Les douze travaux nucléaires d’EDF – L’Usine Energie – L’Usine Nouvelle

EDF n’est pas seulement l’exploitant du parc nucléaire français, qui assure 70 % de la production d’électricité en France. Il exporte aussi à nos voisins européens de l’électricité décarbonée et exploite et construit le parc nucléaire au Royaume-Uni, via EDF Energy. C’est également un groupe énergétique complet, avec des activités de trading, de production d’énergies renouvelables (EDF Renouvelables) et de services énergétiques (Dalkia). Après l’ouverture des marchés, il a conservé deux filiales indépendantes pour le transport (RTE) et la distribution (Enedis) d’électricité. Enfin, le groupe est devenu, après le plan de restructuration d’Areva en 2015, le chef de file de la filière nucléaire française, prenant au passage 75 % du capital de Framatome.

Une filière qui compte plus de 3 000 entreprises et fait travailler 222 500 personnes. Mais qui se trouve face à des problèmes récurrents d’attractivité, de compétences, de rigueur industrielle, et même d’un manque de culture de sûreté. Une filière qui manque surtout de perspectives d’avenir. EDF a développé une stratégie pour répondre à ces défis, en interne et chez ses partenaires, avec comme objectif de redonner confiance tant aux décideurs politiques qu’aux talents. Ce plan, que l’on peut décrire en douze travaux, doit permettre à l’énergéticien public de jouer un nouveau rôle, celui de chef de file de la transition énergétique en France.

Démanteler Fessenheim

Le 30 juin, EDF arrêtera définitivement le réacteur 2 de la centrale nucléaire de Fessenheim (Haut-Rhin), après le réacteur 1, mis à l’arrêt le 22 février. Débranchée du réseau, la centrale ne fermera pas pour autant. Une fois le combustible usé retiré des réacteurs, il refroidira dans la piscine d’entreposage du site jusqu’en 2023, date à laquelle il partira pour le site de retraitement d’Orano à La Hague (Manche). À ce stade, 99,9 % de la radioactivité sera évacuée. Et seule une soixantaine de personnes travaillera sur le site, contre plus de 600 lors de son exploitation.

Le démantèlement proprement dit ne commencera, au plus tôt, que deux ans plus tard, vers 2025, et après publication d’un décret ad hoc. Il devrait durer quinze ans. En théorie… Car en pratique, EDF n’a encore jamais fini la déconstruction de l’une de ses centrales fermées, même s’il finalise celle d’un réacteur de ce type (eau pressurisée) à Chooz (Ardennes), plus petit. Fessenheim sera donc la véritable tête de série du démantèlement des réacteurs de 900 mégawatts. Chaque opération est estimée entre 300 et 350 millions d’euros par EDF. Dix à douze réacteurs de ce type doivent être arrêtés d’ici à 2035.

Construire une piscine

Les piscines d’Orano à La Hague, où sont entreposés les combustibles usés avant recyclage, sont pleines à plus de 92 %. Fin 2016, y étaient déjà stockées 9 778 tonnes de métal lourd (tML) en attente de traitement, pour une capacité effective de 12 350 tonnes. Vu les capacités de recyclage d’Orano, la consommation de combustible d’EDF et surtout le fait qu’une fois usés les combustibles issus d’un premier retraitement (les Mox) ne sont pas retraités, ces piscines seront saturées vers 2030. Le dernier plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs (PNGMDR) demandait à EDF de prévoir la construction d’une piscine centralisée d’une capacité de 10 000 tML, dans deux bassins d’entreposage. L’opérateur doit déposer son projet définitif d’ici à la fin 2020. Ce qui n’a pas l’air bien engagé, pointe l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) dans son dernier rapport annuel.

Retrouver une rigueur opérationnelle

Production électronucléaire annuelle d’EDF

EDF a des problèmes d’exploitation. Sous l’effet de la crise sanitaire, il a dû reprogrammer ses arrêts de tranche et revoir à la baisse de près de 25 % la production électronucléaire en 2020, à 300 térawattheures (TWh), contre une hypothèse de 375 à 390 TWh.

Ce n’est pas le seul problème. Dans son rapport sur l’état de la sûreté nucléaire et de la radioprotection en France en 2019, l’ASN demande à EDF de renforcer la rigueur d’exploitation. Elle relève « des gestes et des décisions inadaptés des intervenants et des franchissements de ligne de défense en matière de sûreté ». Des mises en situation réalisées dans des centrales ont montré que « la documentation opérationnelle d’EDF n’était pas toujours adaptée aux réalités de terrain et qu’elle contenait des erreurs, voire des instructions parfois impossibles à exécuter compte tenu de la configuration des installations ». L’ASN a aussi détecté des « non-conformités résultant de la mise en oeuvre de modifications, y compris récemment, et d’une maintenance insuffisante ».

Prolonger les centrales

Même si la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit la fermeture de 10 à 12 des 32 réacteurs de 900 mégawatts (MW) du parc d’ici à 2035, en plus des deux de Fessenheim, EDF compte en prolonger le maximum à cinquante, voire soixante ans. Mais tout n’est pas encore calé. L’opérateur a bien réalisé la quatrième visite décennale du réacteur 1 de 900 MW au Tricastin (Drôme) en 2019, mais les travaux de mise au niveau « post-Fukushima » ne seront finalisés qu’en 2024. Or l’ASN ne rendra son avis sur la méthode d’EDF pour prolonger ses centrales en deux temps que fin 2020. Elle a déjà annoncé qu’elle demanderait des améliorations supplémentaires à celles programmées par l’opérateur. Dans son rapport de mai 2020 sur la sûreté nucléaire, l’ASN s’inquiète d’un risque de saturation des capacités d’ingénierie d’EDF, « qui sont limitées et extrêmement sollicitées », et de la possibilité de mobiliser sur les autres réacteurs les ressources nécessaires « tant au niveau central qu’au niveau du site » pour réaliser « avec succès, dans des plannings réalistes, les réexamens de sûreté ». Certaines années, EDF planifie quatre à cinq visites décennales de prolongation à cinquante ans !

Achever Flamanville 3

L’EPR en construction à Flamanville (Manche) ne sera pas mis en service avant 2023… au lieu de 2012. Et la facture devrait s’élever à 12,4 milliards d’euros, contre 3,3 milliards prévus au lancement du projet, en 2006. Mais rien n’est encore définitif. EDF doit d’abord refaire une centaine de soudures, dont huit du circuit secondaire particulièrement inaccessibles. Or la technologie retenue par l’opérateur est américaine, et c’est outre-Manche que s’effectuent actuellement les tests. Les reports à répétition du démarrage de l’EPR d’Olkiluoto, en Finlande, construit par Siemens et Areva, entretiennent le doute sur la capacité d’EDF à finir un jour celui de Flamanville. Les essais à chaud commencés fin 2019 se sont révélés concluants. Et en février 2020, la turbine, fournie par General Electric (ex-Alstom) a pu démarrer.

Retrouver l’excellence industrielle

Impossible pour EDF d’attendre la mise en route de Flamanville 3 pour préparer la suite et redonner aux autorités publiques et aux clients confiance dans la filière nucléaire française, dont il est devenu chef de file après l’implosion d’Areva. Jean-Bernard Lévy, le PDG du groupe, a commandé à Jean-Martin Folz, un ancien dirigeant de PSA, un rapport pour identifier les causes du désastre de Flamanville. Il a aussi présenté, fin 2019, le plan Excell de reconquête de la confiance, d’une durée de deux ans et doté de 100 millions d’euros.

Le pilote de ce plan, Alain Tranzer, n’a pris ses fonctions qu’en mai 2020. Sa tâche est immense. Il doit réviser les relations entre les clients et les fournisseurs pour retrouver une qualité au niveau des meilleurs standards de l’industrie. Il doit aussi piloter l’adoption des outils collaboratifs de l’entreprise étendue par plus de 3 000 partenaires, des maquettes numériques et du partage de compétences. Il doit enfin renforcer les compétences dans la filière. Le tout sous l’oeil attentif du gouvernement, qui attend des indicateurs, à définir, pour suivre au plus vite l’avancée du plan.

(Re)former à la sûreté

La filière nucléaire française ne semble pas pâtir des déboires d’EDF à Flamanville. Même si les acteurs pointent des difficultés de recrutement et reconnaissent une perte de compétences faute de nouveaux chantiers, une cartographie récente de la filière effectuée par le Groupement des industriels français de l’énergie nucléaire (Gifen) montre une croissance du nombre d’emplois, à 222 500 en 2018, contre 220 000 en 2013. Mais quantité n’est pas gage de qualité. L’Autorité de sûreté du nucléaire ne cesse d’alerter sur une perte de la culture de sûreté chez les prestataires d’EDF, mais aussi sur le manque de rigueur d’exploitation chez l’opérateur même. Un problème déjà identifié chez Framatome, qui envoie chez EDF ses équipes en formation à la sûreté. Ce défaut de culture de sûreté s’observe à tous les niveaux de la chaîne, signale l’ASN dans son dernier rapport. Quelque 16 % des emplois se trouvent dans des PME et TPE. Si le volet compétences du plan Excell d’EDF est plutôt du ressort du Gifen, c’est bien l’opérateur qui, en dernier ressort, est le garant des compétences de la filière. Une lourde charge.

Renégocier l’Arenh

Jean-Bernard Lévy, le PDG d’EDF, a fait de la réforme de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh) un préalable à toute réorganisation du groupe. Il considère comme déséquilibré et injuste ce mécanisme qui l’oblige, depuis 2011 et jusqu’en 2025, à vendre 100 térawattheures de sa production nucléaire au tarif de 42 euros le mégawattheure aux fournisseurs d’énergie qui le demandent. Et empêche EDF d’ « être payé au juste prix pour l’électricité qu’il produit « , regrette Alexandre Perra, le directeur stratégie et innovation du groupe.

De fait, lorsque les prix sont bas, les concurrents se fournissent sur les marchés. Mais quand ils se négocient, comme en 2019, autour de 55 euros le mégawattheure, ils se ruent sur l’Arenh. Ils ne sont pas les seuls. Enedis et RTE, filiales d’EDF, peuvent eux aussi acheter de l’Arenh pour compenser leurs pertes en ligne.

Consciente du déséquilibre, la Direction générale de l’énergie et du climat a lancé début 2020 une consultation sur une évolution de cette régulation, créée pour ouvrir le marché de l’électricité à la concurrence et pour satisfaire Bruxelles en proposant un corridor de prix et en incluant l’électricité de l’EPR. Des propositions qui sont loin de faire l’unanimité.

Réorganiser le groupe

Avec une dette de 41,1 milliards d’euros à la fin 2019, EDF a un problème pour financer de nouveaux investissements. Pour sortir de cette situation, une réorganisation du groupe en deux EDF, un bleu 100 % public et un vert avec 35 % du capital sur le marché, est étudié. Il s’agit du plan Hercule, qui devait être présenté au gouvernement à l’été 2020. Mais Jean-Bernard Lévy a lié sa proposition à une réforme de l’Arenh, qui patine.

Les partenaires sociaux du groupe, eux, sont vent debout. Ils dénoncent l’abandon de la notion de service public et une opération purement financière, qui aurait pourtant le mérite de sanctuariser l’activité de production électrique nucléaire et hydraulique, en rendant l’État français responsable des investissements. La crise sanitaire, qui compromet la production nucléaire du groupe pour les trois ans à venir, pourrait rendre ce plan plus urgent que prévu. À suivre.

Produire un SMR français

L’avenir du nucléaire n’est plus uniquement dans des réacteurs toujours plus puissants. Presque tous les pays nucléaires planchent sur la conception de petits réacteurs modulaires (SMR). Pionnier grâce à son savoir-faire dans les réacteurs nucléaires de propulsion des brise-glace, le russe Rosatom vient de mettre en service le premier SMR flottant, dans le port de Pevek, en Sibérie orientale.

Des Canadiens sont déjà en phase de certification par les autorités de sûreté de petits réacteurs de 70 à 300 mégawatts, que l’on pourrait assembler et qui pourraient remplacer des centrales électriques à base de fossiles dans des zones industrielles reculées. Américains, Coréens, Japonais et Australiens sont aussi sur les rangs.

Parti très tard, EDF a finalement lancé en juin 2018 un projet, Nuward, avec TechnicAtome, Naval Group et le CEA. Pour accélérer un peu, le consortium sollicite l’américain Westinghouse. Mais EDF assure encore qu’il n’y a pas vraiment de marché.

Produire de l’hydrogène décarboné

Emissions de gaz à effet de serre d’EDF en 2019

Le gouvernement a demandé à EDF d’être chef de file de la transition énergétique française. L’énergéticien vient de dévoiler un plan pour être neutre en carbone en 2050, sur ses émissions directes (scope 1), mais aussi indirectes (scopes 2 et 3). Pas si facile.

En métropole, il a fermé ses centrales au fioul, va fermer celles au charbon et ne produira plus que du nucléaire massivement décarboné, de l’hydraulique et des renouvelables. Mais en Outre-mer et à l’étranger, la production électrique d’EDF est encore très émettrice de gaz à effet de serre. De plus, en tant que fournisseur d’énergie, l’énergéticien vend beaucoup de gaz. Il s’est donc doté d’un objectif pour aider ses clients à renoncer aux énergies fossiles, qui passe notamment par l’usage de l’hydrogène vert, obtenu par l’électrolyse, dans l’industrie. EDF a même créé une filiale ad hoc en avril 2019, Hynamics, et a pris une participation au capital du fabricant français d’électrolyseurs McPHy, qui engrange ses premiers contrats en Europe du Nord. Reste à persuader les industriels français.

Construire six EPR

EDF a jusqu’à la mi-2021 pour déposer sur les bureaux du gouvernement son dossier argumentant la nécessité de construire trois nouvelles paires d’EPR en France. Si l’exécutif décidait de garder 50 % de nucléaire dans le mix électrique français après 2035, même en prolongeant les réacteurs à cinquante ans, voire à soixante ans, Il faudrait construire un nouveau parc. Sachant qu’il faut au moins dix ans entre la décision d’investissement et la mise en service. Construire six EPR coûterait au moins 46 milliards d’euros.
Reste à persuader le décideur public de la capacité de la filière à construire ce nouveau parc, avec des EPR 2 au design simplifié pour en faciliter l’industrialisation. C’est le véritable enjeu du plan Excell de reconquête de la confiance dans le nucléaire, présenté par EDF fin 2019.

Le gouvernement a par ailleurs demandé à RTE de plancher sur un scénario 100 % renouvelables. Et a déjà annoncé qu’il liait toute décision à la mise en service de Flamanville 3, c’est-à-dire pas avant 2023. Ce sera donc un autre gouvernement qui lancera le nouveau nucléaire… ou pas.

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