Le redémarrage de l’EPR de Flamanville, initialement programmé pour fin mars, a été reporté au 11 avril 2025. Ce décalage, présenté comme une précaution technique par EDF, s’inscrit dans une séquence de mise en service progressive et complexe, reflet des exigences propres à ce type de réacteur de nouvelle génération.
Annoncé le 7 avril 2025, le nouveau report du redémarrage du réacteur EPR de Flamanville illustre les défis de la phase de montée en puissance d’une installation nucléaire aussi sophistiquée. Si la date du 11 avril marque désormais l’échéance visée, cette modification du planning met en lumière la complexité des réglages en cours, notamment sur la turbine Arabelle, sans remettre en cause l’objectif d’une production nominale avant l’été.
Une montée en puissance pilotée avec prudence
Depuis son couplage au réseau électrique le 21 décembre 2024, l’EPR de Flamanville progresse par étapes, conformément aux procédures prévues pour la première exploitation d’un réacteur de ce type en France. Chaque palier franchi nécessite une validation des paramètres thermiques, mécaniques et nucléaires, avec des marges de sécurité particulièrement resserrées.
Le report du redémarrage au 11 avril fait suite à une opération de maintenance préventive sur un équipement situé dans la zone nucléaire. Ce type d’intervention, bien que non exceptionnel, est révélateur de la rigueur imposée par les normes de sûreté actuelles. EDF a précisé que cette intervention n’est pas liée aux anomalies déjà identifiées sur le groupe turbo-alternateur, ce qui indique une séquence de mise au point simultanée sur plusieurs systèmes clefs.
Un défaut technique persistant sur la turbine
Le cœur des préoccupations reste le comportement mécanique du groupe turbo-alternateur, et plus précisément de la turbine Arabelle, un composant de 70 mètres de long conçu pour convertir la vapeur issue du circuit primaire en énergie mécanique. Lors des phases de montée en charge, un échauffement au-delà des seuils tolérés a été constaté sur deux paliers soutenant le rotor.
EDF a engagé une série d’ajustements sur ces éléments, consistant notamment à réguler les contraintes dynamiques et thermiques, sans pour autant neutraliser totalement le phénomène. Les résultats de ces réglages ne pourront être mesurés qu’au moment du nouveau recouplage au réseau. Dans l’attente, les simulations internes indiquent que la centrale pourrait ne pas atteindre immédiatement ses 1 600 mégawatts électriques, avec un rendement temporairement abaissé de 10 à 20 %, en raison d’un vide partiel dans le condenseur.
Ce type de réduction transitoire de performance, bien qu’inattendu, n’est pas sans précédent dans les phases initiales d’exploitation. Il s’inscrit dans une logique d’optimisation continue de l’appareil de production, sans remise en cause de l’intégrité du réacteur ni de la sécurité du site.
Un programme d’inspection et de corrections échelonné
Les investigations menées par EDF pourraient déboucher sur une intervention plus poussée à l’occasion de la première visite complète du réacteur, prévue après 18 mois d’exploitation. Cette inspection, inscrite dans le cycle réglementaire, permettrait de mener des opérations plus intrusives, comme l’exploration du condenseur, dont l’accès est aujourd’hui limité sans arrêt complet.
À cette échéance, EDF prévoit également le remplacement du couvercle de la cuve, conformément aux exigences formulées par l’Autorité de sûreté nucléaire. L’entreprise entend ainsi capitaliser sur cette séquence pour fiabiliser durablement l’installation et intégrer les retours d’expérience de la phase de démarrage.
L’EPR de Flamanville, première référence française du palier européen
Conçu comme la vitrine du savoir-faire français en matière de nucléaire civil, l’EPR de Flamanville est le premier exemplaire de ce type de réacteur mis en service sur le territoire national. Avec une puissance brute de 1 600 MWe et une architecture renforcée en matière de sûreté passive, il marque une évolution notable par rapport aux modèles de la génération précédente.
S’il partage certaines technologies avec les unités de Taishan (Chine) et d’Olkiluoto (Finlande), le site normand présente ses propres spécificités, notamment en termes de génie civil et d’intégration des équipements. Cette singularité renforce la nécessité d’un pilotage technique sur mesure, et explique en partie la durée des ajustements observés depuis la fin 2024.
La phase actuelle, bien qu’émaillée de difficultés, correspond à un jalon critique dans le cycle de vie de la centrale. À ce stade, chaque réglage validé contribue à sécuriser les futures décennies d’exploitation.
