont adopté pour BN 600, alors que BN 350 était à boucle.

Ce concept, que l’on appelle aussi du type piscine, intègre le cœur, les pompes, les échangeurs intermédiaires, et le sodium primaire, le tout installé, enfermé en totalité dans une seule et simple structure : la cuve principale, entourée d’une cuve de sécurité.

Le sodium primaire, activé à sa traversée du cœur, ou via des particules en suspension, ne sortira jamais de cette cuve.

La structure intégrée primaire est naturellement très favorable à la limitation des chocs thermiques, lors de tous les transitoires de fonctionnement. Elle est aussi, et ceci est essentiel, très favorable à l’évacuation de la puissance résiduelle (ce résidu d’énergie encore à évacuer alors que la réaction nucléaire est déjà arrêtée), notamment en favorisant la convection naturelle, jointe à l’inertie du sodium contenu.

 

 D) La transmutation, aller plus loin ?

Mais, en profitant des spécificités des neutrons rapides, se pose la question d’aller au-delà de la séparation du seul plutonium, et surgénération, et essayer de réduire en partie les ultimes constituants de ces déchets (essentiellement des actinides dits mineurs, Américium, Neptunium, Curium) en les transformant en déchets à vie courte.

Une fois séparés, les radioéléments à transmuter pourraient être introduits dans le combustible des réacteurs sous forme d’une cible, ou dilués d’une manière homogène dans le combustible, profitant de l’efficacité et des très hauts flux de neutrons rapides.

Ce retraitement reposerait sur de nouvelles techniques physico chimiques, qui s’avèrent plus difficiles à maitriser, et pas sans risque pour le personnel, que celles déjà mises en œuvre pour la seule séparation du Plutonium (Procédé hydrométallurgique appelé Purex (Plutonium Uranium Refining by Extraction) de traitement des combustibles à l’usine de La Hague).

Nouveaux procédés à mettre au point. Il ressort, qu’à ce jour, seule la voie Américium soit encore regardée avec intérêt, avec comme objectif de réduire l’importance du site de stockage souterrain des déchets radioactifs (beaucoup moins de chaleur à évacuer)

Une fois séparés, le comportement en réacteur a été testé sur Phénix, sur les différents oxydes des trois actinides concernés : AmO², NpO² et CmO², et sur le Technétium au titre produit de fission important, avec des rendements, souvent limités.

Si, la transmutation de certains actinides mineurs, comme l’Américium et le Neptunium, a été démontrée sur le plan scientifique, il reste encore des progrès à faire, pour l’adopter à l’échelle industrielle. Par contre, la transmutation du Curium, très radioactif, difficile à manipuler, continue de poser de gros problèmes.

 

E) Conclusion, en regardant dans le marc de café

Enrico Fermi, l’un des pères fondateurs du nucléaire, s’était clairement prononcé, en disant, que : « Le pays qui sera le premier à mettre au point un réacteur surgénérateur en tirera un avantage commercial décisif pour exploiter l’énergie nucléaire ».

Ce pays a été la France, avec le développement des RNR Na (rapides/sodium), jusqu’en 1997, marquant l’assassinat de Super Phénix ;

Cette technologie de base, avec notamment le circuit intégré, et ses avantages intrinsèques vis-à-vis de la sureté, a été reprise, consolidée en Russie, avec les modèles BN 600 et BN 800, et des projets ambitieux pour le futur, que regardent avec soin la Chine et l’Inde, tous deux très engagés dans le nucléaire de deuxième et de troisième génération.

Cette filière RNR Na s’avère pouvoir répondre aux mêmes critères de sureté que les filières actuelles de référence PWR, apportant en plus la possibilité de surgénération, pas cruciale à ce jour, compte tenu du marché de l’uranium. N’ayant pas eu un développement industriel comparable à celui de ces PWR, par manque de recul, toute comparaison financière est impossible.

Une évidence, la présence d’un circuit supplémentaire intermédiaire, comme, les précautions spécifiques liées au sodium, pourraient amener à conclure, que le coût ne peut être que plus élevé. Mais, l’absence de pression, le meilleur rendement thermodynamique, et la différence des technologies mises en œuvre, avec les très épaisses pièces forgées des PWR et à l’opposé les structures minces des RNR, seules des études comparatives plus poussées basées sur de vraies réalisations, dans un même pays, pourraient conclure sur l’aspect économique, dans une perspective série à long terme.

La course, à la compétition financière n’est pas d’actualité, mais ceci va changer, si lors de ce siècle, le nucléaire, au niveau mondial, reposant sur les modèles actuels se développe et fait appel à un uranium rare. Cette tendance serait accentuée, si l’action vise à répondre aux besoins croissants, du type exponentiel de l’électricité décarbonée, ce qui semble inévitable, mais pour quand : 2050, 2080, 2150 … ?

Alors, l’approche de la pénurie de la fourniture d’uranium naturel, peut faire balancer les données et conduire à développer la surgénération type RNR Na, la démonstration de la faisabilité, ayant déjà été faite, tant en France, qu’en Russie.

Claude Acket.

 

Annexe

L’acceptabilité du nucléaire

Principe de précaution, la balance du pour et du contre

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Mais le pire des maux serait le manque d’énergie, et

la plongée vers la décroissance, même dite heureuse…

 

Parmi les plus, on trouve :

–  Lutte contre l’effet de serre.

Alors que l’on compte environ 6 kg de gaz carbonique rejeté par MWh produit pour le nucléaire, soit sensiblement le même ordre de grandeur que l’hydraulique, ce chiffre atteint 1000 pour le charbon, et le gaz naturel en CCG avec encore à 430, soit presque 70 fois plus.

Le nucléaire s’avère une base indispensable, complétée par les économies d’énergie et le développement des renouvelables thermiques, dans la lutte contre l’aggravation de l’effet de serre.

Le nucléaire pourrait aussi intervenir, dans le cadre d’un mix énergétique, en complément à l’emploi des renouvelables électriques intermittents (solaire et éolien), mais ceci ne se traduirait que par une faible baisse de la puissance installée, car ce mix dégraderait le rendement du nucléaire

 

 L’indépendance énergétique

Le nucléaire permet à la France de produire son électricité par ses propres moyens, en toute indépendance par rapport aux marchés extérieurs.

Il est vrai que l’uranium est importé, mais la matière première ne représente qu’environ 3 % du coût du kilowattheure produit.  L’essentiel des dépenses soit 97 % reste national, ce qui est loin d’être le cas pour, par exemple, le gaz pour lequel plus de 80 % de l’argent va à l’étranger.

Mais, en plus sur la base des seuls stocks d’uranium naturel présents en France, en attente ou dans le cycle de production, nous disposons d’une disponibilité avec nos besoins actuels de 6 ans, sans importation.

Ce facteur indépendance énergétique sera multiplié, renforcé avec la surgénération, en fait indépendance totale pour des milliers de siècle !  

 

– Les coûts modérés, garantis stables de l’électricité

En comparaison à d’autres sources d’énergie, le nucléaire nécessite des investissements initiaux très importants, mais bénéficie d’un coût d’exploitation très faible pour le combustible. Ainsi, si sa structure économique est proche de celle de l’hydraulique, elle est à l’opposé de celle du gaz, le charbon se situant de ce point de vue entre nucléaire/hydraulique et gaz.

Le coût du nucléaire fait l’objet de nombreuses controverses et évaluations. Il faut rappeler le rapport de la Cour des Comptes (Rapport 2013/2014) pour le parc actuel EDF en service, qui donne un coût économique de 59,8 €/MWh, avec la méthode dite « CCE » (coût courant économique).

Même s’il devait un peu augmenter, dans le futur, avec la suite des EPR, le nucléaire reste la source d’électricité la moins chère en France, pour une électricité, adaptable aux besoins, rien, à voir avec celle produite par les renouvelables intermittents et aléatoires.

Ces derniers donnent une production hachée, dépendante de la nature, souvent là quand on n’en a pas besoin, mais à l’inverse absente, lorsque les besoins sont vitaux. Et en plus ils sont subventionnés à ce jour.

 

Parmi les moins, exprimés sous forme de réserves sociétales.

– La peur de la radioactivité des rayonnements

Il faut en premier rappeler la citation, très ancienne, mais de plus en plus d’actualité : « Toutes les choses sont poison, et rien n’est sans poison, seule la dose fait, qu’une chose n’est pas un poison ». Paracelse (XV° siècle)

Avant d’évoquer les risques associés aux rayonnements, il faut se référer aux doses naturelles, que nous subissons apparemment sans conséquence sur nos santés. Pour ce, il faut oublier le Becquerel, qui avec des chiffres pharaoniques, fait si aisément peur, et se baser sur le Sievert Sv (et plus couramment sur son millième le mSv), seule unité quantifiée, accessible, qui traduit l’impact éventuel d’un rayonnement sur l’homme.

En France les rayonnements naturels annuels correspondent à des doses moyennes de 2,4 mSv, avec de fortes variations géographiques, pouvant en de vastes régions atteindre 5 mSv, et en quelques lieux spécifiques 25 mSv. Et on trouve beaucoup plus dans des régions du Monde, plus peuplées, avec des gens tous en bonne santé.

Si des fortes doses sont néfastes, voire mortelles (au-delà de quelques Sievert), il peut être considéré que, ce qui est désignée par « petites doses » avec une limite à 100 mSv pour les adultes et 50 mSv pour les enfants, sont sans conséquence pour la santé.

Aucune étude, ni épidémiologique sur l’homme, ni sur les animaux, n’a jamais pu montrer de relation de cause à effet entre les faibles doses et l’apparition de cancers.

Que les marchands de peur cessent de se prononcer pour des doses ridicules, autour du mSv.

 

– La peur des accidents

Pour se baser sur la réalité, il faut évoquer la centrale de Three Miles Island, en 1979, celle de Tchernobyl en 1986, et enfin Fukushima en 2011, trois accidents majeurs, ayant marqué l’histoire du nucléaire.

Ces trois accidents ont conduit à des conséquences sur la santé, très diverses et controversées. Si le bilan s’écrit de façon sûre, sans contestation, par zéro conséquence santé pour le premier, qui représente le type de réacteur construit en France, il monte à de très nombreux morts pour le second, avec des évaluations diverses, allant d’un peu moins de cent à plusieurs milliers[8], sans évoquer les 10 millions de morts avancés par Greenpeace et répétées régulièrement par la chaine de télévision franco-allemande, Arte, non neutre sur sa propagande anti-nucléaire. Mais à force d’asséner des contre-vérités, certaines finissent par marquer !

Quant au dernier accident au Japon, on peut avoir lu, ou entendu sur France 2, au journal télévisé, « Fukushima 20 000 morts », ou, à la une des journaux, comme le Figaro un titre « Fukushima au moins 10 000 morts ». Ces chiffres répétés par tous les médias, et les marchands de peur, ne peuvent que marquer les esprits. Or, à ce jour, les évaluations seraient proches de zéro décès, ou maladie liée aux rayonnements, peut être un, à venir.

Mais il faudra surtout tenir compte conséquences indirectes sur leurs santés, des milliers de personnes déplacées, comme il est de même des autres déplacés au Japon, sans lien avec la centrale, liés au seul tsunami, qui ne s’est pas limité à la zone de Fukushima, zone où du fait du nucléaire, on pourrait afficher zéro mort ?

 

Quelles que soient les controverses autour de ces chiffres, nous pouvons affirmer qu’au niveau mondial l’électronucléaire a fait moins de morts en 50 années d’exploitation que les autres grandes sources de production d’électricité n’en font en une seule année.

– Les déchets

L’affirmation que « l’on ne sait pas quoi faire des déchets » et qu’ils constitueraient une menace pour la santé des générations futures est fausse, et clairement démentie par la pratique industrielle française sur plusieurs dizaines d’années.

En effet, c’est tout à l’honneur de l’industrie nucléaire que, pour la première fois dans l’histoire industrielle, on se soit préoccupé de gérer les déchets produits, dès l’origine, et on l’a fait consciencieusement.

La quantité totale de tous les déchets nucléaires est relativement faible. Ils représentent environ 1 kilo par habitant et par an, dont 10 grammes à vies longues et très radioactifs, contre 4 000 kg pour les autres déchets, dont 100 kilos de matières toxiques, dangereuses (mercure, plomb, arsenic…)

En France, tous les déchets nucléaires sont conditionnés, entreposés et stockés selon des techniques éprouvées et sûres. Leur gestion assurée par l’Andra (Agence Nationale pour la gestion des Déchets Radioactifs) n’entraîne aucune nuisance significative pour les personnes ou l’environnement.

Plus de 90 % des déchets nucléaires sont à vie courte, et sont stockés dans trois centres (La Manche, Soulaines, Morvilliers) sans dommage significatif pour l’environnement, occupant des surfaces très réduites.

Les déchets à vie longue et de haute activité sont incorporés, dès l’usine de retraitement, dans une matrice de verre qui piège les radioéléments. Cette méthode est mise en œuvre depuis 40 ans, sans qu’il en résulte une quelconque nuisance. Que trouver de plus stable que le verre, en sachant que les déchets ne sont pas, mis en bouteille, mais chimiquement intégrés à vie dans la matrice.

Si cet entreposage dans des puits bétonnés est gérable, car les volumes sont très réduits, il n’est pas considéré comme durable à l’échelle de plusieurs générations. Il n’y a jamais eu urgence à retenir une solution définitive, on pouvait atteindre plusieurs dizaines d’années avant de statuer. C’est cette attente qui a donné à tort l’impression, qu’on ne sait quoi faire.

Mais désormais, en optimisant les différentes possibilités, la solution de gestion retenue est le stockage géologique profond Cigeo (Centre industriel de stockage géologique). Cette solution de stockage définitif en couche géologique profonde, toutes études faites, a été décidée avec un centre devant entrer en service en 2025.

 

En synthèse, après avoir évoqué, les pours et les contres, comme l’aspect santé reste prépondérant, face à tous ces arguments, pour certains contradictoires, rien de plus sage, que de se baser, sur l’avis de l’Académie Française de Médecine, qui « considérant les bilans, tant mondiaux, qu’européens », s’est prononcée clairement, lors du débat national sur la transition énergétique, établissant, que « de tous les grands moyens de production d’électricité, c’est :

« Le nucléaire qui a le plus faible impact sur la santé par kilowattheure produit ».

Une vision claire, simple, conduisant à poursuivre sur cette voie du nucléaire, mais après avoir posé la question de la durabilité, ajouter, qu’il faut reprendre le chemin tracé par nos anciens, de développer la filière RNR Na.

 

[1]  Avec l’arrêt imposé de Fessenheim par la loi, le gouvernement semble oublier toute l’attention qu’il veut porter sur l’économie circulaire, sur le refus de l’obsolescence, soit comme garder en service ce qui répond à tous les critères, dont ceux de sureté. Un exemple d’aberration dictée par une idéologie.

[2] Sans justification technique, ou financière, mais des raisons idéologiques, on trouve notamment, l’injustifiable limitation des 63 GW de puissance installée nucléaireou, et celle des 50 % pour 2035, année qui dans la loi précédente était prévue 2025. Il aura quand même fallu 2 ans pour que le gouvernement prenne conscience de l’impossibilité de répondre aux impositions idéologiques .

[3] Sans compter, ce qui est envisageable, le développement de l’extraction d’uranium à partir des phosphates, qui accroitrait un peu cette durée (ordre de grandeur + 50 %), mais aussi celle à partir de l’eau de mer, qui semble difficilement envisageable avec le nucléaire actuel, mais par contre, quasiment sans limite, avec la surgénération.

[4]  Fut plusieurs années plus tard reconnu avoir été organisé, et fait par un élu du parti vert auprès du gouvernement cantonal de Genève, les rockets ayant été obtenues via la Fraction de l’Armée Rouge et le terroriste Carlos.

[5] Pour situer à la même époque, Ariane 4, qui avait eu son premier lancement en 1988, eut son premier échec en 1990, suivi de 2 autres échecs en 1994, avant ses succès ininterrompus. Toute avancée technologique n’est pas à l’abri de difficultés. Heureusement qu’Ariane n’était pas en visée de combines électorales

[6] Il faut noter que Phénix a été prolongé de vie à 36 ans, avec l’accord des autorités de sureté, après mise à niveau, pour réaliser en partie, quelques essais, visant la transmutation, prévus à SPx, Un modèle de prolongation de vie réussi, alors qu’au titre outil de recherche, en prototype filière, les spécifications de construction de Phénix visaient 25 ans de marche.

[7] Voir aussi pour certains réacteurs des combustibles MOx, contenant du plutonium. Ceci en opération dans 22 des 58 réacteurs français utilise le combustible MOx, issu de la chaîne de recyclage (recyclage qui permet de produire plus de 10% de l’électricité nucléaire française tout en réduisant le volume et la toxicité des déchets radioactifs.)

[8] En face sont présentés des chiffres documentés, comme le rapport établi par l’UNSCEAR qui dans son dernier rapport 2011, annonce entre environ 100 morts recensés, et au maximum 4000 cancers mortels, potentiels à venir dans les 75 ans suivant l’accident, sur la base de la loi RLSS (loi linéaire sans seuil), enveloppe pessimiste.

Il faut préciser, que ce rapport a été validé par 8 institutions indépendantes de l’ONU, dont l’OMS, et surtout, car directement concernés, par les gouvernements de Russie d’Ukraine et de Belarus. C’est beaucoup, inacceptable, mais ceci se réfère à un modèle de réacteur (RBMK) que nous n’aurions jamais construit en Europe, et qui à ce jour ne reste en opération qu’en Russie. Ceux en Ukraine, ont été définitivement arrêté, le pays très dépendant du charbon, ses morts, sa pollution se prépare à relancer le nucléaire, sur la base de réacteurs à eau pressurisée.

 

Les ENR intermittentes ne perturbent pas les réseaux puisqu’on doit savoir les faire disparaitre

« Les énergies renouvelables intermittentes ne perturbent pas les réseaux« 

Cet article s’avère complètement biaisé sur au moins deux points majeurs :

1) Il confond (volontairement ou non) « stabilité des réseaux » et « durée d’interruption moyenne de courant par consommateur » qui sont deux critères qui ont très peu à voir. En effet, la durée d’interruption moyenne de courant par consommateur dépend essentiellement des réseaux de distribution, qui ont peu à voir avec les moyens de production de grande puissance.. Et si la France se classe 8ème derrière

la Suisse, l’Allemagne, le Danemark, le Luxembourg, les Pays-Bas, l’Autriche et le Royaume-Uni c’est notamment pour deux raisons qui tiennent aux caractéristiques propres de son réseau de distribution qui, eu égard à la taille géographique de la France, est le plus étendu des réseaux de distribution des pays précités (de très loin exception faite de l’Allemagne et du Royaume-Uni, les autres pays étant de petits pays) ce qui présente deux handicaps :

* Le réseau français alimente beaucoup plus de consommateurs dispersés dans de lointaines campagnes, alimentés « en antenne » en BT (avec très peu de redondances de secours) pour des raisons économiques. Un tel réseau est par essence beaucoup moins fiable qu’un réseau présentant des possibilités de secours que l’on trouve en milieu urbain,

* Toujours pour des raisons économiques, le réseau français de distribution est moins enterré (même si la situation évolue) que les réseaux des pays précités, ce qui le rend plus vulnérable aux aléas climatiques.

Mais ceci n’a rien à voir avec le réseau de transport (THT et HT) qui est le garant de la stabilité globale des réseaux et sur lequel débitent les centrales nucléaires et autres centrales de grande puissance. L’argument ne résiste donc pas à l’analyse…

2) On N’A ENCORE RIEN VU en matière de taux d’insertion d’électricité intermittente. En effet, le réseau européen est fortement interconnecté, ce qui assure la stabilité réciproque entre pays, qui se joue au niveau européen et non pays par pays comme l’a bien montré l’étude réalisée par EDF R&D en 2015. Certains pays peuvent donc se permettre des taux d’insertion très élevés, le Danemark en particulier, car la stabilité est assurée par ses voisins (Norvège, Suède et Allemagne, comme d’ailleurs évoqué). Même un grand pays comme l’Allemagne peut se permettre d’atteindre un taux d’insertion élevé… tant que ses principaux voisins, la France en particulier, ne font pas simultanément la même chose. Et au niveau européen, le taux d’insertion global moyen d’insertion reste faible, en deçà des taux qui posent des problèmes de stabilité. La conclusion qui est tirée dans l’article est donc totalement prématurée.

En résumé, cet article comporte des biais majeurs. Il constitue donc une tromperie pour décideurs, accentuée par son titre accrocheur qui occulte les réalités bien connues des gestionnaires de réseaux. Ce qui est gravissime.

GB : Qu’est-il arrivé à notre système électrique le vendredi 9 août 2019 ? (Traduction)

http://www.ukerc.ac.uk/news/what-happened-electricity-system-fri-aug-9-2019.html

14 août 2019

Équilibrer le système

Un système d’alimentation en courant alternatif doit fonctionner dans une certaine bande de fréquence, dans notre cas proche de 50 Hz. Cela nécessite que, à chaque instant, la génération de pouvoir et la demande qui en découle soient adaptées. S’ils ne le sont pas, la fréquence du système diminue (lorsqu’il n’y a pas assez de génération) ou augmente (lorsqu’il y en a trop). Il est prévu que les acteurs du marché programment leur propre génération pour s’allumer au cours de la journée afin de répondre à l’évolution de la demande. Cependant, la fonction ESO (Electricity System Operator) de National Grid génère une génération supplémentaire ou la réduit pour obtenir le bon équilibre. L’ESO achète également des services «dynamiques»: des commandes automatiques sur les générateurs, dans lesquels la fréquence du système est surveillée et les sorties de puissance ajustées pour ajuster la balance. Ceci est connu sous le nom de «réponse en fréquence».Certaines installations de stockage d’énergie fournissent également une réponse en fréquence et, de plus en plus, les grands utilisateurs d’électricité peuvent adapter leur demande pour contribuer à l’équilibre global.

Vendredi 9 août

La règle générale de base utilisée par de nombreux opérateurs système dans le monde entier est non seulement de s’assurer que tout sur le système est dans des limites acceptables, mais également que cela sera vrai même après un événement imprévu, tel qu’un défaut de court-circuit sur une branche. du réseau. Ils ont donc une réponse en fréquence suffisante pour couvrir la perte soudaine de la plus grande importation de générateurs ou d’interconnecteurs. Malheureusement, vendredi après-midi, peu après 16h52, deux sources d’électricité ont été perdues à moins d’une minute de distance: 790 MW du parc éolien offshore Hornsea 1 et 660 MW de la centrale à gaz de Little Barford, cette dernière ce que son propriétaire, RWE, a qualifié de «  faute technique « . La perte totale combinée de 1 430 MW était nettement supérieure à ce qui semble avoir été le plus grand risque de perte d’alimentation unique à l’époque.

Un tracé de fréquence auquel nous avons accès à Strathclyde montre que la baisse de la fréquence du système a été arrêtée par la combinaison des réponses sur le système mais est tombée en dessous de 49,2 Hz (Figure 1). Cependant, la trace montre également une seconde baisse de fréquence environ une minute après la première. Une grande partie de la capacité de réponse en fréquence programmée étant épuisée et non encore remplacée, la fréquence du système est ensuite tombée à moins de 48,8 Hz, point auquel la première étape de la «déconnexion à la demande en fréquence» (LFDD) a fonctionné.

Le déclenchement d’un mécanisme de défense

La LFDD (connue dans d’autres pays sous le nom de «délestage sous la fréquence») est une «mesure de défense» automatique installée sur les réseaux de distribution et conçue pour préserver le système d’un effondrement complet. Cela se fait en rétablissant l’équilibre entre la production et la demande en ouvrant des disjoncteurs sur des portions du réseau de distribution afin de déconnecter la demande. Il fonctionne en 9 tranches successives, chacune déclenchée si la fréquence du système continue de baisser.

La première tranche de LFDD, la seule qui ait été déclenchée vendredi, est destinée à déconnecter 5% de la demande en vertu du code d’exploitation n ° 6 (OC6) . Cependant, vendredi, la demande déconnectée semblait inclure l’approvisionnement des installations de signalisation de Network Rail.Ceci, à son tour, a provoqué des interruptions dans les services de train. Même si la fréquence du système a été restaurée à environ 50 Hz dans les 10 minutes suivant les pertes de production initiales (en partie à cause de la déconnexion de la demande), National Grid a déclaré qu ‘«à 18 h 30, toute la demande a été restaurée par les gestionnaires de réseau de distribution », restauration des services ferroviaires a apparemment pris beaucoup plus de temps.

Figure 1: Fréquence du système britannique avant et après la perturbation du 9 août 2019
Quelques questions

Étant donné que la fréquence du système était en baisse, on pourrait dire que LFDD a réussi à sauver le système d’un effondrement complet, bien qu’au détriment d’une demande déconnectée. Cependant, il me semble que certaines questions particulières pourraient maintenant être posées:

  1. Qu’est-ce qui a causé les pertes d’électricité de Hornsea et de Little Barford? S’agissait-il d’événements aléatoires indépendants ou existait-il un lien entre eux?
  2. Pourquoi la fréquence du système a-t-elle diminué autant que lors de la perte initiale?
  3. Aurait-il été possible pour les opérateurs de réseau de distribution (DNO) d’avoir implémenté le LFDD de manière à éviter la déconnexion des fournitures Network Rail?
  4. Quel est le niveau de résistance aux pertes d’alimentation des installations de Network Rail?

La foudre est l’une des causes les plus courantes de défaillance du réseau électrique. Nous savons qu’il ya eu une importante activité de foudre dans l’est de l’Angleterre vendredi soir. On peut se demander si cela aurait pu influencer ce qui s’est passé dans le système électrique.

Une autre chose que l’office de réglementation de l’électricité, Ofgem, voudra probablement explorer est la qualité des informations fournies par les différentes parties, en particulier ce que l’ESO a dit aux opérateurs de télécommunication, ce qu’ils comprenaient et ce qu’ils disaient à leurs clients, notamment Network. Rail. Il y a aussi la question de ce que Network Rail a dit aux opérateurs de train et de ce que les opérateurs de train ont dit aux passagers. Il me semble qu’un élément clé de ce que les différentes parties auraient pu et auraient dû savoir était lorsqu’elles pouvaient s’attendre à ce que l’approvisionnement en électricité soit rétabli.

Certains politiciens et syndicalistes ont suggéré que cet incident était le signe d’un manque d’investissement dans le système électrique.Cependant, rien n’indique que cet événement résulte d’un manque d’infrastructures majeures telles que des lignes de transmission ou des capacités de production.

De plus, rien n’indique que l’événement ait quelque chose à voir avec les caractéristiques du vent en tant que source d’énergie électrique. La réduction de puissance de Hornsea a été beaucoup plus rapide que prévu en raison de modifications de la vitesse du vent. Ørsted, le propriétaire de Hornsea, a déclaré samedi que les « systèmes automatiques » avaient «  considérablement réduit la puissance ». Un autre rapport a indiqué qu’Ørsted avait confirmé l’existence de problèmes et qu’ils «  enquêtaient sur la cause, en étroite collaboration avec le gestionnaire du système de réseau national « . suggère quelque chose de particulier à Hornsea 1 plutôt que lié au vent en général: il est possible que le fait que Hornsea 1 exporte de l’électricité sur le système ne soit pas nécessairement significatif, mais qu’une partie de celle-ci est encore en construction.

Inertie

Certains rapports ont suggéré qu’au moment de l’incident, l’inertie du système était trop faible ou que l’ESO n’avait pas mis en place une «capacité flexible» suffisante telle que la réponse en fréquence.

L’inertie d’un système électrique fait référence à l’énergie cinétique emmagasinée dans les masses en rotation d’une centrale génératrice qui, par des interactions électromagnétiques au sein du type de générateur utilisé dans les grandes centrales thermiques, est automatiquement sollicitée en cas de déséquilibre entre génération et demande. Il aide à ralentir une baisse de la fréquence du système et est devenu un sujet de débat car le type d’équipement utilisé dans les parcs éoliens, les interconnexions HVDC et les réseaux de panneaux solaires ne le fournit pas naturellement.

L’ESO est tenu d’exploiter le système de transport d’électricité britannique conformément à la norme SQSS (Security and Quality of Supply) . Ceci établit la règle de base selon laquelle tout devrait toujours être correct même après un événement de panne significatif. Cela inclut l’exigence que la fréquence du système reste dans la plage des fréquences comprises entre 50,5 et 49,5 Hz. Toutefois, en cas de perte d’alimentation particulièrement importante, la sortie peut rester en dehors de cette fréquence, mais pas plus d’une minute. Contrairement à certains rapports, 49,5 Hz n’est pas « dangereusement bas » et les excursions en dessous de celle-ci sont extrêmement rares . La limite inférieure pratique pour la fréquence du système, telle que définie dans le code de grille, est de 47,5 Hz. Comme indiqué ci-dessus, le LFDD commence à fonctionner à 48,8 Hz.

Dans leur évaluation de la conformité aux normes d’approvisionnement, les gestionnaires de réseau devraient prendre en compte tout impact d’une perturbation du système de transport sur la production connectée au réseau de distribution. Pour ce faire, il doit collaborer avec les opérateurs de réseau.

Si l’inertie ou le volume de réponse sont si faibles que la perte d’alimentation la plus importante entraînerait un dépassement des limites de fréquence définies, l’ESO est obligé soit d’obtenir davantage de réponses, soit de générer une nouvelle distribution via le mécanisme d’équilibrage. Cette dernière action peut soit réduire l’ampleur de la perte la plus importante, soit garantir une inertie accrue du système. Si Ofgem ouvre une enquête sur l’incident, il se peut qu’il veuille savoir si l’état du système au moment de l’incident était conforme à la SQSS.

L’un des points de débat dans le secteur de l’électricité, alors que nous constatons une quantité croissante d’énergies renouvelables sur le système et une augmentation des importations en provenance du reste de l’Europe, consiste à déterminer si les arrangements de marché en vigueur pour l’achat de réponse en fréquence sont tout à fait appropriés pour le futur système. On se demande si, avec des définitions de produits différentes, une réponse suffisante pourrait être achetée à un prix plus avantageux que ce ne serait autrement le cas.

Le 12 août, Ofgem a demandé à l’ESO un rapport intermédiaire urgent sur l’incident du 9 août avant le 16 août et un rapport technique final détaillé avant le 9 septembre.

La plus grande image

L’incident du 9 août met sans doute en évidence une série de problèmes plus vastes. On pourrait soutenir, par exemple, que l’ESO devrait disposer de réserves de réponse en fréquence suffisantes pour faire face à deux pertes de production importantes plutôt qu’à une seule. En d’autres termes, il devrait s’agir d’un événement appelé «N-2» plutôt que simplement, comme il est courant dans le monde entier, «N-1».

Cependant, les pertes de production presque coïncidentes sont très rares, avec seulement deux exemples – vendredi et un du 27 mai 2008 – dont je me souviens en Grande-Bretagne au cours des 25 dernières années, et la réponse en fréquence et la réserve sont déjà assez coûteuses: ensemble, Les «réserves» ont coûté plus de 270 millions de livres sterling en 2018-2019.

Pour déterminer si des procédures doivent être modifiées, il est possible de comparer les coûts supplémentaires liés à la réduction des pertes d’alimentation «N-2» à ceux de mesures permettant de réduire de manière significative l’impact des déconnexions de la demande dans les rares cas où elles se produisent.

Au niveau mondial des perturbations du système électrique, par exemple à Jakarta et à Java occidental le 4 août et en Argentine en juin, lorsque pratiquement tout le pays était devenu noir, l’événement de la semaine dernière en Grande-Bretagne était relativement modeste. Cependant, cela perturbait encore beaucoup de monde – en grande partie, semble-t-il, en raison de son impact sur les chemins de fer. Par exemple, on a signalé des défaillances de l’alimentation électrique de certains trains et des opérateurs peinant à les redémarrer .Entre-temps, ils auraient gêné les autres trains. Enfin, à la suite de toutes les perturbations, de nombreux trains se sont trouvés à des « mauvais endroits » par rapport à l’horaire normal.

Le pire des cas de perturbation pour un exploitant de réseau électrique est que tout le système tombe en panne. La reprise est alors extrêmement difficile, non seulement pour les utilisateurs d’électricité, tels que les compagnies de chemin de fer, mais également pour les gestionnaires de réseau. L’événement de vendredi est peut-être un rappel que même si nous n’avons jamais subi une panne totale du système en Grande-Bretagne et que de nombreuses procédures de conception et d’exploitation de notre système ont résisté à l’épreuve du temps, les plans de restauration doivent être revus régulièrement.

La nature du système continue d’évoluer avec, à juste titre compte tenu de nos engagements en matière de réduction des émissions, l’utilisation de sources d’énergie à faibles émissions de carbone. Cela signifie que les procédures d’exploitation normales ainsi que les codes et les normes qui régissent le système doivent également être surveillés, en particulier à la lumière de notre dépendance croissante à l’égard de l’électricité.

Cette dépendance croissante à l’électricité soulève peut-être les plus grandes questions de société. Il est impossible de garantir une alimentation en électricité parfaitement fiable. Selon les normes internationales, les approvisionnements en Grande-Bretagne sont en moyenne très fiables. Combien sommes-nous prêts à payer pour les rendre plus fiables? Et, parce qu’ils ne seront jamais parfaits, est-ce que nous – individus, institutions et fournisseurs de services – savons comment faire face à une panne?

Chaos dans les transports partout en Angleterre et au pays de Galles après des coupures d’électricité majeure

UK : La panne sur le réseau National affecte le service et les usagers de la
route.

Kevin Rawlinson et Jillian
Ambrose

Vendredi 9 août 2019 19,14 BST

Une grandes partie de l’Angleterre et du pays de Galles a été laissée sans électricité suite à une coupure majeure de courant, ont dit
les opérateurs de réseaux d’électricité, avec des conséquences graves signalées sur les services ferroviaires et routiers, y compris les
feux de circulation de ville.

Les passagers ont été exclus de certaines des stations de train les plus fréquentées du pays pendant l’heure de pointe vendredi soir, tandis
que des centaines de milliers de foyers restaient sans électricité après ce que la National Grid décrit comme un problème avec deux groupes électrogènes.

La police britannique des transports a déclaré que des officiers ont été invités à aider les services, la ligne principale de la côte est a été
suspendue, avec de nombreux clients à qui on a conseillé de ne pas voyager ; et la gare d’Euston de Londres, le carrefour du Sud de la
côte ouest, la ligne principale, ont été fermés en raison du « nombre de passagers exceptionnellement élevé ». La panne aurait également affecté d’autres services ferroviaires et les feux de circulation.

Peu avant 18:30, un porte-parole du National Grid a dit que des problèmes de générateur avaient provoqué une « perte de puissance dans des zones identifiées du UK ». Le porte-parole a dit que le problème était « maintenant résolu » et le système était revenu à la normale.

Environ 500 000 clients au pays de Galles, au sud-ouest de l’Angleterre et aux Midlands ont été touchés et 300 000 clients dans le sud-est de l’Angleterre ont été laissés sans courant, ont dit les distributeurs locaux. Et 110 000 dans le Yorkshire et le nord-est de l’Angleterre ont été touchés, aux côtés d’environ 26 000 dans le nord-ouest de l’Angleterre, selon les distributeurs d’électricité dans ces zones.

Enappsys, un conseil en énergie, a déclaré que la panne peut avoir été causée par les arrêts inattendus de l’éolien offshore Hornsea, qui appartient à la société de ferme éolienne danoise Orsted et la Little Barford gaz centrale, détenue par le géant allemand utilitaire
RWE.

Des données du réseau national ont montré que les deux générateurs sont tombés en même temps sur le réseau. Les pannes de ces jumeaux
ont causé une perte subite de la fréquence du réseau électrique, inférieure à 49Hz, qui aurait entrainé que certaines parties du réseau se soient déconnectées automatiquement, provoquant des coupures d’électricité.

« Nous aurions espéré disposer d’un système pour faire face à cette perte de production de taille», a déclaré un porte-parole de Enappsys. « Cela implique qu’il aurait pu y avoir [d’autres] questions au moment de l’accord sur les ADPIC. »

Un porte-parole de Transport for London (TfL) a dit que certains feux de circulation ne fonctionnaient pas dans la capitale, mais l’ampleur du
problème n’était pas immédiatement clair. Des policiers pourrait être appelés à « gérer les jonctions occupées, pour les gérer physiquement eux-mêmes », a-t-elle dit. « Nous en sommes juste à évaluer combien de feux de signalisation ont été coupés. »
Des feux de circulation ont également été touchés à Bradford, a dit le premier autocariste West Yorks. Un utilisateur des médias sociaux
a dit que c’était « comme GTA [Grand Theft Auto] ici … ».

Les services de trains dans et hors de Londres, y compris le Thameslink, Sud et Gatwick Express, étaient confrontés à des retards et des
annulations. National Rail a déclaré « un grand nombre » de services de train ont été touchés.

TfL a indiqué que la ligne de Victoria dans le métro de Londres a été suspendue.
Des membres du public ont publié des images dans les médias sociaux, montrant l’impact de la panne d’électricité, en publiant une vidéo d’un passager montrant des gens en train de franchir un ensemble d’étapes dans l’obscurité à Clapham Junction.

Il y avait aussi des pannes d’électricité signalées à l’aéroport de Newcastle et dans le Cheshire, et la police a tweeté qu’ils étaient au courant
d’une panne dans la région d’Ellesmere Port, y compris à Little Sutton et Great Sutton.

Une porte-parole de Network Rail a dit qu’une surtension sur le réseau National power a perdu toute la signalisation sur une large
zone, y compris à Newport, Gloucester, Ashford, Bristol, Eastbourne, Hastings, et trois ponts et Exeter.

« Tous les trains ont été arrêtés tandis que notre système de signalisation de secours a commencé à s’activer » a-t-elle dit. « Alors que la majeure partie de notre système est revenu en ligne, la signalisation et les trains sont en cours d’exécution, il y aura des retards pour les voyages dans ces domaines. »
Les gens sont invités à vérifier leurs informations de voyage avant de s’y rendre.

Audition contradictoire sur le problème des soudures de l’EPR de Flamanville du 12 juillet 2019

  • Ci-dessous, le CR de l’audition contradictoire EDF/FRA/ASN/IRSN/Société civile devant l’OPESCT.
    Vous apprécierez la représentation de la société civile : Monique Séné et Yves Marignac. on a fait plus équilibré !

Mercredi 17 juillet 2019

– Présidence de M. Gérard Longuet, sénateur, président –

La réunion est ouverte à 17 h 30.

Audition contradictoire sur le problème des soudures de l’EPR de Flamanville

  1. Gérard Longuet, sénateur, président de l’Office. – Je suis très heureux de vous accueillir aujourd’hui au Sénat pour cette audition ouverte à la presse consacrée au réacteur EPR (réacteur à eau pressurisée de type evolutionary power reactor) de Flamanville, et tout spécialement à la façon dont les problèmes de soudures identifiés sur celui-ci ont été gérés par les différents acteurs concernés.

Je remercie de leur présence les acteurs de la sûreté nucléaire venus nombreux. Faute de pouvoir tous les citer, je les salue collectivement, au travers du président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), M. Bernard Doroszczuk et du directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), M. Jean-Christophe Niel. Cette audition est un prolongement naturel de leurs auditions des 16 mai et 27 juin derniers, au cours desquelles ils ont appelé l’attention de la représentation nationale sur les anomalies qui nous intéressent aujourd’hui. Je salue également les représentants des grands industriels de la filière nucléaire, MM. Xavier Ursat, directeur exécutif groupe en charge de l’ingénierie et des projets « nouveau nucléaire » pour EDF et, Philippe Braidy, directeur général de Framatome. Je remercie enfin nos deux experts indépendants, qui représentent ici la société civile, Mme Monique Sené, membre du Haut comité pour la transparence et l’information sur la sécurité nucléaire (HCTISN), et M. Yves Marignac, directeur de WISE-Paris et porte-parole de l’association négaWatt.

En tant qu’organe commun aux deux assemblées, chargé d’informer le Parlement sur les problèmes d’ordre scientifique et technologique, l’Office parlementaire (Opecst) est particulièrement bien placé pour examiner cette question. Depuis sa création, voici 35 ans, il a consacré plus d’une vingtaine de ses rapports – de l’ordre de 10 % – à des sujets touchant, de près ou de loin, au contrôle de la sûreté et de la sécurité nucléaires, ou à sa transparence. J’en profite d’ailleurs pour saluer Bruno Sido, ancien président de l’Office, toujours très attentif à ces questions.

Je voudrais revenir, pour éclairer nos débats d’aujourd’hui et illustrer la pertinence de l’intervention de l’Office, sur deux de ses rapports consacrés au contrôle de la sûreté et de la sécurité nucléaires, publiés il y a plus de 20 ans. Le premier s’inquiétait, dès 1991, des conséquences, en termes de maîtrise industrielle, de l’absence de construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Sept ans plus tard, en 1998, un nouveau rapport, constatant l’absence de clarification sur la politique industrielle en matière nucléaire, alertait sur le fait que « l’absence de planification risque de conduire à une catastrophe industrielle ».

Au final, la construction de l’EPR de Flamanville n’a commencé qu’en 2007, soit dix ans après la mise en service du dernier réacteur du parc en activité, à Civaux. Je crois qu’il s’agit là d’un des éléments permettant d’expliquer une part des difficultés rencontrées ces dernières années dans la construction de l’EPR de Flamanville.A contrario, il faut bien constater que le savoir-faire industriel acquis par la Chine, dotée du plus important programme nucléaire mondial avec une vingtaine de réacteurs en construction, lui a permis d’éviter ces déconvenues et d’achever la construction du premier réacteur EPR en moins de 10 ans, même si le chantier chinois a aussi largement bénéficié de l’expérience de Flamanville.

Le nucléaire est une fierté française. Le Parlement a toujours été attentif à cette filière, pour la soutenir ou garantir la sécurité, par exemple avec les lois de 1991 ou de 2006 sur les déchets. Cette politique n’a jamais été remise en cause. Cette audition vise à replacer le débat devant la représentation parlementaire et les citoyens qui souhaitent être informés en toute clarté. Cette industrie qui fonctionne bien depuis plusieurs décennies donne le sentiment d’hésiter. La société a évolué ; le marché de l’énergie> est devenu concurrentiel, voire conflictuel. Les intervenants ont changé. L’information circule plus vite, dans une société où le doute est devenu hyperbolique. L’opinion est beaucoup plus exigeante et demande des comptes aux ingénieurs et aux experts. Votre présence contribuera à nous éclairer.

 

  1. Cédric Villani, député, premier vice-président de l’Office. – Je tiens aussi à mon tour à remercier tous les acteurs de la filière nucléaire qui sont ici présents pour éclairer les parlementaires et nos concitoyens. Le sujet est important et sensible : l’opinion publique s’inquiète d’entendre parler régulièrement des difficultés d’un chantier de longue haleine, entamé en 2007, qui s’accompagnent de délais successifs et donc de surcoûts. Il est important de traiter les incidents avec responsabilité et transparence, pour bien éclairer l’opinion publique. Récemment, des problèmes ont été détectés sur certaines soudures de l’EPR de Flamanville. L’objet de notre audition est de voir comment ces problèmes de soudures ont été pris en compte.. Cette audition s’inscrit donc dans une démarche de contrôle, à l’image de celles que nous avons pu avoir sur Parcoursup après celle sur son prédécesseur APB, ou sur le risque de tsunami sur les côtes françaises, dix ans après le précédent rapport de l’Office sur le sujet.
  2. Xavier Ursat, directeur exécutif groupe en charge de l’ingénierie et des projets « nouveau nucléaire » d’EDF. – Merci pour votre invitation à participer à ce débat sur un sujet crucial pour toute la filière nucléaire française, toute l’activité nucléaire civile dans notre pays et, bien évidemment, pour EDF. Cette industrie installée depuis longtemps dans notre pays présente des atouts et des compétences exceptionnelles qui sont mises en oeuvre chaque jour. Un chiffre est révélateur : en juillet 2019, le parc nucléaire d’EDF a dépassé le seuil correspondant à l’équivalent de 2000 années de fonctionnement d’un réacteur nucléaire. C’est exceptionnel.

J’en viens au problème des soudures de Flamanville que je vais vous présenter avec humilité, sans me cacher derrière mon petit doigt. Nous faisons face à une difficulté sérieuse sur le chantier de Flamanville, qui résulte d’un déficit de traitement de ces soudures par EDF, Framatome et ses sous-traitants durant toute la durée du chantier. Il est important de bien analyser le problème, de déterminer la meilleure manière de le surmonter et d’en tirer tous les enseignements pour l’avenir.

Les soudures défectueuses concernent les tuyauteries d’évacuation de la vapeur du circuit secondaire du réacteur à eau pressurisée (EPR) de Flamanville, qui évacuent la vapeur sous pression des générateurs de vapeur vers la salle des machines, et donc transportent <l’énergie du coeur du réacteur vers les installations> qui vont ensuite produire de l’électricité. À Flamanville, ces lignes vapeur ont été conçues, à l’origine, selon un référentiel dit d’exclusion de rupture, référentiel exigeant qui requiert une réalisation avec un niveau de fabrication de haute qualité, dans la mesure où l’application de ce référentiel repose sur l’hypothèse qu’une rupture de ces lignes est hautement improbable, ce qui a des conséquences sur les études de sûreté.

Les exigences de haute qualité ont été respectées pour les tuyaux constituant les différents tronçons des lignes vapeur. En revanche, le management d’EDF a pris conscience, en 2017, que ces exigences n’avaient été que partiellement déclinées pour la réalisation des soudures qui se situent entre les tuyaux. Les lignes vapeur, en effet, sont des lignes assez longues qui vont des générateurs de vapeur à l’intérieur du bâtiment réacteur, vers le bâtiment auxiliaire, puis vers la salle des machines, avec, évidemment, des soudures entre les différents tronçons de tuyaux. Après de nombreux échanges avec l’ASN et l’IRSN, ainsi qu’après la découverte de défauts sur certaines de ces soudures, EDF a décidé, en juillet 2018, de remettre à niveau les soudures des lignes vapeur situées à l’intérieur et à l’extérieur du bâtiment réacteur.

Sur le circuit, huit soudures sont situées entre les deux parois de l’enceinte de confinement. EDF, en juillet 2018, avait proposé de les conserver en l’état, en démontrant que la qualité obtenue pour ces soudures, bien que non conforme au référentiel, était néanmoins suffisante pour garantir un fonctionnement du réacteur en toute sûreté, ce qui signifie qu’elles présentaient des caractéristiques mécaniques suffisantes pour faire face à tous les cas de fonctionnement de l’installation. Le 3 décembre 2018, nous avons remis à l’Autorité de sûreté un dossier technique précisant la démarche de justification en l’état des huit soudures de traversée. Nous avons eu de nombreux échanges au cours du premier trimestre 2019 avec l’ASN. Celle-ci a réuni, le 9 avril 2019, le groupe permanent d’experts pour les équipements sous pression nucléaire (GP ESPN). Dans son avis rendu le 11 avril 2019, le groupe permanent a considéré « qu’EDF, à défaut de renoncer à tout ou partie de l’exclusion de rupture, doit procéder à la remise en conformité de ces traversées. Compte-tenu des risques avancés par EDF pour les scénarios de remise en conformité présentés, il est indispensable d’ouvrir les champs d’investigation ».

EDF a alors fait évoluer sa stratégie pour tenir compte de cet avis. Nous avons proposé une nouvelle stratégie devant le collège des commissaires de l’ASN, le 29 mai 2019, puis formellement, par courrier, le 7 juin 2019. EDF proposait de procéder à la remise à niveau des huit soudures de traversée dans un délai raisonnable après la mise en service de l’installation. Elle entendait apporter tous les éléments justifiant le fonctionnement en toute sûreté du réacteur dans l’intervalle et s’engageait à compléter cette justification par un suivi en service, ainsi que des dispositifs de nature à conforter la robustesse de l’installation. Le 19 juin 2019, l’ASN a néanmoins décidé de demander à EDF de remettre à niveau les soudures avant le démarrage de l’installation. Nous respectons cette décision et nous travaillons désormais à remettre en conformité ces soudures de traversée.

La tuyauterie vapeur principale est insérée dans un pare-jet, qui est enchâssé dans le génie civil du bâtiment. Au milieu du dispositif, entre les parois de l’enceinte, ces tuyauteries sont soudées à un flasque de même diamètre intérieur, raccordé au génie civil du bâtiment. Les soudures à reprendre se situent à ce niveau.

Trois scénarios sont à l’étude pour la remise en conformité des soudures de traversée. Le premier scénario, qui semble le plus faisable, consiste à extraire ces traversées par l’extérieur du bâtiment réacteur, depuis les bâtiments des auxiliaires de sauvegarde. Cela suppose de démonter un certain nombre d’équipements installés dans ces bâtiments pour pouvoir sortir l’ensemble de la tuyauterie des traversées, la reprendre, la réinsérer, puis enfin réinstaller les équipements dans les bâtiments des auxiliaires de sauvegarde.

Le deuxième scénario minimise les montages et démontages. Il consiste à intervenir directement dans l’espace entre les murs d’enceinte. L’inconvénient de ce scénario est qu’il nous force à travailler dans un espace confiné. Il s’agit de toucher à des matériels très sensibles, sur lesquels on n’a pas le droit à l’erreur. Le risque de mise en oeuvre est donc plus élevé que dans le premier scénario.

Nous étudions enfin un troisième scénario de remise à niveau par l’intérieur des lignes, grâce à l’introduction d’un robot dans la tuyauterie qui referait les soudures depuis l’intérieur. Ce scénario est intéressant dans la mesure où il limite les démontages et remontages de matériels, mais il requiert un robot capable de réaliser cette intervention.

Pour chacun de ces scénarios, nous sommes en train d’élaborer une description technique précise de l’intervention envisagée, un planning détaillé de cette intervention, une analyse complète des risques, car il faut remettre les soudures en conformité avec le référentiel sans générer d’autres risques sur l’installation, un schéma industriel, c’est-à-dire un schéma d’intervention coordonnée avec tous les industriels partenaires d’EDF, et, enfin, une évaluation des coûts de l’intervention. Sans attendre le choix du scénario, nous avons d’ores et déjà décidé d’engager les approvisionnements les plus critiques en tuyauterie ou en matériels, afin de ne pas être dépourvus le moment venu.

Nous souhaitons convenir avec l’ASN du cadre d’instruction de chacun des scénarios afin d’être en mesure de valider une démarche de remise à niveau robuste, avec le meilleur compromis en termes de planning, de risques et de sécurité.

J’ajoute que, comme le niveau de finition est très élevé à Flamanville, si l’on exclut les soudures sur le circuit secondaire, nous devrions lancer les essais à chaud de l’installation dans quelques semaines, qui seront ensuite suivis de la reprise des soudures, hors traversée puis de traversée. Je veux aussi préciser que l’enjeu du débat ne concerne pas le modèle EPR en lui-même, mais sa mise en oeuvre et la qualité de la réalisation à Flamanville. Le modèle EPR fonctionne déjà avec succès à Taishan en Chine, où la première tranche a été mise en service commercial au mois de décembre 2018 tandis que l’unité Taishan 2 vient d’être connectée au réseau.

Nous devrons tirer les enseignements de ces incidents pour nos futurs projets. La perte d’expérience liée à l’arrêt de la construction nucléaire pendant une assez longue période en France est l’un des éléments qui explique la situation actuelle. Il est indispensable d’assurer une traçabilité très précise de toutes les démarches tout au long d’un chantier. Aujourd’hui, toute l’entreprise EDF est mobilisée pour réparer les soudures de traversée dans les meilleurs délais, et selon le meilleur schéma industriel. Nous sommes conscients des enjeux, tant l’industrie nucléaire est importante en France pour son mix électrique décarboné. Il s’agit aussi de l’une des industries majeures de notre pays.

  1. Philippe Braidy, directeur général de Framatome. – Vous voulez comprendre les raisons des difficultés que nous rencontrons : je n’éluderai pas la question. Un mot d’abord sur l’exclusion de rupture qui est un principe défini, dès l’origine de l’EPR, dans le rapport de sûreté. Areva, Framatome aujourd’hui, en a une certaine paternité. Il vise à simplifier, en permettant de ne pas prendre en compte certains accidents de rupture dans la conception des composants et des structures environnantes, comme c’est écrit dans le rapport de sûreté. Il repose sur la défense en profondeur, c’est-à-dire sur plusieurs critères de défense, dont la bonne qualité de la conception et de la fabrication, ainsi que le maintien de l’installation dans le domaine autorisé pour éviter que les accidents puissent survenir, ce qui peut faire intervenir des dispositifs tels que des soupapes. Donc ce principe s’appuie sur plusieurs critères. Dans le cas de l’EPR, il s’agissait, pour la conception, de la réduction du nombre de soudures, de l’utilisation de métaux nouveaux, avec des qualités de ductilité meilleures, de la prise en compte de chargements aux limites plus conservatives, etc.

Framatome, avec le groupement d’entreprises Fives-Nordon et Ponticelli Frères, était en charge de la réalisation des soudures. La difficulté est de transcrire ce principe de sûreté, qui englobe plusieurs aspects, dans des normes que doivent suivre les fabricants et toute la chaîne des sous-traitants au quotidien, sur les chantiers, pour garantir que le résultat sera atteint. Tel est le défi auquel l’industriel est confronté. À l’époque, dans l’état de l’art, dans le rapport de sûreté ou les décisions des groupes permanents, il était admis que le règlement de conception et de construction des matériels mécaniques (RCC-M), de niveau 1, qui était le plus exigeant, permettait d’atteindre ces objectifs de qualité, au vu de l’expérience acquise sur le parc EDF, notamment le palier N4. L’objectif de résilience des métaux était fixé à 100 joules pour le palier ductile.

Que s’est-il passé ensuite, après l’édiction de ces normes en 2005-2007 ? En 2011-2012, l’entreprise Fives-Nordon préfabrique à Nancy les traversées en cause. Ne lui est notifiée que la nécessité de respecter le RCC-M. On découvre alors qu’on est un peu « en limite » vis-à-vis d’un certain nombre de critères RCC-M. On en vient à s’interroger sur le retour d’expérience dont on disposait avec le palier N4. On se demande si ce que l’on croyait facile à atteindre est si facile à atteindre dans les faits. Areva et Framatome ont alors progressivement durci leurs exigences pour tenir également compte aussi d’autres aspects identifiés dès le début, comme le vieillissement des matériaux. Il s’agissait de garantir par une norme le respect des critères de haute qualité, quelles que soient les conditions de fonctionnement de la centrale et durant toute sa durée de vie prévisionnelle. Cette norme a été progressivement renforcée dans les spécifications transmises aux fabricants et aux sous-traitants.

Il convient de remettre l’affaire dans son contexte : les années 2011 à 2017 représentent une période durant laquelle l’exclusion de rupture constituait un élément nouveau dans le corpus réglementaire et où nous devions appliquer une réglementation sur les équipements sous pression pour le secteur nucléaire, en liaison étroite avec EDF et l’ASN. Nos équipes étaient alors focalisées sur la construction du premier EPR, sur la mise en oeuvre du nouveau corpus réglementaire et sur sa traduction dans des normes industrielles, avec une chaîne d’approvisionnement qui n’avait pas travaillé depuis longtemps sur un projet d’une telle dimension.

Nous appuyons l’action d’EDF, notre actionnaire, pour la réussite du projet EPR. EDF a présenté à l’ASN un projet de démarrage de la centrale en l’état, moyennant des mesures conservatoires, en termes de surveillance et d’exploitation. Les experts, qui ont analysé les soudures selon la qualité du métal utilisé et la capacité de résistance aux différentes sollicitations, ont estimé leur intégrité garantie. Suivant l’avis de l’ASN, nous sommes toutefois en train de travailler à la réparation des soudures.

Au regard de cette expérience, il apparaît que nous devons travailler sur le partage des spécifications avec l’ASN et avec les différentes entreprises concernées, ainsi que sur le renforcement des systèmes de contrôle sur les chantiers. En amont, lorsque sont lancées des opérations de grande ampleur, il convient que toutes les parties prenantes soient informées des objectifs et des référentiels requis, afin de les traduire au stade de la production. En outre, la stabilité du cahier des charges apparaît essentielle. Nous avons mis en place une procédure de retour d’expérience en interne, afin d’améliorer le lien entre la conception et la fabrication, et nous sommes dotés d’outils pour traduire nos exigences dans nos processus de fabrication industrielle et ceux de nos sous-traitants.

  1. Bernard Doroszczuk, président de l’Autorité de sûreté nucléaire. – Les éléments présentés par M. Ursat correspondent, dans les grandes lignes, à la chronologie de la découverte des anomalies et de leur traitement. Je reviendrai, en revanche, sur les propos tenus par M. Braidy s’agissant de la conformité des soudures par rapport aux exigences.

Les anomalies présentes sur les traversées de l’enceinte de Flamanville ne sont pas récentes : elles ont été découvertes par EDF et par Framatome en juillet 2015, mais l’ASN n’en a été informée qu’en janvier 2017. Le niveau de qualité des soudures ne résulte pas de la réglementation applicable aux équipements sous pression, mais d’une proposition faite par EDF et par Framatome dans le cadre de l’instruction de la demande d’autorisation de création de l’EPR. Les niveaux d’exigence retenus pour la construction des traversées de l’enceinte avaient été atteints lors de la construction du dernier réacteur du palier N4 à Civaux, comme sur des réacteurs construits à l’étranger, notamment en Chine et en Grande-Bretagne. Malheureusement, ils n’ont été ni formulés ni transmis au fabricant et aux sous-traitants, les entreprises Fives-Nordon et Ponticelli Frères, chargées de réaliser les soudures. Aussi, dès la fabrication en usine, les tronçons de traversées d’enceinte ne répondaient pas au niveau de qualité requis par l’exploitant.

Après avoir été informés par EDF, nous avons immédiatement été mobilisés pour évaluer l’ampleur de l’écart par rapport au référentiel d’exclusion de rupture. Dès le mois de février 2017, une inspection sur le site de Flamanville, où des opérations de soudage se poursuivaient, était lancée sur le circuit vapeur secondaire, dont la construction et l’assemblage avaient démarré en avril 2016. Nous avons alors constaté que les exigences de qualité liées au référentiel d’exclusion de rupture n’avaient pas non plus été communiquées aux entreprises qui réalisaient les travaux sur le site. Au total, 66 soudures étaient soumises aux dites exigences, soit 8 sur les traversées de l’enceinte et 58 à l’extérieur. Il s’agissait donc d’une défaillance globale sur l’ensemble du circuit vapeur secondaire.

Nous avons ensuite engagé un dialogue technique avec EDF et Framatome, avec l’appui de l’IRSN, pour réfléchir au moyen de traiter les écarts constatés. À deux reprises, en février puis en octobre 2018, nous avons écrit que la stratégie présentée par EDF, consistant à justifier le maintien en l’état des huit soudures de traversée, paraissait peu réaliste et qu’il convenait qu’EDF les répare et lance les opérations d’approvisionnement et de qualification nécessaires. Néanmoins, en décembre 2018, EDF a fait le choix de présenter une telle stratégie, laquelle a fait l’objet d’une instruction approfondie par la direction des équipements sous pression de l’ASN, avec l’appui de l’IRSN.

Précédemment, les informations dont nous disposions étaient essentiellement liées à des écarts identifiés sur certaines caractéristiques mécaniques des soudures visées par les exigences de haute qualité. Le débat portait donc sur l’acceptabilité des soudures n’ayant pas atteint le niveau de qualité exigé. Mais, pour pouvoir instruire le dossier devant le groupe permanent d’experts sur les équipements sous pression, nous avons demandé à EDF de nous fournir des éléments complémentaires, notamment une cartographie des conditions de réalisation des huit soudures incriminées. Il est alors apparu que nous nous trouvions face à une défaillance industrielle générale de la chaîne de conception, de fabrication et de contrôle des soudures, de nombreuses anomalies et écarts par rapport aux exigences ayant été relevés. Les coupons témoins indiquaient que ni les modes opératoires, ni les matériaux ne convenaient, ce qui interrogeait sur la possibilité d’engager une démarche de justification. En conséquence, le groupe permanent d’experts, réuni les 9 et 10 avril 2019, a conclu qu’EDF ne pouvait pas postuler que les soudures ne présentaient pas de risque de rupture et, sur ce fondement, justifier l’absence de réparation. EDF a alors envisagé une seconde stratégie pour être autorisée à mettre le réacteur en service en l’état, moyennant des justifications et la réalisation de réparations trois ou quatre ans après le démarrage de l’installation. Nous avons examiné la proposition et rendu, le 19 juin, un avis signifiant qu’elle ne nous paraissait pas réaliste et qu’il convenait de privilégier une réparation avant la mise en service du réacteur.

Je tire trois enseignements des constats effectués sur les soudures de traversée de l’enceinte et du circuit vapeur principal, comme sur d’autres composants de l’EPR. D’abord, l’expérience et la compétence industrielles se sont affaiblies dans le secteur du nucléaire et il convient de les renforcer, afin de garantir la qualité des installations nécessaire à la confiance dans le nucléaire. Il apparaît, ensuite, que la filière nucléaire française a fait le choix d’une logique de justification technique a posteriori lorsqu’elle est confrontée à des écarts sur des équipements, plutôt que de les réparer. Elle parie sur le futur, alors que, dans certains cas, la correction immédiate des écarts aurait été plus simple. Un industriel me disait récemment que 80 % des écarts industriels pouvaient être corrigés pour éviter des logiques de justification coûteuses et incertaines, la justification devant être réservée aux cas les plus complexes. Le bon sens industriel, hélas, a été écarté dans le dossier qui nous préoccupe… Enfin, l’ASN doit en tirer un enseignement en termes de contrôle : les opérations d’inspection sont priorisées sur les équipements les plus importants – chaudière nucléaire, cuve, générateur de vapeur, circuit primaire principal et certaines parties du circuit secondaire. Entre 2005 et 2016, nous avons réalisé 64 inspections chez les fabricants chargés de la construction de l’EPR, dont cinq ont concerné le soudage mais aucune l’enceinte. Il nous faut réfléchir à mieux identifier et contrôler les cas d’exclusion de rupture qui ressortissent non à la réglementation mais au décret d’autorisation de création de l’EPR et d’un choix volontaire de l’exploitant.

  1. Jean-Christophe Niel, directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN). – Les lignes vapeur partent des générateurs de vapeur dans l’enceinte, traversent l’espace entre les enceintes, les bâtiments des auxiliaires de sauvegarde et rejoignent la turbine dans la salle des machines. Trois types de phénomènes sont susceptibles de se produire en cas de rupture des tuyauteries : une augmentation brutale du refroidissement de l’eau du circuit primaire ; une libération importante de vapeur pouvant engendrer une augmentation considérable de la pression dans l’enceinte, dans l’espace entre les enceintes ou dans les bâtiments des auxiliaires de sauvegarde ; ou l’agression d’autres équipements au point de les rendre indisponibles.

Les réacteurs nucléaires français sont construits sur le principe de défense en profondeur qui revient à mettre en oeuvre des niveaux de défense successifs vis-à-vis du risque accident : le premier niveau consiste, par la qualité des équipements, à éviter un incident ; le deuxième niveau vise à les détecter et à éviter qu’ils ne deviennent des accidents : le troisième niveau consiste en la maîtrise des accidents ; enfin, le quatrième niveau vise la maîtrise des accidents de fusion du coeur.

Des dispositions doivent donc être prises pour éviter un accident et, le cas échéant, pour limiter les conséquences d’une défaillance. Lorsque cela n’est pas possible, par exemple pour la cuve du réacteur, l’exploitant doit compenser l’absence de la troisième ligne de défense, la maîtrise de l’accident, par le renforcement de la prévention de la défaillance. S’agissant de la tuyauterie, cela se traduit par une conception optimisée limitant le nombre de soudures et les contraintes mécaniques, le choix d’un matériau adapté et le renforcement des contrôles. Telle est la définition de la démarche d’exclusion de rupture, utilisée, lorsque les premiers niveaux de défense en profondeur ne peuvent être atteints, sur les composants du circuit primaire : la cuve, l’enveloppe des générateurs de vapeur et l’enveloppe des pompes primaires. Elle s’applique aussi aux tuyauteries principales vapeur, les super pipes, des réacteurs existants, soit à environ cinquante mètres de tuyaux pour l’EPR.

En 2004, les directives techniques pour la conception et la construction de la prochaine génération de réacteurs nucléaires, dont l’EPR, ont été publiées par l’ASN, sur le fondement d’échanges entre les experts allemands et français. Elles indiquent explicitement que la démarche d’exclusion de rupture est applicable aux tuyauteries de vapeur des circuits secondaires principaux. Appliquant ces directives, EDF n’a pas étudié les conséquences de la rupture complète des tuyaux dans la démonstration de sûreté de l’EPR et n’a pas prévu de dispositif de maintien de la tuyauterie comme il en existe dans les réacteurs finlandais. L’exploitant a également soumis ces éléments, dans le décret de création de 2007, à des exigences renforcées, notamment un niveau de résilience fixé à 100 joules pour le métal. Hélas, l’ASN, via l’analyse de coupons témoins, a constaté le non-respect de cette norme, en usine comme sur site. La qualité de réalisation n’est donc pas celle attendue au regard des exigences d’exclusion de rupture.

EDF a décidé de réparer les soudures des tuyauteries vapeur pour les mettre en conformité avec le référentiel fixé, à l’exclusion des huit soudures situées au niveau des traversées, proposant de justifier, par des calculs de mécanique, qu’elles résisteraient aux sollicitations. À cet effet, l’exploitant a engagé un programme d’étude et de construction de maquettes pour caractériser les propriétés mécaniques des soudures, sans résultat probant. L’IRSN a donc considéré, dans l’avis rendu à l’ASN, que ces éléments étaient insuffisants pour justifier l’application de la démarche d’exclusion de rupture et qu’il convenait de procéder à la remise en conformité des soudures des traversées plutôt que de chercher à justifier leur acceptabilité.

La situation des traversées diffère de celle constatée auparavant sur les calottes de cuves où avait été constaté un excès de carbone. L’avis de l’IRSN et de l’ASN avait alors été positif, car aucun défaut n’avait été détecté dans les calottes et plus de 1 500 essais avaient été réalisés sur trois calottes dans des conditions analogues à celles de l’EPR, ce qui avait permis de connaître précisément le comportement mécanique du matériau présentant les excès de carbone et de constater qu’il était conforme à ce qui était attendu.

En 2018 et en 2019, la contribution de l’IRSN à l’expertise de l’ASN sur ce dossier des soudures représente un travail correspondant à 3,5 personnes à temps plein, qui a des conséquences sur le traitement des autres dossiers.

  1. Gérard Longuet, sénateur, président de l’Office. – Vos propos ont le mérite de la clarté. EDF et Framatome nous ont expliqué la genèse d’un chantier difficile ; l’ASN et l’IRSN nous ont fait part des informations ayant conduit à leurs conclusions. J’aimerais connaître la réaction de MM. Ursat et Braidy sur les dernières observations qui ont été présentées. Monsieur Doroszczuk, vous avez attiré notre attention sur le fait que les inspections sur les équipements nucléaires ne concernaient pas les tuyaux transportant de l’eau sous forte pression. Toutefois, si l’eau, même si elle n’est pas irradiée, s’échappe, cela peut entrainer des conséquences inquiétantes. Je souhaiterais, pour ma part, comprendre pourquoi l’exclusion de rupture s’applique au chantier de Flamanville et pas à l’EPR finlandais, dont Framatome est le maître d’ouvrage, ni à l’EPR chinois, pour lequel EDF a joué un rôle de premier plan.
  2. Xavier Ursat. – S’agissant des lignes vapeur, il existe deux types de référentiel : un référentiel d’exclusion de rupture ou proche de l’exclusion de rupture, où il faut travailler la qualité des lignes pour garantir l’intégrité du circuit et se doter éventuellement de dispositifs de protection supplémentaires, et un référentiel de fuite avant rupture, qui présuppose l’existence d’un phénomène avant-coureur précédant un incident et prévoit l’arrêt immédiat de l’installation en cas de fuite. La réglementation française a retenu le premier type de référentiel.

Chaque ligne vapeur de Flamanville transporte un quart de la puissance générée par le réacteur ; leur qualité est donc indispensable. Le fait générateur des anomalies constatées réside dans le fait que le référentiel d’exclusion de rupture a été insuffisamment décrit et décliné auprès des fournisseurs lors des différentes phases de construction et d’installation. Le phénomène de la perte d’expérience industrielle a probablement aussi joué. Je réfute, en revanche, l’idée du pari sur l’avenir développée par le président de l’ASN : depuis ma prise de fonction il y a quatre ans, j’ai toujours rappelé aux équipes qu’il n’existait qu’une ligne de conduite dans l’activité nucléaire, assumer la réalité.

Sur le chantier de Flamanville, nous avons dû faire face à de multiples sujets, que nous avons traités aussi rapidement que possible. Il est vrai, cependant, que nous n’avons prévenu l’ASN des anomalies constatés sur les soudures qu’en janvier 2017. Les professionnels concernés ont, en effet, mis du temps à prendre conscience que les écarts au référentiel s’agissant des valeurs de ténacité et de résilience résultaient d’une défaillance plus large due au fait que ledit référentiel n’avait pas été suffisamment spécifié et décliné. Une fois l’ASN prévenue, nous avons analysé précisément les écarts réels, et envisagé s’il était possible de maintenir les soudures en l’état. En juillet 2018, nous avons pris la décision de les remplacer, à l’exclusion de celles des traversées, qui sont exemptes de défaut, exception faite du problème de qualité de la réalisation. Plus précisément, je vois M. Marignac réagir, sept soudures sont exemptes de tout défaut et une soudure a montré un problème de dimensionnement, pour lequel cependant même le GP ESPN a reconnu qu’il n’était pas nécessaire de prévoir un traitement différent que pour les autres soudures.

Compte tenu de la complexité de la reprise et de notre conviction de pouvoir démontrer que leurs caractéristiques mécaniques suffisaient à faire face aux cas de charge – et ainsi à garantir la sécurité de l’installation – nous avons choisi de proposer une démarche de justification en l’état, y compris en refaisant des soudures dans les mêmes conditions. Ce n’est aucunement une fuite en avant. M. Niel a évoqué des valeurs qui n’allaient pas ; il s’agit en réalité d’une valeur qui n’était pas conforme. Globalement, les mesures ont conforté notre position et mis en évidence des marges significatives dans le fonctionnement à chaud de l’installation.

EDF est très préoccupée par les questions de sûreté. Nous ne prenons pas le sujet à la légère. Sur ces huit soudures, nous avons estimé pouvoir montrer que les marges étaient suffisantes, compte tenu de la complexité du remplacement.. Nous avions proposé un programme de caractérisation très complet que l’on ne peut pas assimiler à une fuite en avant.

Je ne peux que partager le troisième enseignement cité par le président de l’ASN. Il faut assurer la traçabilité des exigences de bout en bout. Lors de la construction d’un EPR, on a tendance à passer davantage de temps sur les équipements les plus importants ; or le cas de Flamanville nous enseigne que le geste professionnel, y compris un geste qui peut paraître simple, comme la réalisation de la soudure en usine ou sur site, fait partie des fondamentaux de la sûreté et réclame <une énergie importante>. L’ASN a tiré cet enseignement pour elle-même, afin de faire porter le contrôle sur les bons endroits ; nous tirons le même enseignement sur tous nos projets futurs.

M.. Philippe Braidy. – Il est exact qu’un problème a été constaté sur les soudures de traversée en juillet 2015 ; mais à l’époque tous les acteurs, y compris les organismes notifiés par l’ASN, en ont validé la conformité au RCC-M. Le référentiel s’est progressivement durci ; il a été diffusé à un moment où certaines soudures avaient déjà été réalisées. Aujourd’hui, nous jugeons rétrospectivement les écarts à ce référentiel, alors que le rapport de sûreté fixait un objectif de résilience de 100 joules, palier ductile. En fonctionnement, ce palier est de 60 degrés pour le métal en question. Les normes que nous avons fixées, peut-être un peu tard, permettaient de tenir cet objectif de cent joules de zéro à 300 degrés.

Je conviens avec M. Doroszczuk que la défaillance a été globale : nous ne sommes pas allés assez loin, collectivement, dans la définition des attentes autour de l’expérience de rupture. Nous nous sommes référés trop longtemps aux normes du RCC-M avant de comprendre qu’il fallait aller plus avant dans la définition des spécifications. Je partage donc les enseignements tirés par l’ASN, y compris la nécessité d’apporter une correction rapide. Cependant, une grande partie des processus que nous mettons en oeuvre sont conjoints avec l’ASN. C’est une exigence qui s’imposera à tous.

  1. Bernard Doroszczuk. – Je n’ai pas parlé de fuite en avant mais de justification a posteriori. C’est le résultat d’un pari industriel, qui impliquait un risque. Une tendance est apparue, sur les soudures mais aussi sur d’autres opérations de pression, consistant à justifier les écarts constatés aux normes plutôt que de réaliser des opérations de correction.

Ainsi, des anomalies ont été découvertes en 2010 sur les traversées d’enceinte de l’EPR d’Olkiluoto, en Finlande. Les raccordements autour étaient encore limités. Areva et les autorités finlandaises ont décidé leur remplacement immédiat, qui a été réalisé en moins d’un an. La découverte des anomalies à Flamanville date de 2015, soit au même stade de développement du projet, et EDF n’a toujours pas agi.

Ensuite, je ne peux laisser dire que l’anomalie découverte et partagée en 2015 par Bureau Veritas, mandaté par l’ASN pour le suivi et le traitement des écarts, ne concernait que l’application du code de construction. C’est cet écart qui a fait comprendre à Framatome que le référentiel d’exclusion de rupture n’avait pas été appliqué. Or, et j’ai en ma possession un document d’EDF qui l’atteste, Framatome a décidé de traiter séparément cet écart relevé par Bureau Veritas et l’écart de conformité par rapport au décret d’autorisation de création qui concerne les lésions de structure. Il est impossible de prétendre que l’on ne savait pas. Les équipes projet, à tout le moins, savaient, chez EDF et Framatome, que le référentiel d’exclusion de rupture n’était pas appliqué. L’ASN en a été informée en janvier 2017, un an et demi plus tard.

Mme Monique Sené, Haut comité pour la transparence et l’information sur la sécurité nucléaire (HCTISN). – Je suis mandatée par le HCTISN pour vous dire que les recommandations de son rapport n’ont pas été prises en compte, et que la transparence a fait défaut. Les dossiers transmis n’étaient pas assez clairs pour être compris dans les commissions locales d’information (CLI), ce qui a provoqué une phase de désarroi. Le HCTISN s’est donc efforcé de présenter le dossier de manière intelligible, avec des mots simples. Cette audition montre la nécessité de la transparence, et que la sûreté et la protection de l’environnement et des personnes doivent toujours être mises au premier plan, avant que les ennuis arrivent. Il est temps pour EDF de reprendre un dialogue digne de ce nom avec la société.

  1. Gérard Longuet, sénateur, président de l’Office. – Nous ne pouvons que partager la préoccupation que vous exprimez mais, d’une certaine façon, EDF y répond ici.
  2. Yves Marignac, directeur de WISE-Paris. – Je vous remercie de votre invitation. J’alerte depuis quelques années sur ce que je considère comme une crise systémique de la gouvernance du risque nucléaire. Malheureusement, ce que j’ai entendu aujourd’hui me conforte dans cette inquiétude : les industriels ne semblent pas prendre la mesure de la gravité des événements ; l’IRSN et l’ASN reconnaissent que, ne travaillant que par sondage et sur la base des dossiers des exploitants, ils ont du mal à les amener à se conformer à des exigences légitimes.

J’ai récemment caractérisé le problème des soudures comme la dérive de trop ; j’espère qu’il provoquera une prise de conscience sur un nécessaire changement des règles. Les éléments fournis par l’IRSN et l’ASN sont clairement accablants. EDF nous explique que le haut management n’a pris conscience du problème qu’en 2017 ; si c’est le cas, c’est très inquiétant car les premiers problèmes ont été détectés dès 2012 ou 2013. La défaillance évoquée par l’IRSN et l’ASN intervient à tous les niveaux : conception, contractualisation, réalisation, suivi et contrôle, information des autorités et du public.

Tout en disant tenir un discours de vérité, Framatome n’a pas expliqué pourquoi l’exigence d’exclusion de rupture, qui figurait dans la contractualisation entre l’entreprise et EDF, ne se retrouvait pas dans celle qui la liait à son sous-traitant. C’est une question simple, qui mérite une explication simple ; au lieu de cela, vous nous renvoyez à des référentiels, en nous proposant une reconstruction a posteriori.

Monsieur Ursat, les huit soudures ne sont pas toutes exemptes de défaut : vous l’avez reconnu, même si le défaut constaté était secondaire au regard du problème principal. Sur tous les plans, je constate une forme de déni par les exploitants de la gravité des événements et des correctifs à apporter.

Monsieur Niel a fait une comparaison avec les calottes de cuves : il y a en effet des similarités dans l’origine et le déroulement. En revanche, les conclusions sont différentes. Au sein du groupe permanent, je me suis personnellement opposé à l’avis selon lequel les calottes de cuve pouvaient être remises en service, avec des marges de sécurité réduites. Cependant, dans ce dossier, les experts et spécialistes des matériaux jugeaient l’acier des calottes suffisamment robuste ; à l’inverse, la discussion technique au sein du groupe permanent sur ces soudures a montré que, de l’avis général des experts, la qualité était insuffisante pour justifier le maintien en l’état. Comment EDF a-t-elle pu penser le contraire et proposer, dans un deuxième temps, une stratégie consistant à laisser les soudures trois ou quatre ans en l’état ? Je rappelle que le problème de qualité de tenue de ces soudures n’est pas lié au vieillissement. En d’autres termes, comment, en envisageant de les laisser fonctionner trois ou quatre ans, a-t-on pu prendre un vingtième du risque qu’il y aurait à laisser en état les soudures sur l’ensemble de la vie du réacteur ?

À mon sens, l’introduction du référentiel d’exclusion de rupture dans des équipements qui ne le nécessitent pas strictement, c’est-à-dire qui ne font pas partie des composants principaux historiquement soumis à cette exigence, est problématique. La défense en profondeur comporte plusieurs niveaux. L’exclusion de rupture consiste à placer une exigence plus forte sur le premier niveau, celui de la qualité de conception et de réalisation, se privant par là même du niveau de gestion d’une situation de rupture. La défense en profondeur s’en trouve ainsi affaiblie : si la qualité requise n’est pas atteinte, la démonstration de sûreté risque de ne plus fonctionner.

L’une des questions les plus intéressantes soulevées en groupe permanent, qui n’a pas reçu de réponse, portait sur le principe, retenu par EDF, consistant à placer une très forte exigence de qualité sur des soudures situées à des endroits où la réparation est impossible en cas de qualité insuffisante, sans prévoir de véritable point d’arrêt avant leur mise en place.

J’en reviens à la dérive de trop : il est urgent de remettre à plat le système de gouvernance, ce qui nécessite un dialogue technique plus poussé entre les acteurs institutionnels, les experts non institutionnels que nous sommes, la société civile et la représentation nationale.

  1. Gérard Longuet, sénateur, président de l’Office. – Pourrions-nous être éclairés sur la composition et le rôle des groupes d’experts ?
  2. Olivier Gupta, directeur général de l’ASN. – Le groupe permanent d’experts pour les équipements sous pression nucléaire (GPESPN) est l’un des huit groupes permanents placés auprès de l’ASN. Il compte une trentaine de membres issus d’horizons très divers : des experts de la sûreté comme ceux de l’IRSN, mais aussi relevant d’autorités d’autres pays – finlandais, britanniques, belges -, des experts issus de la société civile, des experts issus de l’industrie, parfois retraités d’EDF ou de Framatome, ou des bureaux de contrôle comme Bureau Veritas, mais aussi de prestataires. Le groupe compte aussi des professeurs d’université dans le domaine de la mécanique des matériaux. Le groupe fonctionne par consensus. Les rapports sont préparés par les équipes de l’ASN – pour les autres groupes permanents, les rapports sont plutôt préparés par les équipes de l’IRSN – puis font l’objet d’un débat sur les différents sujets soulevés par le rapport, comme par exemple la qualité des soudures. Les débats ont lieu en présence des industriels concernés par le rapport, mais lorsque vient le temps de la rédaction de l’avis du groupe d’experts, seuls les experts sont présents pour délibérer.

Mme Émilie Cariou, députée. – Merci pour cet exposé très clair tant de la part de l’exploitant que des autorités de contrôle. Au-delà du souci technique concernant les soudures et de la perte de compétence régulièrement mentionnée dans les différents rapports concernant l’EPR, l’exposé de l’ASN met en évidence un problème de stratégie suivie par l’industriel, consistant à apporter des justifications a posteriori. Cette stratégie est-elle également mise en oeuvre à l’égard des autres recommandations de l’ASN, notamment celles ayant fait suite à Fukushima, qui recommandent des travaux qui ne sont pas aujourd’hui réalisés ?

Membre de la commission des finances, je m’interroge aussi sur la dimension financière liée à ces questions : EDF se met-elle financièrement en position de répondre aux recommandations émises par les experts de l’IRSN et de l’ASN ?

Quelle est l’échéance et quel est le coût des travaux concernant l’EPR de Flamanville ? Et qui va supporter le surcoût : EDF ? Framatome ? Orano ?

Enfin, le décret d’autorisation de création (DAC) de l’EPR de Flamanville était valable jusqu’en 2017. Il a été prolongé jusqu’en 2020 malgré des modifications substantielles depuis le début du chantier. Une nouvelle prolongation est-elle prévue ?

J’en finis par une question transmise par ma collègue Barbara Pompili, présidente de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire de l’Assemblée nationale : dès lors que les citoyens demandent davantage de transparence en matière de décision publique, surtout sur des sujets aussi sensibles que le nucléaire, pourrait-on aller plus vite et plus fort dans le dialogue technique avec la société civile et les associations ? Que fait l’ASN en la matière et comment l’IRSN entend-il engager des discussions avec la société civile dans un cadre pluraliste avec des experts non institutionnels ?

  1. Bruno Sido, sénateur. – Vous avez opportunément rappelé l’histoire de la filière nucléaire, et la rupture qui date d’environ une vingtaine d’années, qui s’est traduite par des pertes de savoir-faire et d’expérience. <Or, cette filière de production d’énergie>est remarquable et a été jusqu’à présent soutenue par nos concitoyens. Ce soutien repose sur la confiance des Français dans les responsables de la filière nucléaire : ingénieurs, opérateurs, etc. La confiance ne se décrète pas. La loi du 13 juin 2006 a organisé la filière nucléaire autour d’organismes respectables et respectés : CEA, IRSN, ASN, EDF, Areva, Framatome. Le ministère joue aussi un rôle essentiel. Or, d’après les informations dont nous disposons, le chantier de l’EPR de Flamanville a connu un nombre très important d’anomalies, dont les défauts de soudure des tuyauteries d’évacuation de la vapeur qui nous préoccupent principalement aujourd’hui.

Je m’interroge sur plusieurs points : pourquoi les informations mettent-elles autant de temps à être transmises entre acteurs – constructeur, sous-traitants, autorités de contrôle ? À l’évidence, une chaîne d’information très longue fonctionne mal. Il ressort de l’analyse des anomalies qu’il y a un manque de surveillance du chantier de l’EPR de Flamanville. Or, cette surveillance devrait être permanente car les retards coûtent très cher..

Au final, je me demande s’il ne faudrait pas revoir totalement l’organisation du secteur nucléaire qui fait participer beaucoup d’intervenants mais de manière insuffisamment articulée. Il y a eu des défaillances industrielles, et me semble-t-il aussi des falsifications de documents. L’arbre – les soudures – ne doit pas cacher la forêt – une incapacité à réagir vite. C’est rassurant que l’on se soit aperçu d’écarts par rapport aux spécifications initiales, mais l’efficacité de l’organisation globale est en cause. Le Gouvernement, qui a créé des autorités indépendantes, ne peut pas se laver les mains de la situation. Il doit agir pour réorganiser la filière et tirer les leçons des échecs du chantier de Flamanville.

Mme Catherine Procaccia, sénateur, vice-présidente de l’Office. – Nous avons observé le passé, mais intéressons-nous à l’avenir et aux solutions à apporter aux problèmes constatés à Flamanville : laquelle des trois options envisagez-vous de retenir ? Qui va faire ce choix ? EDF seul ou avec les autorités de contrôle, ASN et IRSN ?

  1. Claude de Ganay, député. – Je me félicite de l’échange d’aujourd’hui, qui montre qu’il y a de la transparence. C’est le rôle de l’Office de réunir les parties prenantes et d’échanger …
  2. Gérard Longuet, sénateur, président de l’Office. – Je crois au Parlement !
  3. Claude de Ganay, député. – … sans qu’il soit nécessaire de se réunir à Versailles. La question des délais et de la réactivité face au problème des soudures m’interpelle fortement et me surprend. Pourquoi le référentiel de fuite avant rupture, retenu en Finlande, n’est-il pas celui retenu par la France ?
  4. Bernard Doroszczuk. – Mme Cariou a posé une question très importante en demandant si la stratégie de justification de l’industriel était spécifique à l’EPR ou s’appliquait de manière plus générale. La question ne se pose que si l’on détecte un écart de conformité. Dans cette situation, soit on corrige immédiatement, soit on cherche à expertiser voire à justifier l’écart. Ces questions sont fortement liées à la construction neuve. Dans le cadre du projet EPR, nous avons constaté le recours large par l’industriel à cette approche de justification a posteriorides écarts.

Les suites apportées à Fukushima s’inscrivent dans une autre logique. La décision a en effet été prise de renforcer la sécurité nucléaire en conséquence de nouvelles études effectuées après Fukushima. Une décision récente de l’ASN a consisté à reporter les délais de correction en raison des difficultés industrielles rencontrées – d’ailleurs liées plus à des questions de génie civil que mécaniques – qui sont parfaitement compréhensibles du fait de la complexité des actions à mettre en oeuvre. Nous avons repoussé des délais qui concernent des mesures de sûreté supplémentaires par rapport à l’existant, mais les exigences qui s’imposaient lors de la construction des réacteurs continuent de s’imposer. Il n’y a donc pas de question de justification d’écart pour les réacteurs existants.

  1. Xavier Ursat. – Le dernier budget prévu pour l’EPR de Flamanville est de 10,9 milliards d’euros, hors intérêts intercalaires. Face à la situation de non-conformité des soudures des tuyauteries d’évacuation de la vapeur, nous avons pris une décision inhabituelle mais sage, consistant à étudier plusieurs scenarios de remise à niveau. Nous voulons étudier chaque scénario dans les moindres détails, en partageant nos analyses avec l’ASN et en observant comment chaque scénario peut faire l’objet d’un agrément de l’ASN. Nous voulons avoir une vision complète et robuste avant de passer à la phase du choix du scénario. Ce ne sera qu’après ce choix que nous pourrons faire connaître le coût et le calendrier correspondant, ce qui risque de prendre plusieurs mois.

Dans notre esprit, Flamanville est une tête de série des EPR, avec de nombreuses perspectives internationales, notamment en Inde et en Chine. Le coût de Flamanville est une question importante, mais ce qui importe aussi est de finir ce projet et d’ouvrir la voie à de nouvelles perspectives.

Le DAC de Flamanville court jusqu’à avril 2020, après une première prolongation de trois ans. Nous avons déposé une nouvelle demande de prolongation.

  1. Gérard Longuet, sénateur, président de l’Office. – Le problème de l’information est au coeur de la confiance. Nos compatriotes ont, sur les progrès de la science et de la technologie, un regard plus critique que par le passé. Il y a pour partie dans cette attitude, c’est une opinion personnelle, une forme de paresse intellectuelle, car il est plus facile de dénigrer que de chercher à analyser. Pour ma part, je préfère essayer d’analyser et le rôle de l’Office est précisément de permettre la transparence de l’information nécessaire pour analyser et se faire une opinion éclairée. Je suis favorable au nucléaire, c’est de notoriété publique, mais c’est parce que j’y suis favorable que je souhaite une transparence complète.

Bruno Sido a évoqué la question du manque de surveillance des chantiers. Soit, mais les difficultés rencontrées ne peuvent se réduire à cela. Les choses sont plus complexes. Nous rencontrons tous dans nos communes des difficultés sur des chantiers pourtant modestes, qu’il s’agisse de réaliser l’isolation de l’école primaire ou la réparation du toit de la salle polyvalente. Imaginons ce que cela peut donner sur un chantier dix mille fois plus important… Je voudrais simplement dire que je me réjouis que Framatome soit désormais détenu par EDF : cela clarifiera les relations et simplifiera la conduite du chantier.

Sur cette question de la confiance, je me dis <aussi que le Gouvernement, actionnaire d’EDF, responsable de la politique de l’énergie et garant des autorités indépendantes>, pourrait s’engager davantage pour préciser sa vision et son projet. Le nucléaire fait partie du patrimoine national. On peut le craindre et le rejeter ; on peut aussi se dire que c’est un atout ; c’est, quoi qu’il en soit, une responsabilité gouvernementale. D’après les débats sur le texte en cours au Sénat, le Gouvernement semble avoir plutôt confiance dans le nucléaire, puisqu’il a reporté de dix ans le délai pour en réduire la part au sein de notre mix électrique.

Il me semble que Catherine Procaccia a obtenu la réponse à sa question : EDF va prendre le temps de valider la bonne solution pour résoudre le problème posé par ces soudures.

Concernant la différence entre les deux stratégies, fuite avant rupture ou exclusion de rupture, cette dernière stratégie requiert par définition un niveau d’exigence plus élevé sur les soudures, puisqu’elles ne doivent céder en aucun cas.

Je voudrais poser une question à la fois à l’ASN et à EDF. Lorsque le président d’un exécutif local est face à un dossier complexe, il se tourne parfois vers la Chambre régionale des comptes pour solliciter son avis avant de prendre une décision. Or, cette dernière refuse de le donner au motif qu’elle est juge et non conseil. Qu’en est-il dans les relations entre l’ASN et EDF ? Que doit être le rôle de l’autorité de contrôle ? Peut-elle conseiller avant de juger ? Ou parce que vous allez juger, cela vous interdit-il de conseiller ?

  1. Bernard Doroszczuk. – Je n’utiliserais pas le mot « conseil ». Ce qui est clair, et c’est d’ailleurs la pratique de l’ASN, c’est que nous ne pouvons pas prendre une décision éclairée si nous n’avons pas un dialogue technique approfondi avec l’exploitant. Quand nous sommes arrivés au terme de ce dialogue technique, quand les positions des uns et des autres ont été explicitées, nous passons par une autre phase, qui est celle du contradictoire. Sur la base d’un document qui formalise le projet de décision, l’exploitant peut encore exprimer un certain nombre de remarques. Donc nous sommes en dialogue permanent et, sur de très nombreux sujets, des convergences se dégagent. Néanmoins, chacun doit rester dans son rôle. La proposition vient de l’exploitant ; nous l’examinons ; nous la débattons et nous décidons.

Monsieur Ursat a évoqué précédemment les différents scénarios de réparation envisagés par EDF. Il a, me semble-t-il, bien expliqué le genre de travail qui peut être accompli entre EDF et l’ASN : un travail d’expertise des trois scénarios par EDF, suivi d’un dialogue avec l’ASN pour que chacun des scénarios puisse être assorti, de notre part, non pas d’un conseil mais d’éléments clairs sur le processus de validation, sur les difficultés éventuelles, de telle manière qu’en retour EDF dispose de toutes les informations venant de l’ASN pour prendre sa décision. Nous ne sommes pas des censeurs. Nous ne sommes pas en dehors du contexte industriel. Nous avons besoin d’un dialogue approfondi avant de décider.

  1. Xavier Ursat. – La méthode mise en oeuvre pour trouver la meilleure façon de remettre à niveau les soudures de traversée pourrait être utilisée plus souvent. Jamais EDF ni l’ASN ne refusent le dialogue, mais je crois que nous avons besoin, sur des sujets par nature complexes, d’une vraie phase de partage des différentes options, incluant la façon de les instruire de la part de l’ASN. Ensuite, chacun joue son rôle. Mais nous devons approfondir cette phase initiale, qui vient avant la démarche d’agrément proprement dite, où nous examinons les scénarios ensemble– je ne pense pas qu’il s’agisse d’un gros mot, car je le souligne, chacun dans notre rôle, nous sommes responsables de la sûreté. Ne l’oublions pas : EDF, dans ses centrales nucléaires, est le premier responsable de la sûreté. C’est avec une telle approche que nous construirons les meilleures solutions et c’est comme cela que nous donnerons de la sécurité aux projets et celle-ci va dans le sens de la sûreté.
  2. Yves Marignac. – Monsieur le président, votre question soulève un point essentiel et pour l’éclairer, je reviendrai sur le parallèle avec le dossier d’instruction de la cuve de l’EPR. Dans ce dossier, l’instruction technique s’est bien terminée du point de vue du risque industriel. Au moment où EDF avait fait le choix de mettre la cuve en place alors que les contrôles n’avaient pas été exécutés pour écarter la suspicion d’une concentration excessive en carbone, l’ASN avait souligné qu’il n’était pas en son pouvoir d’empêcher EDF de poser la cuve et de prendre ainsi le risque industriel correspondant. Je ne reviens pas sur la discussion qui s’en est suivie, soulignant que le risque industriel pris était tellement énorme que la décision d’EDF pouvait constituer une situation de fait accompli.

Je crois qu’il y a vraiment besoin que des options soient discutées. Je salue donc la procédure mise en place visant à réfléchir en amont aux différentes options techniques de réparation. D’une façon générale, l’instruction technique de ce type de dossiers est trop prisonnière de l’option technique prise par l’exploitant. Il faut plus de proactivité de la part des organismes d’évaluation et de contrôle. Aller plus vite et plus fort dans le dialogue technique est nécessaire et nous en avons besoin le plus en amont possible. C’est de cette manière qu’on évitera les situations de justification a posteriori parce que les choses sont installées et qu’il paraît trop difficile de revenir dessus. Donc, j’encourage ce dialogue technique auquel les experts non institutionnels doivent être, à un certain point, partie prenante.

  1. Bruno Sido, sénateur. – Il n’a pas été répondu à ma question sur l’organisation de l’ensemble. Oui, il faut plus de dialogue entre l’autorité de sûreté et l’exploitant, qui, il faut le rappeler, est aussi en charge de la sécurité. Mais est-ce suffisant ? Comment en particulier éviter ces retards successifs et ces longs temps de réaction ? Comment éviter que cela se renouvelle ?
  2. Gérard Longuet, sénateur, président de l’Office. – Il y a deux décisions prises par le Gouvernement, qui vont dans ce sens et que j’approuve totalement. La première est de mettre chacun dans son camp et, en particulier, Framatome dans celui d’EDF. Cela n’a pas toujours été le cas et cela a parfois été compliqué. La seconde décision est de gérer séparément, <au sein d’EDF, les activités de production d’énergie nucléaire>. Le nucléaire est spécifique. Il exige de la compétence, de la technicité, de la démocratie et de la transparence. Il n’est pas né ainsi, mais aujourd’hui c’est l’attente de la société dans tous les pays industriels. Je suis sûr que nous vendrons cette technologie à l’Inde, qui en a besoin. Mais il faut vendre en même temps la culture du sérieux, de la mesure, du contrôle et de la transparence.

Mme Émilie Cariou, députée. – J’attendais d’autres réponses. Est-ce que ce type de stratégie est mis en oeuvre sur d’autres problématiques ? Est-ce que systématiquement on va mettre en oeuvre des stratégies de justification plutôt que de mise en conformité ? Par ailleurs, fixer des normes sans avoir le financement, cela n’a aucun sens. On a beaucoup d’autorités indépendantes. En particulier, il y en a une que vous n’avez pas citée : l’Autorité des marchés financiers. EDF est une société cotée ! Comment passer des préconisations de l’ASN au provisionnement et aux normes comptables ? Je n’ai pas eu réponse.

  1. Xavier Ursat. – Sur le plan du budget, la démarche que je viens d’expliquer pour la reprise des soudures est une démarche saine. Par ailleurs, il n’y a pas de stratégie de report de justification. Nous avons mis un temps long, je le reconnais ici, et on aurait pu faire mieux, à nous apercevoir qu’une non-conformité ponctuelle renvoyait en fait à une difficulté d’ordre plus large et plus systémique. Une fois que nous l’avons constaté, nous avons réparé les soudures concernées, sauf les soudures de traversée qui, selon nos calculs qui sont des calculs sérieux, pouvaient être laissées en l’état car cela nous paraissait en conformité avec les enjeux de sûreté et le pragmatisme industriel. Il n’y a donc pas de stratégie générale de report de justification. Lorsqu’un écart est constaté, il est généralement corrigé. Dans certains cas exceptionnels et l’ASN contrôle que ces cas sont admissibles, EDF agit autrement. Mais EDF est un industriel responsable. Il sait que la confiance et le sérieux doivent être au coeur de son action. L’ASN a pris une décision. Dès le lendemain de la décision, nous étions au travail pour l’appliquer.
  2. Gérard Longuet, sénateur, président de l’Office. – L’Office parlementaire vous donne l’occasion de le dire très clairement et je vous en remercie.
  3. Cédric Villani, député, premier vice-président de l’Office. – Au terme de ces débats, je voudrais souligner l’importance de cette audition, avec une vraie charge émotionnelle et de très gros enjeux. Le débat d’aujourd’hui n’était pas pour ou contre le nucléaire mais visait à plusieurs questions : quelle procédure de contrôle, comment réagir en cas d’alerte et quelle mise en oeuvre des correctifs nécessaires ?

On a bien vu que les difficultés se traduisent par des retards importants, une prolongation de DAC, des coûts qui grimpent, avec déjà à ce jour un budget de près de 11 milliards d’euros. On voit aussi que ces alertes ont une traduction au niveau de la confiance, un enjeu décisif aujourd’hui.

On a observé également le rôle et l’esprit des mécanismes de la sûreté. On s’est aperçu de l’intérêt d’une audition en contradictoire, pratique pas si répandue au Parlement, qui permet des discussions interactives et d’éviter les malentendus ou que quelqu’un esquive le débat.

J’ai vu assez peu d’auditions aussi dures au cours des deux ans que j’ai passés à ce stade à l’Office. Le débat a été mis sur la table de manière claire, parfois tranchante. Il est important qu’il en soit ainsi devant la représentation nationale qui doit faire son travail de contrôle. Cela a permis de démontrer qu’il n’y a pas de partie liée, comme on l’entend parfois, entre EDF et l’ASN et de démontrer qu’il n’y a pas non plus de parti pris pronucléaire de l’Office, comme le montre aussi l’invitation des acteurs de la société civile. Il y a bien une volonté de voir et de dire les choses en transparence. J’ajoute que les propos de M. Ursat montrent qu’il n’y a aucune volonté d’EDF de fuir ses responsabilités.

J’insiste aussi, au-delà du débat sur l’existant et sur l’EPR de Flamanville, sur le fait que c’est bien l’avenir d’une filière qui est en jeu avec en particulier les perspectives d’exportation. Cela nous engage avec un très grand impératif..

Sur la question de la justification a posteriori, l’impact sur la confiance a été négatif. Pour éviter de telles conséquences, il est important de bien répondre à la deuxième remarque de M. Doroszczuk, c’est-à-dire d’éviter la facilité que pourrait constituer la justification a posteriori plutôt que les réparations. Ce n’est pas une question de compétence technique mais c’est l’impression qui se dégage dans l’opinion publique et il est donc important, dans ce contexte, de suivre la demande faite par l’ASN. Nous avons vu que cela sera bien pris en compte dans la description qui a été faite par EDF des différents scénarios.

Sur la possibilité d’utiliser un robot, on se souvient des robots réparateurs du CEA qui ont conduit au très grand succès du CEA LIST, l’un de nos fleurons dans la recherche robotique et sur l’intelligence artificielle. De cette situation particulière naîtra donc peut-être un savoir-faire précieux dans bien d’autres situations et on pourra dire que de cette difficulté est né un progrès incontestable.

Il est important de prendre en compte toutes les remarques exprimées aujourd’hui. Nous avons bien entendu la volonté d’EDF de le faire. Le cas échéant d’ailleurs, les réponses faites à l’oral pourront être complétées à l’écrit.. Nous ne voulons rien cacher du contradictoire, mais souhaitons à l’inverse la pleine transparence. C’est ainsi que nous pourrons avancer en confiance.

  1. Gérard Longuet, sénateur, président de l’Office. – J’ajoute : faites-le vite ! Vous êtes à la tête d’un système industriel qui emploie environ 200 000 salariés et qui représente des <perspectives de présence mondiale, dans un secteur, l’énergie, où le nucléaire>a sa place. La maturité des comportements doit l’emporter contre les obscurantismes. Le Parlement sera fier d’avoir contribué à rapprocher les points de vue dans le respect de la science et de la technique.
  2. Cédric Villani, député, premier vice-président de l’Office. – Quels enseignements peut-on encore tirer ? Nous étions face à des difficultés d’ordre non pas scientifique mais industriel dans lesquelles le processus joue un rôle important. Il s’agit de questions de culture et de ressources humaines. Plusieurs fois, l’Office a été averti de cette perte de culture et de compétence. Il faut en être conscient pour la suite, pour le maintien des savoir-faire et des expertises.

Ensuite, le devoir de l’ASN sera d’être plus exhaustif, avec ses moyens, dans ses contrôles, c’est-à-dire qu’elle ne devra pas s’intéresser seulement aux gros équipements. L’ASN se saisira de cette mission élargie avec grande rigueur, cela ne fait pas de doute.

Je fais enfin mienne la conclusion de Gérard Longuet, le Parlement est fier d’avoir pu contribuer à faire avancer le débat en la matière. Cette séance était longue et nécessaire.

La réunion est close à 20 heures.