Ce jeudi 4 février 2021, EDF a remis à l’Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN) un rapport détaillant le design de ses futurs EPR 2, ces réacteurs nouvelle génération construits sur le modèle de Flamanville. Le gouvernement envisage de s’équiper de six de ces réacteurs pour renouveler le parc nucléaire français. EDF a d’ailleurs récemment demandé à Framatome de lancer la fabrication de pièces-clés de ces réacteurs.
EDF anticipe la possible construction de six EPR 2 en France
EDF progresse dans la mise au point de ses futurs EPR 2, ces réacteurs nouvelle génération conçus sur le modèle de celui de Flamanville, mais standardisés, donc plus simples et moins chers à construire. C’est sur cette technologie qu’EDF souhaite s’appuyer pour l’éventuel renouvellement du parc nucléaire français dans les années à venir.
Le gouvernement envisage en effet de s’équiper de six de ces EPR 2, mais ne prendra de décision qu’après la mise en service du nouvel EPR de Flamanville, soit au-delà de la présidentielle de 2022. L’exécutif attend d’ailleurs qu’EDF lui envoie, mi-2021, une feuille de route chiffrée à ce sujet. Etape préalable indispensable à cette feuille de route, EDF a présenté à l’ASN, ce jeudi 4 février 2021, un rapport préliminaire de sûreté qui détaille très précisément le design de ces EPR 2.
Le 30 janvier 2021, le groupe avait pris de l’avance en demandant à Framatome de lancer le « projet Juliette », à savoir la construction d’énorme pièces forgées pour ces EPR 2 : “On parle de générateurs de vapeur de la cuve et du couvercle, tout l’intérieur de la centrale nucléaire”, détaille Alexandre Cretiaux, de la CFDT Framatome.
“Sans préjuger de la décision qui sera prise par le gouvernement de renouveler ou non le parc nucléaire, EDF, en sa qualité d’industriel responsable et en tant que chef de file de la filière nucléaire, met tout en œuvre pour s’assurer que le tissu industriel sera en capacité d’honorer la construction de nouveaux EPR si une décision était prise en ce sens”, avait expliqué à l’époque un porte-parole d’EDF.
“Afin de maintenir les compétences de la filière et de tenir compte des délais de fabrication, dans l’attente de cette décision, EDF a demandé à Framatome de lancer la production de certaines pièces forgées”, avait-il encore précisé.
Quelle attractivité à l’export pour les EPR 2 made in France ?
Cette décision a été très critiquée par des ONG environnementales, qui accusent EDF de vouloir forcer la décision du gouvernement en commençant la construction de pièces coûteuses, qu’il faudra bien intégrer à de futurs EPR 2.
Devant la polémique grandissante, Framatome est venu rassurer, ce 2 février 2021, sur les débouchés possibles de ces pièces : “Il y a de bonnes perspectives sur deux EPR en Grande-Bretagne. On espère que l’État français prenne une décision rapide, a minima avant l’élection présidentielle de 2022, sur deux tranches pour redonner de la visibilité à la filière nucléaire”, expose Alexandre Cretiaux. Un manière de rappeler que la filière nucléaire est, pour la France, à la fois un enjeu énergétique et un enjeu industriel.
Sur l’attractivité de ces EPR 2 à l’export, la concurrence continue de progresser : en Chine, l’énergéticien public CNNC a ainsi mis en service, ce 30 janvier 2021, son tout premier réacteur de type Hualong One (ou HPR1000) à la centrale de Fuqing, qui s’appuie sur la même technologie nucléaire de troisième génération que l’EPR de Flamanville.
“Ce succès marque une étape importante pour le développement de l’énergie nucléaire chinoise, faisant de la Chine le quatrième pays à maîtriser sa technologie nucléaire intérieure de troisième génération après les États-Unis, la France et la Russie”, indique CNNC dans un communiqué.
Rédigé par : La Rédaction
COMMENTAIRES
Comme à son habitude et avec la complicité des gouvernements successifs depuis des décennies, EDF cherche à mettre le pays devant le fait accompli en matière de nucléaire.
Pour la feuille de route chiffrée d’EDF, rappelons nous les promesses faites pour construire l’EPR de Flamanville. Ce réacteur, dont la construction a commencé en décembre 2007, devait être mis en service en juin 2012.
Selon EDF, en juillet 2008, son coût devait être de 3,3 Md€ et produire de l’électricité à 46 €/MWh. En février 2009, c’était déjà 4 Md€ et 54 €/MWh. En octobre 2010, le coût de l’électricité devenait 60 €/MWh et depuis EDF ne dit plus rien au sujet de ce coût : cela ferait trop désordre.
Le coût de construction était ensuite évalué à 6 Md€ en juillet 2011 – 8,5 Md€ en décembre 2012 – 10,5 Md€ en juin 2017 – 12,4 Md€ en octobre 2019. Comme il s’agit de coûts “overnight”, comme si le réacteur était construit en une nuit, sans prendre en compte aucun coût financier, le coût réel est bien plus élevé.
En juillet 2020, la Cour de comptes estimait le coût de production entre 110 et 120 €/MWh (monnaie de 2015), ce qui nous fait du 115 à 125 €/MWh à ce jour.
A propos, on n’entend plus parler de l’Atmea, réacteur de 1.100 MW qui a été retenu par la Turquie en mai 2013, à la suite d’un appel d’offres, pour quatre réacteurs à construire à Inceburun, près de Sinop sur les bords de la Mer Noire (en zone naturelle protégée et à la limite d’une zone sismique).
L’abattage des arbres a commencé en 2017 et près d’un million d’arbres auraient déjà été abattus. Dix km2 ont été cédés par le ministère en charge de la forêt à celui de l’industrie pour ce projet nucléaire. Environ 1.400 km de lignes THT doivent être construites pour évacuer le courant vers les grandes villes.
En juin 2015, le coût du projet était estimé à 15,8 milliards de dollars, puis à 46,2 Md$ en avril 2018. Ce projet aurait-il été abandonné ? Et celui de l’Atmea aussi (après celui d’Astrid, réacteur de 4e génération) ?
Flamanville 3 est un prototype, donc non standardisé et même non optimisé. Son coût de production n’est pas significatif, ce nouveau réacteur étant construit pour démontrer la faisabilité du projet. En fait, les chinois qui ne se sont pas désindustrialisés ont su finaliser les premiers et sans encombre leurs deux EPR, jumeaux de Flamanville, le projet EPR est donc déjà validé.
Les EPR2 seront conçus pour une production de série (6 réacteurs français plus autant au RU et peut-être dans d’autres pays comme l’inde ou la Pologne). Avec une sûreté renforcée par rapport aux réacteurs actuels, ils produiront un MWh très compétitif (60 à 70 €, en coût complet).
Aucune autre technologie, notamment “renouvelable” ne pourra rivaliser, si on compare ses coûts en tenant compte de toutes les “externalités”. Par ex. pour l’éolien : coûts de production du MWh (de 50 à plus de 100 €) + subventions (plusieurs dizaines d’€) + raccordements au réseau national (20 € pour l’éolien offshore) + “backup” qui compense l’intermittence dont le prix va croissant avec le % d’énergies intermittentes dans le mix ((de 0 à plus de 50 €).
Avec des avantages décisifs pour le nucléaire : compacité (un réacteur produit autant que 2000 éoliennes), “made in France” (les pièces principales des éoliennes, ainsi que les “terres rares” sont toutes importées)…
L’EPR de Flamanville n’est pas un prototype puisque la construction de celui d’Olkiluoto-3 en Finlande a commencé en août 2005, deux ans et quatre mois avant Flamanville-3 et devait être construit en 48 mois (quatre ans) pour un coût clé en main de 3 Md€. Celui-ci n’a cessé d’être retardé et de voir son coût augmenté, comme en France. Aux dernières nouvelles, il serait connecté au réseau fin 2021, après 16 ans et demi en durée de construction.
En Chine, les EPR commencés en novembre 2009 et avril 2010 devaient être construits en 46 mois : il a fallu 103 mois pour le premier et 110 mois pour le second avant d’être connectés, deux fois plus que prévu, avec un coût réel difficile à connaître et quelques sérieux problèmes techniques. Pas de commentaire sur la qualité de la sûreté nucléaire en Chine et sur ses possibilités de résister aux pressions.
Dans le monde, la durée moyenne de construction des réacteurs mis en service au cours des dix dernières année a été de 102 mois (8 ans et 6 mois), valeur pondérée selon la puissance de chaque réacteur.
En 2009, Areva parlait d’une prise de commande de 48 EPR et de 13 Atmea pour 2020 … que l’on attend toujours bien évidemment.
Pour construire d’autres réacteurs EPR, aussi bien en France qu’en Grande-Bretagne, il faudrait déjà résoudre le problème du financement. C’est ce qui préoccupe toute l’industrie nucléaire depuis plusieurs années.
Pour les deux EPR de Hinkley Point C, le tarif d’achat (CfD) a été fixé à 92,5 £/MWh en monnaie de 2012, valable pendant 35 ans à partir de la mise en service et indexé sur l’inflation depuis 2012. Contrairement à ce qu’on lit partout, le prix n’est donc pas de 92,5 £/MWh mais était déjà parvenu à 104 £/MWh (118 €/MWh) au début 2020. C’est 2 à 3 fois le prix de gros depuis dix ans, selon les périodes, en Grande-Bretagne.
Dans ce pays, il est question de faire payer une contribution aux consommateurs, sur leur factures d’électricité, pour financer à l’avance de nouveaux réacteurs nucléaires. Quel que soit le coût et la durée de construction de ces réacteurs et sans garantie sur leur mise en service. C’est ce qui s’est produit aux Etats-Unis où la construction des deux réacteurs de Summer a été arrêtée, car devenue trop coûteuse.
C’est le même système qui est envisagé en France : payer d’avance et sans garantie. Une autre solution est envisagée : coûts de la construction pris en charge entièrement par l’Etat, quel qu’en soit le coût, les réacteurs étant ensuite cédés gratuitement à EDF (ou pour 1€ pièce).
La Cour des comptes doute beaucoup que des EPR2 puissent être réalisés au coût et dans les délais indiqués par EDF, un coût de l’électricité de 60 à 70€/MWh devenant impossible à atteindre. Les milieux bien informés du nucléaire indiquent plutôt un coût de 85 €/MWh.
Trop chères les renouvelables ?!
Sur la base des modélisations d’EOLES d’optimisation des investissements et de la distribution des énergies renouvelables et des technologies de stockage, répondant à la demande horaire en France pendant 18 années météorologiques :
l’analyse de sensibilité avec 315 scénarios de coûts en faisant varier simultanément celui du PV (de –50% à + 50%), de l’éolien (–25% à + 25%), des batteries (–50% à + 50%) et power-to-gas (–50% à + 50%) démontre que le coût nivelé du système de l’électricité, y compris la production et le stockage, varie de 36,5 € à 65,5 € / MWhe, avec une valeur moyenne de 50 € / MWhe. Cette valeur moyenne est basée sur l’hypothèse que le mix énergétique est optimisé après l’arrivée des informations sur les coûts technologiques.
Si on suppose au contraire que tous les investissements doivent avoir lieu avant de connaître le scénario de coût réel, le coût moyen à l’échelle du système n’est que de 4% (2 € / MWhe) plus élevé et il est inférieur de 9% dans 95% des scénarios. Par conséquent, le “regret” est limité lorsque l’optimisation est basée sur des hypothèses de coût qui ne se concrétisent pas.
Le principal message à retenir est donc que même si les technologies impliquées dans un système électrique entièrement renouvelable sont très différentes, elles sont substituables. Par exemple si les batteries sont plus chères que prévu, le mix optimal comprend moins de batteries et moins de PV, mais cela est compensé par une énergie éolienne supplémentaire, avec un impact très limité sur le coût à l’échelle du système.
Enfin, le coût du stockage ne doit pas être surestimé: dans le scénario de coût de référence, le stockage (batteries, pompage hydraulique et méthanisation) ne représente que 14,5% du coût du système (contre 85,5% pour la production d’électricité)
http://www.iaee.org/en/publications/ejarticle.aspx?id=3776
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… et sur les plus de 300 types de stockages répértoriés, plusieurs ont des prix plus bas qu’envisagés et/ou voient leurs prix baisser
Exemple parmi d’autres : “High-Density Hydro” (RheEnergise, UK)
Stockage d’énergie de longue durée de vie, rendement de plus de 83%, coût 40% inférieur aux batteries et moins 15% par rapport aux centrales gaz pour une installation plus rapide, y compris dans des zones désertiques, une durée de vie proche du siècle et recyclable
Système hydro enterré utilisant un fluide riche en minéraux sans danger pour l’environnement 2,5 fois plus dense que l’eau afin de créer la même quantité d’électricité à partir de pentes de moins de la moitié de la hauteur. permettant ainsi en fournissant autant de fois plus d’énergie d’utiliser de plus faibles dénivelés qui sont par nature bien plus nombreux (environ 9 500 sites répertoriés au Royaume-Uni, 80 000 en Europe et 160 000 en Afrique)
Cette approche permettrait 7 GW de stockage au Royaume-Uni qui a besoin d’environ 13 GW de production et de stockage flexibles d’énergie pour aider à équilibrer le réseau électrique d’ici la fin de la décennie selon un rapport d’Aurora Energy Research.
De même pour par exemple la Californie qui a besoin de 55 GW de stockage d’ici 2045 pour soutenir un réseau 100% renouvelable
https://cdn.website-editor.net/374e9fe639d34fd4aeecf2b1950a69de/files/uploaded/RheEnergise%2520Introduction%2520brochure_V2.2.pdf
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Trop cher l’éolien ou trop de matières premières ?
Eoliennes en bois (mâts de plus de 150 m pour Modvion, tour d’habitation en construction en Australie de près de 200 m etc), baisse de 30% des prix (Modvion, Suède) et dans une moindre mesure à terme après industrialisation Woodoo (France, sur le principe de substitution de la lignine par des composants issus de cultures, permettant des matériaux recyclables encore plus résistants)
Airborne Wind Energy Systems (AWES) en terrestre, offshore (et pour les navires) plus de 50% de réductions des coûts et bien au delà pour les ressources
https://skysails-power.com/
Et on peut continuer aussi dans le solaire et autres renouvelables et approches mais on pourrait aussi évoquer encore plus importantes les avancées des technologies d’efficacité énergétique
Il faut ouvrir les yeux et secouer ses vieilles habitudes, en France on n’a pas de pétrole mais on a des idées, il n’y a pas que le nucléaire dans la vie !
On va se sentir un peu seuls…
https://www.visualcapitalist.com/wp-content/uploads/2020/08/world-nuclear-landscape-supplemental-3v2.jpg
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… en Europe et ailleurs !
https://www.cleanenergywire.org/sites/default/files/styles/gallery_image/public/paragraphs/images/fig6-share-electricity-renewable-sources-gross-electricity-consumption-europe-2019.png?itok=iUQY9v2F
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@ énergie+ On est déjà seuls, et même avec seulement 50 % de nuk, on sera encore seuls….. on vivra seuls longtemps.
Comme le temps passe ! … Au début des années 2000, nous imaginions en France que le kWh de l’EPR allait être compétitif avec celui des PWR existants – et notamment des 900MW en fonctionnement en France – en particulier parce que le taux de fonctionnement serait bien meilleur… Jusque 2008 tout le monde imaginait que le prix du baril ne cesserait d’augmenter , que la consommation d’énergie n’allait pas se réduire, que le déterminant principal des évolutions serait la protection du climat, … Aujourd’hui, en France, notre gestion de la COVID nous aura durablement appauvri et les EPR de Finlande et de Flamanville sont des échecs graves, à la différence de ceux de Chine : alors, attention à ceux qui faisaient chorus avec le discours (très franchouillard en réalité) présentant comme “la norme” d’arrêter deux PWR à 40 ans dans le but de “faire de la place” pour des EPR… ! Mieux vaudrait affirmer que les réacteurs français fonctionneront de manière compétitive pendant encore 20 ou 30 ans et que donc le maintien ou la reconstitution des compétences devra se faire autrement qu’en jouant à les remplacer “avant terme”….
6 nouveaux réacteurs pour renforcer la puissance monopolistique d’EDF et son collectivisme CGTiste et ainsi augmenter encore et toujours les prix comme bon leur chante avec le bras armé linky à coupure de nos installations à distance ?
Pour l’éolien terrestre, le tarif d’achat lors des derniers appels d’offres est voisin de 65 €/MWh depuis trois ans et il n’y a rien a ajouter : ni subventions, ni raccordement puisque celui-ci est payé par celui qui construit le parc éolien.
La situation est identique pour le solaire photovoltaïque, dont les tarifs d’achat lors des derniers appels d’offres pour des centrales au sol sont autour de 55 €/MWh depuis trois ans.
Pour l’éolien en mer, domaine où les coûts ont très fortement baissé depuis cinq ans dans tous les pays européens, les tarifs proposés par les candidats lors de l’appel d’offre de Dunkerque s’établissaient de 44 €/MWh à 61 €/MWh. L’impact du coût de raccordement, réalisé et pris en charge par RTE est de 5 à 8 €/MWh selon les sites.
La question du “back-up” ne se pose pas du tout pour le moment. Le problème pourra se poser lorsque éolien et photovoltaïque fourniront à eux deux plus de la moitié de l’électricité, mais pas avant. Et ce sera une complémentarité à partir de biomasse et de gaz renouvelable.
Non seulement les éoliennes sont en partie produites en France, mais les usines françaises participent à la production d’éléments utilisés dans des éoliennes implantées dans d’autres pays.
Pour les terres rares, à part quelques exceptions, elles ne sont pas utilisées dans les éoliennes terrestres. Pour les éoliennes “offshore” (en mer), deux solutions techniques ont été développées et en sont au stade pré-industriel.
Les terres rares sont en fait utilisées dans de très nombreux domaines, dont les téléphones portables, les ordinateurs, les téléviseurs. Elles sont aussi utilisées dans les pots catalytiques des véhicules thermiques (avec le platine et le palladium), dans les catalyseurs pour le craquage du pétrole, dans la fabrication du verre et de céramiques …
Pour l’uranium, la dernière mine française ayant été fermée en 2001, alors que la production nationales était depuis longtemps insuffisante pour alimenter les réacteurs du pays, il est en totalité d’origine étrangère : Niger, Kazakhstan … avec des origines variables selon les années en fonction des fermetures temporaires ou définitives de mines pour des raisons économiques et d’achats sur le marché spot.
Aucune solution n’est en vue à moyen terme pour le remplacer dans les réacteurs.
Je suis d’accord avec l’approche coût du renouvelable faite par Energie+, il y a 2% d’écart avec mes chiffres, eux mêmes basés sur les informations les plus récentes des divers fabricants de PV, d’éoliennes, de batteries, d’électrolyseurs et aussi de nucléaire. Sur ce dernier point les aventures d’EPR plombent les coûts et l’image de marque de l’énergie nucléaire ”perseverare diabolicum”. néanmoins un MIX équilibré sous nos latitudes nécessitera l’utilisation d’une fraction de nucléaire. La prévision est un art difficile .
Le rapport de Jean-Martin Folz sur le chantier de Flamanville étudie aussi le déroulement du chantier des deux EPR de Taishan en Chine : ces réacteurs ont été construits en 110 et 113 mois, soit un dépassement de 5 ans du délai initialement annoncé, pour un coût d’environ 95 milliards de RMB (12,2 milliards d’euros), soit 60% de plus que le budget prévu,
Aucune solution même à long terme car toutes les tentatives ont échouées depuis 1957 date de la première tentative avec le réacteur Rapsodie et la suite n’a pas été plus brillante, pour ne parler que des tentatives françaises avec 8 réacteurs spécifiquement étudiés pour les divers scénarios u238, sel fondus…. :
1957 Rapsodie
1961 Rachel
1965 Harmonie
1966 Masurca
1968 Phénix
1968 Prospero
1970 Caliban
1986 Superphénix
et finalement 2010 Astrid qui heureusement en est resté au niveau du papier avant d’être abandonné en 2019.
La plupart des autres pays ont abandonné, américains, italiens…
Ce n’est pas une solution dans un avenir prévisible, et même peut-être jamais.
Les RNR ne peuvent exister qu’en satisfaisant 2 hypothèses. La première, l’uranium devient rare car le parc nucléaire augmente beaucoup de part le monde. La seconde, le coût de production du MWh avec cette technologie RNR est nettement moins cher que le PV ou éolien avec back up. Pour l’instant aucune des 2 hypothèses est valide.