Concernant les équipements non encore en service, sont concernés les quatre générateurs de vapeur et le pressuriseur du réacteur EPR de Flamanville 3, ainsi que 3 générateurs de vapeur neufs non encore installés destinés à la réalisation des chantiers de remplacement des générateurs de vapeur des réacteurs n° 5 et 6 de Gravelines.
À la suite de la publication du 24 octobre 2019 par l’ASN de la note d’information « Écart de fabrication chez Framatome : traitement thermique de détensionnement des soudures », EDF(1) a acté que les réacteurs concernés peuvent continuer à fonctionner en l’état et que les contrôles nécessaires au traitement des écarts ne nécessitent aucune mise à l’arrêt de réacteur. Des contrôles physiques ont été réalisés sur les joints concernés des générateurs de vapeur neufs lors de leur montage à Gravelines 5, de générateurs de vapeur de réacteurs en exploitation lors de leur arrêt pour rechargement de combustible (Blayais 4, Paluel 2 et Dampierre 4) et du générateur de vapeur de Fessenheim 2. Ces mêmes contrôles seront réalisés sur les joints concernés des réacteurs en exploitation lors des prochains arrêts programmés pour rechargement de combustible avant la fin du premier semestre 2020 (Bugey 3 et Blayais 3), sans que la conduite de ces contrôles n’implique d’anticiper, à ce stade, une durée plus longue pour ces arrêts.
En juin 2019, le projet HPC a atteint le jalon J-0 (soit l’achèvement du radier de l’îlot nucléaire de l’unité n° 1) et conformément au planning annoncé en septembre 2016.
À la suite de cette étape majeure, une revue des coûts, du calendrier et de l’organisation du projet HPC a été engagée. Cette revue présente les conclusions suivantes :
Les surcoûts résultent essentiellement des conditions de sol difficiles, ayant rendu les travaux de terrassement plus coûteux que prévu, de la révision des objectifs des plans d’actions opérationnels, et des coûts supplémentaires liés à la mise en œuvre du design fonctionnel d’une tête de série adaptée au contexte réglementaire britannique.
Conformément aux termes du Contrat pour Différence, cette nouvelle estimation des coûts à terminaison n’a d’impact financier ni pour les consommateurs ni pour les contribuables britanniques. Le taux de rentabilité prévisionnel (TRI) pour EDF est désormais estimé entre 7,6 % et 7,8 %(5).
Le management du projet reste mobilisé sur l’objectif du début de production d’électricité par l’unité n° 1 fin 2025. À ce titre sont mis en œuvre, sous l’autorité de la direction de programme, des plans d’action opérationnels impliquant les équipes d’ingénierie du groupe EDF en Grande-Bretagne et en France, les constructeurs des bâtiments et des ouvrages annexes, et les fournisseurs d’équipements et de systèmes dans l’ensemble de la chaîne de fourniture.
Le 14 décembre 2018, CGN et EDF ont annoncé que l’unité numéro 1 de la centrale nucléaire de Taishan était devenue le premier EPR au monde à entrer en exploitation commerciale. Ce jalon final a été atteint le 13 décembre 2018 à l’issue de l’ultime test réglementaire de fonctionnement en continu et à pleine puissance durant 168 heures.
L’entrée en exploitation commerciale de l’unité numéro 2 est à son tour intervenue le 7 septembre 2019. L’ensemble des conditions nécessaires à l’exploitation du réacteur en toute sûreté auront ainsi été atteints, à peine 9 mois après la mise en service de l’unité numéro 1.
La centrale nucléaire de Taishan, composée de deux réacteurs EPR de 1 750 MW chacun, est le plus important projet de coopération sino-française dans le secteur énergétique. Elle est capable de fournir au réseau électrique chinois jusqu’à 24 TWh d’électricité sans CO2 par an, soit l’équivalent de la consommation annuelle de 5 millions de Chinois, tout en évitant l’émission d’environ 21 millions de tonnes de CO2 par an.
Le projet est porté par TNPJVC, une joint-venture fondée par CGN (51 %), EDF (30 %) et l’électricien chinois provincial Guangdong Energy Group (19 %). Le groupe EDF avec sa filiale Framatome est intervenu en tant que fournisseur de la technologie EPR. Le projet a bénéficié de 35 années de coopération stratégique entre EDF et CGN, du retour d’expérience de l’EPR de Flamanville 3 et de la complémentarité des filières nucléaires française et chinoise.
L’expérience du premier réacteur mis en service le 13 décembre 2018 a permis de raccourcir de 3 mois la période entre le chargement du combustible et la mise en exploitation commerciale de l’unité 2 par rapport à l’unité 1, et ce, dans les mêmes conditions de sûreté.
Taishan apporte aux réacteurs EPR dans le monde son expérience en matière de gestion de projet et de maîtrise technologique. Les premiers à en bénéficier sont les deux réacteurs de Hinkley Point C actuellement en construction au Royaume-Uni. Les deux entreprises sont aussi partenaires dans deux autres projets britanniques : le projet de 2 EPR de Sizewell C et celui de Bradwell B qui repose sur la technologie Hualong.
Le 17 septembre 2019, lors de la Conférence générale de l’Agence Internationale de l’Énergie Atomique à Vienne, le CEA, EDF, Naval Group et Technic Atome ont dévoilé NUWARD™, projet de petit réacteur modulaire (Small Modular Reactor –SMR), faisant l’objet d’un développement conjoint. Cette solution basée sur la technologie des réacteurs à eau pressurisée (REP) est destinée à répondre aux besoins croissants du marché de l’électricité décarbonée, sûre et compétitive, dans le monde entier, sur le segment de puissance de 300-400 MWe.
Le CEA et EDF ont également entamé des discussions avec Westinghouse Electric Company pour étudier une coopération en matière de développement de petits réacteurs modulaires (SMR).
EDF a adressé au ministre chargé de la transition écologique et solidaire et à l’Autorité de sûreté nucléaire la demande d’abrogation d’exploiter ainsi que la déclaration de mise à l’arrêt définitif des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim, prévoyant un arrêt du réacteur n° 1 le 22 février 2020 et du réacteur n° 2 le 30 juin de la même année.
Cet envoi fait suite à la signature, le 27 septembre 2019, par l’État et par EDF, du protocole d’indemnisation d’EDF par l’État au titre de la fermeture anticipée de la centrale de Fessenheim, résultant du plafonnement de la production d’électricité d’origine nucléaire fixé par la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.
(1) Cf. communiqué de presse du 25 octobre 2019.
(2) Ce risque de report induirait un coût supplémentaire potentiel de l’ordre de 0,7 milliard de livres sterling 2015. Dans cette hypothèse le TRI pour EDF serait diminué d’environ 0,3 %.
(3) En livres sterling 2015, hors intérêts intercalaires et hors effet de change par rapport à un taux de change de référence du projet de 1 livre sterling = 1,23 euro.
(4) Coûts additionnels nets des plans d’actions.
(5) Taux de rentabilité prévisionnel d’EDF calculé sur la base d’un taux de change de 1 livre sterling = 1,15 €, et incluant le mécanisme plafonné et encadré de compensation des sur coûts liés à des dépassements de budget ou à des retards en place entre les actionnaires.
