Les quatre travaux d’EDF pour rétablir sa production

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EDF veut et doit revenir à une production électronucléaire de 400 TWh par an pour répondre à la demande française croissante d’électricité décarbonée. Du démarrage de Flamanville 3 en passant par l'ingénierie et le grand carénage, les défis sont nombreux.

Aurélie Barbaux

Publié le 10 octobre 2023 à 05h00

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Image d'illustration de l'article — L’EPR de Flamanville 3, dans la Manche, devrait être en service en 2025.

C'est le revers de la médaille d’une prouesse industrielle. En misant tout sur le nucléaire après la crise du pétrole de 1973, la France a certes gagné en souveraineté énergétique en s’assurant un bilan carbone exceptionnel, mais elle a rendu son système électrique dépendant de l’atome. En seulement vingt ans, le pays est devenu le deuxième parc nucléaire au monde, derrière les États-Unis, avec 56 réacteurs en opération. Il est constitué de 32 tranches de 900 MW selon un design de l’américain Westinghouse, de 20 tranches de 1300 MW et des quatre dernières tranches de 1500 MW d’après un design dérivé de celui de Westinghouse. De moyennes et grandes séries qui devaient faciliter leur maintenance. Mais, comme on l’a vu avec les malfaçons sur les pièces de rechange forgées par Framatome en 2016 et les corrosions sous contrainte (CSC) en 2022, cela les rend très sensibles aux aléas techniques. De plus, le parc français vieillit, avec des arrêts pour maintenance et réparation qui se multiplient et s’allongent. Et même si les réacteurs sont prolongés jusqu’à... quatre-vingts ans, la question de leur remplacement se pose.

La construction de six voire quatorze nouveaux réacteurs EPR2 de 1650 MW est un sacré défi industriel pour EDF qui a perdu cette compétence. Elle ne suffira pas à complètement renouveler le parc. Tout en préparant ces nouveaux chantiers, EDF doit répondre à une autre urgence : remonter son niveau de production. Entre la désorganisation de la maintenance due au Covid-19 et le problème de corrosion sous contrainte, la production électronucléaire d’EDF est tombée à son plus bas historique (279 TWh, en 2022). Or le parc a déjà produit jusqu’à 429,2 TWh en un an. C’était en 2005, avec les deux réacteurs de 900 MW de la centrale de Fessenheim (Haut-Rhin), fermés en 2020. Ceux-ci devaient être remplacés par l’EPR de Flamanville 3 (Manche), toujours pas en service. En 2025, EDF vise 350 TWh, au mieux, pour répondre à la demande croissante d’électricité décarbonée en France mais aussi pour financer ses investissements. Or, il faut recommencer à produire autour de 400 TWh par an. Pour revenir à ce niveau d’ici à 2030-2035, Luc Rémont, le nouveau PDG d’EDF a un plan. Il nécessite de mener quatre chantiers en parallèle.

Démarrer enfin Flamanville 3

On ne compte plus les décalages de la mise en service de l’EPR de Flamanville 3 (Manche) ni les surcoûts, pour ce chantier commencé en 2007. Le dernier en date, en décembre 2022, pour cause du programme de 122 soudures non conformes, promet un chargement du combustible au premier trimestre 2024 et un coût final estimé à 13,2 milliards d’euros, soit quatre fois le budget initial. Depuis, EDF a fini les travaux sur les soudures du circuit secondaire et testé son étanchéité cet été. Mi-septembre, l’opérateur devait entamer pour deux mois les essais sur le réacteur. L’ASN, l’Autorité de sûreté nucléaire, en examinera les résultats avant de délivrer l’autorisation de mise en service début 2024. Et il faudra encore plusieurs mois de rodage pour qu’il puisse soulager le réseau avec ses 1 600 MW de puissance. La date de remplacement du couvercle de la cuve, qui présente des anomalies de fabrication à l’issue d’un premier cycle de fonctionnement, a bénéficié d’un report en mai. Initialement prévu avant le 31 décembre 2024, Framatome a obtenu de l’ASN pour EDF un délai jusqu’au deuxième trimestre 2025. Si le calendrier est, cette fois, respecté.

Optimiser le grand carénage

La CSC (corrosion sous contrainte) ou la désorganisation des plannings après la crise du Covid-19 ne sont pas les seules causes de la baisse de production électronucléaire d’EDF. L’indisponibilité grandissante des réacteurs français est aussi due à des temps d’arrêt pour maintenance à rallonge, et à la complexité grandissante des visites décennales sur des installations vieillissantes. Pour les réduire, dès son arrivée à la tête du groupe en novembre 2022, le nouveau PDG, Luc Rémont, a lancé un chantier «temps métal», qui vise«à être plus efficace sur la machine et ne pas perdre de temps sur l’exécution. Un sujet sur lequel nous avons des progrès à faire sur l’ensemble de la filière», avoue-t-il. Le problème est récurrent chez EDF. En 2005 déjà, l’entreprise avait atteint son record de production nucléaire «grâce à la diminution des indisponibilités fortuites et à la maîtrise des durées d’arrêt pour maintenance et rechargement des réacteurs en combustible», expliquait l’énergéticien dans son rapport annuel. Un nouveau programme d’optimisation industriel, baptisé Start 2025, a donc été lancé en 2019 pour réduire les durées d’arrêts de tranche du grand carénage, dont le coût est passé de 45 à 66 milliards d’euros. Deux indicateurs, Kd (énergie disponible rapportée à l’énergie théorique maximale) et Kn (énergie produite rapportée à l’énergie disponible) mesurent son efficacité. Si les arrêts de tranche simples ont pu être réduits, EDF a, pour les arrêts complexes, décidé en 2021 d’invoquer l’intelligence artificielle et la réalité virtuelle, via un programme de R&D Irène. Mais les gains de performance industrielle s’étaleront jusqu’à 2030, prévient EDF.

Tous les indices

Réorganiser l’ingénierie

Chez EDF, les ingénieurs nucléaires sont aujourd’hui affectés soit à la production, soit au nouveau nucléaire (EPR, EPR2 et SMR). Luc Rémont veut les réunir. Si, à ce jour, les ingénieurs de production sont moins sollicités par le phénomène de CSC (corrosion sous contrainte), traité désormais dans le cadre des visites régulières, ils ont un énorme travail avec les visites décennales. Ils doivent trouver des solutions aux problèmes d’usure et adapter à chaque réacteur les travaux de prolongation jusqu’à cinquante ans. «Nous avons aujourd’hui des moyens qui sont mobilisés par la DPNT [Direction du parc nucléaire thermique]. Nous devrons nous assurer demain d’avoir les mêmes moyens au sein d’un environnement dans lequel nous aurons parallèlement deux ou trois chantiers de 10 000 à 12 000 personnes qui courent en même temps. Nous devons garantir la performance de ces grands chantiers et que l’ingénierie puisse couvrir à la fois les besoins de l’exploitation et ceux de la construction», explique Luc Rémont. Selon lui, «à l’ère du numérique, il nous faut [mettre] l’ingénierie sous un chapiteau commun pour que les ingénieurs travaillent sur des outils qui permettent de converger.»

Augmenter la puissance du parc historique

Pour revenir à 400 TWh de production électronucléaire annuelle, EDF veut augmenter les capacités de production du parc, comme cela se pratique dans l’éolien. L’îlot nucléaire pouvant difficilement être modifié pour des raisons de sûreté, cela pourrait passer par une optimisation des parties électrotechniques et des chaudières, avec éventuellement des systèmes de récupération de la chaleur fatale. Ce travail à plus long terme permettrait de produire 20 TWh par an supplémentaire, estime Luc Rémont. Pour mener à bien tous ces chantiers et répondre à l’augmentation de la demande électrique, qui atteindra 650 TWh en 2035 et 750 TWh en 2050, il annonce qu’EDF va devoir investir «25 milliards d’euros par an à l’échelle du groupe» pendant une quinzaine d’années dans le nucléaire, mais aussi dans l’hydraulique, les renouvelables et le réseau.

Pour les réacteurs, pas de retraite à 60 ans

Alors que le grand carénage a pris du retard, EDF doit démontrer comment prolonger encore le parc historique, dès maintenant.

Inéluctablement, le parc nucléaire français vieillit. Et fort logiquement, maintenir en fonctionnement ses 56 réacteurs s’avère toujours plus complexe et coûteux. Le grand carénage a vu son coût total passer de 49,5 à 66 milliards d’euros et sa durée s’allonger de trois ans. Le programme 2015-2025 d’EDF de maintenance du parc nucléaire et de prolongation à 50 ans des 32 réacteurs 900 MW court maintenant jusqu’en 2028. Pour autant, même si cela reste un « immense défi industriel, globalement, les visites décennales se déroulent correctement », observe Julien Collet, le directeur général adjoint de l’Autorité de sûreté du nucléaire (ASN). Tout semble en place pour prolonger le parc à 50 ans. Un réacteur, Tricastin 1, a même passé toutes les étapes de contrôle.

Pour une meilleure visibilité

Néanmoins, « le réexamen ne permet de se prononcer que sur les dix années à venir. Or, le gouvernement a besoin d’une visibilité plus lointaine pour établir la politique énergétique et mener des travaux prospectifs à l’horizon 2040-2050. Pour ces travaux, la durée de vie des réacteurs nucléaires est un paramètre important », explique l’expert de l’ASN. L’État a donc demandé à EDF son plan pour prolonger les centrales jusqu’à 60 ans et au-delà. EDF l’a fait. À l’ASN de l’évaluer. Dans un premier temps, ce plan consiste à identifier tous les facteurs limitants de la durée de vie d’un réacteur. Ensuite, il faut les examiner de manière approfondie afin d’en déduire ce qu’on peut projeter comme durée de vie et mener des travaux pour développer les compétences, de nouvelles méthodes d’études, de moyens de contrôle ou de remplacement.

La cuve des réacteurs, élément irremplaçable et dimensionné par Framatome pour durer quarante ans, « n’est pas le seul élément limitant », rappelle Julien Collet. EDF a aussi identifié certaines pièces du circuit primaire – les « coudes E » – comme vieillissant et particulièrement difficiles à remplacer. Mais l’ASN lui en demande davantage : comme la prise en compte des effets du changement climatique, et l’évaluation de la poursuite de fonctionnement jusqu’à 60 ans des installations de production et de recyclage du combustible d’Orano.

Quant à l’idée de prolonger certains réacteurs directement à 80 ans, comme le font les Américains mais sur une approche probabiliste, l’ASN n’est pas contre. Mais « si EDF veut utiliser de nouvelles méthodes et démonstrations, il faudra les justifier », rappelle Julien Collet. Cela remettrait en cause la doctrine de sûreté française.

Vous lisez un article de L'Usine Nouvelle 3723 - Octobre 2023

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