Les 56 réacteurs du parc nucléaire français n’ont pas de limite d’âge technique ou réglementaire.
Le programme Grand Carénage a été lancé en 2015. Cet investissement financier et humain vise à prolonger la durée de fonctionnement du parc nucléaire en exploitation au-delà de 40 ans.
Au Royaume-Uni, Sizewell B lance le programme Durée de fonctionnement (Long Term Operation) pour prolonger l’exploitation a minima jusqu’en 2055.
Le Groupe EDF a lancé un programme d’investissement d’envergure pour prolonger la durée de fonctionnement de son parc en exploitation au-delà de 40 ans, avec l’ambition d’être une référence mondiale en termes de sûreté. Ce programme a un caractère exceptionnel par le volume et la complexité de ses travaux qui s’échelonnent sur plus d’une décennie. Il mobilise les CNPE, les ingénieries et l’ensemble des partenaires industriels. Les modifications sont réalisées lors des 4es visites décennales (VD4) de chaque réacteur des paliers 900 et 1 300 MWe et lors des 3es visites décennales pour le palier 1 450 MWe.
De manière similaire, EDF Energy lance le programme Long Term Operation (LTO) du REP de Sizewell B, en visant une exploitation a minima jusqu’en 2055.
Framatome a réalisé des investissements importants pour moderniser son site de fabrication d’assemblages de combustible de Romans-sur-Isère.
En France, la durée de fonctionnement d’un réacteur nucléaire n’est pas définie a priori. L’exploitant réalise tous les dix ans un réexamen périodique de sûreté (RP) pour vérifier la conformité de l’installation aux règles applicables et actualiser l’appréciation des risques pour la sûreté. La réévaluation de sûreté tient compte de l’état de l’installation, de l’expérience acquise durant l’exploitation, de l’évolution des technologies, des standards et des connaissances, dont celles sur le changement climatique et ses effets : 60 % des modifications sont réalisées lors des visites décennales (VD). Afin de lisser la charge de travail des VD4, des lots supplémentaires de modifications complètent le lot initial et sont programmés pendant les arrêts suivants.
Le programme Grand Carénage (GK) poursuit trois objectifs :
Le GK a réussi à fédérer l’ensemble des acteurs autour des préparations modulaires des arrêts de réacteur. Des diesels d’ultime secours (DUS) ont été mis en place et le déploiement des sources d’eau ultime est en phase finale sur chaque site. Malgré les perturbations de la crise sanitaire puis de la corrosion sous contrainte, le GK a maintenu son programme de déploiement.
Bien que ce bilan soit très positif, la charge de travail ne cesse de se densifier. Les dossiers de modification des premiers réacteurs ne sont pas livrés conformément aux canons de la préparation modulaire des arrêts. Les derniers remplacements de générateurs de vapeur (RGV) n’ont pas été maîtrisés : Framatome et la direction de projet ont engagé un plan d’action pour remettre sous contrôle cette activité. Les prochains RGV devront disposer d’un planning fiable, de compétences chantier à tous les niveaux de sous-traitance et d’une organisation renforcée, en préparation et en réalisation.
La disponibilité des pièces de rechange et la mise à jour de la documentation et des bases de données doivent encore progresser sur les sites têtes de série (TTS). Les formations, spécifiques à chaque modification, manquent encore d’intégration et n’apportent pas aux exploitants une vision d’ensemble. Le retour d’expérience des modifications doit aussi être amélioré.
Le programme GK inclut un large volet d’investissement patrimonial, fondamental pour garantir la prolongation de fonctionnement. J’accorderai une attention particulière à sa préservation.
Le 4e réexamen périodique (RP4) des 32 réacteurs du palier 900 MWe a conduit à un programme de modifications inédit des installations. La charge de travail est cinq fois supérieure à celle des VD3. Le renforcement de la défense en profondeur, dont le noyau dur post-Fukushima Daiichi, constitue une substantielle avancée de sûreté. La réalisation en 2019 de la tête de série VD4 du palier CPY (28 réacteurs) à Tricastin a été une réussite. Bugey, avec ses spécificités du palier CP0, a su intégrer avec succès le retour d’expérience de sa première VD4. Le déploiement des VD4 900 se poursuit sans recrudescence d’événements significatifs.
Au-delà des réussites du projet VD4 900, des enseignements doivent être tirés en vue des autres réexamens de sûreté. Le RP4 900 avait débuté tard. Les organisations ont dû être adaptées pour respecter les échéances de la TTS. Les dossiers de modification ont été livrés tardivement. Le programme de modifications, trop important, impose une intégration en trois phases. Entre deux VD, les équipes vivent un régime permanent de modifications des équipements et des référentiels d’exploitation. Ce régime n’est pas favorable à une bonne appropriation des installations et conduit à une saturation des organisations. La RP4 900 a donné lieu à de très nombreuses prescriptions techniques qui n’ont pu être anticipées du fait de leur parution tardive. Certaines modifications liées au risque tornade sont à reprendre, à quelques années d’intervalle, pour intégrer de nouvelles exigences.
Le projet VD4 900 doit à présent relever plusieurs défis. Dans un contexte de forte charge de travail, il faut conserver la cadence de déploiement sur l’ensemble du palier. La qualité de réalisation ne devra pas souffrir du rythme soutenu de livraison des équipements et de l’entrée de nouveaux prestataires. Il faudra également savoir clore le projet en renonçant à des modifications dont l’idée pourrait tardivement voir le jour.
J’apprécie les initiatives de la DIPDE (Division de l’ingénierie du parc et de l’environnement) pour améliorer ses méthodes de travail, comme l’industrialisation des dossiers de modification par le projet NOM’ING et le développement d’une maquette numérique hybride. Celle-ci ne saurait remplacer la présence des équipes sur le terrain.
En anticipation des arrêts, les modifications sont réalisées à 70 % réacteur en fonctionnement (TEM), ce qui complexifie l’exploitation et accroît la charge de travail des opérateurs en salle de commande, notamment la gestion de nombreuses inhibitions de capteurs incendie peu favorable à la sérénité. Les dérogations aux spécifications techniques d’exploitation (STE) ont augmenté. Le planning d’activité s’est alourdi et sa fiabilité s’est dégradée. Les cumuls d’événements compliquent la programmation des automaticiens qui doivent réaliser des activités normales en horaires décalés. J’attends que les constats de l’étude FOH (facteurs organisationnels et humains) menée à Tricastin soient pris en compte.
Le passage aux référentiels VD4 n’est pas neutre non plus pour les plans de chargement du combustible. Les dossiers de sûreté des recharges nécessitent des moyens de calcul significativement plus lourds et, dans 25 % des cas, des reprises du plan de chargement (cf. chapitre 7).
La MNH est un dispositif numérique léger qui met à disposition des plans d’installation en 3D. Elle couple des scans 3D des installations avec des photos permettant de donner du relief aux plans d’installation avec un degré de précision au 10e de mm. Disponible pour chaque tête de série des paliers CP0, CPY, P4 et P’4, elle est en cours de constitution pour le palier N4. Utilisée en complément des enquêtes de site, la MNH assiste la DIPDE, le CNEPE (Centre national d’équipement de production d’électricité) et leurs bureaux d’études partenaires en phase de développement des modifications. Elle est aussi utilisée par l’UFPI et l’exploitant.
Le RP4 (4e réexamen périodique de sûreté) du palier 1 300 MWe ambitionne une amélioration de sûreté au moins équivalente à celle des RP4 900. EDF a mieux anticipé les VD4 1 300 en comparaison des VD4 900 dont le programme avait été impacté par les enseignements de l’accident de Fukushima Daiichi.
La première année de déploiement (2026) sera exceptionnellement chargée. EDF fait face à un challenge inédit avec un déploiement sur 25 % du palier 1 300 MWe en deux ans alors que plus d’un an avait été ménagé entre la TTS (Tricastin 1) et la VD4 du deuxième réacteur (Dampierre 1) du palier 900 MWe CPY. Une organisation devra être mise en place pour capitaliser de façon réactive le retour d’expérience des premières réalisations. La charge de travail est hors norme à Paluel qui réalisera en 18 mois deux VD4, dont la TTS du palier, un RGV et des remplacements de coudes du circuit primaire. Saint-Alban se prépare aussi à un programme industriel d’ampleur. De 2027 à 2029, le site réalisera deux VD, un RGV ainsi que la TTS du lot B. Si toutes les dispositions organisationnelles semblent prises, ces sites pourraient être mis en difficulté et je suggère de renforcer l’appui prévu.
La gouvernance des réexamens de sûreté des installations s’est structurée depuis 2021 entre EDF et l’ASN (Autorité de sûreté nucléaire). Le retour d’expérience du RP4 du palier 900 MWe a été mis à profit. Les modifications seront limitées à deux lots et non plus trois et les évolutions documentaires calées sur les lots et non plus sur un échéancier calendaire. Le périmètre du premier lot de modifications a été validé par l’ASN à l’été 2023. Je considère nécessaire de contenir le volume du second lot et aussi d’éviter les modifications qui n’apporteraient que de trop faibles gains de sûreté. L’avis générique de l’ASN sur le programme VD4 1 300 sera rendu six mois avant la réalisation de la TTS de Paluel alors qu’il avait été rendu après la VD4 de Tricastin, TTS du palier 900 MWe.
Dans un souci d’efficacité, le projet associe les sites dès la conception pour orienter au mieux les choix techniques. Des plateaux de travail collaboratifs regroupent l’ingénierie de la DIPDE et les trois sites TTS Paluel, Cattenom et Saint-Alban. Ils fonctionnent déjà en régime nominal. Les Jeudis de la VD4 complètent le dispositif, cadencent le projet et apportent une vision d’ensemble très appréciée.
Néanmoins les premiers dossiers de modifications seront livrés trop peu de temps avant les TTS. Pour pallier ce retard, les sites n’auront d’autre choix que de renforcer leur préparation d’arrêts et la coordination des activités à réaliser, réacteur en fonctionnement. L’accompagnement par la DIPDE des sites TTS devra être adapté en conséquence et prendre en compte l’éloignement géographique.
Les défis à relever par les ingénieries du Groupe (DIPDE, CNEPE et DT) sont multiples. Il faut d’abord tendre vers « le juste nécessaire ». Je réitère ma recommandation de 2022 quant à la nécessité de réduire, avec l’ASN, la liste des modifications considérées pour les VD4 1 300 et les VD3 du palier N4, au regard des bénéfices de sûreté escomptés. Les études devront être pilotées de manière rapprochée pour tenir les échéances. Des palliatifs devront être trouvés pour compenser les ressources d’ingénierie qui n’ont pu être redéployées du projet VD4 900 vers le projet VD4 1 300, du fait d’une charge de travail très soutenue. Les cahiers des charges destinés aux partenaires industriels devront être émis au plus tôt afin de les associer dans la séquence d’ingénierie. Ils pourront ainsi contribuer à la définition des solutions techniques et anticiper les approvisionnements sensibles de la chaudronnerie et des câblages. Enfin, la cascade de sous-traitance devra être scrupuleusement suivie sous l’angle de la qualité et de l’échéancier de livraison des équipements.
L’ECOT contribue à démontrer que les réacteurs sont conformes à leur état de référence. La démonstration est apportée par des contrôles spécifiques in situ des ouvrages et des équipements, ainsi que par la vérification de la déclinaison du référentiel documentaire applicable. Méthodique et sélective, l’approche repose sur la prise en compte des exigences réglementaires dans les documents de référence et opérationnels du site, et sur des vérifications par sondage. Objectif : permettre à l’exploitant de s’engager sur la conformité de son installation et formaliser cet engagement sur la base d’éléments tangibles et vérifiables.
Le projet VD3 du palier N4 a été lancé en 2021 dans une logique d’alignement « 4 4 3 » avec les VD4 900 et les VD4 1 300. Le palier N4 bénéficiera des dernières modifications de sûreté dès les VD3, sans attendre l’échéance du 4e réexamen de sûreté. La TTS est programmée en 2029 à Chooz, sur la base des modifications du palier 1 300 MWe prises en référence. Les bilans de puissance des diesels d’ultime secours méritent une attention particulière.
Les modifications des VD s’inscrivent dans une approche d’amélioration de sûreté incrémentale de nos installations, avec un incrément très significatif en VD4 pour les rapprocher des standards les plus élevés de l’EPR. L’accent devra porter désormais sur la qualité d’exploitation et l’investissement patrimonial. Le périmètre des VD5 devra se limiter à l’examen de conformité et au changement climatique (cf. chapitre 6). Le maintien de la qualification aux conditions accidentelles (MQCA) pour le passage des 50 ans concerne principalement les matériels électriques auxquels il faudra consacrer les moyens nécessaires. Le projet VD5 devra être rapidement gréé en ressources et compétences.
Les défis techniques relatifs à la durée de fonctionnement concernent principalement les cuves, les coudes moulés du circuit primaire et les enceintes. Je note avec satisfaction que le dossier ségrégation carbone est en cours de clôture. Je salue aussi l’initiative conjointe de l’ASN et d’EDF d’anticiper l’instruction du dossier durée de fonctionnement du parc en exploitation.
Quatre cuves du palier 900 MWe nécessitent des justifications particulières. Les enceintes de confinement de trois sites (deux 1 300 MWe et un N4) méritent un traitement spécifique. Pour les coudes moulés des circuits primaires, des pistes alternatives à la justification par calcul sont explorées. Le cas particulier du risque sismique du site de Cruas (suite du séisme du Teil) devra être analysé avec pragmatisme, en veillant à traiter les scénarios les plus extrêmes avec des méthodes adaptées.
EDF R&D a lancé en 2019 une démarche pour identifier les verrous techniques à une exploitation de long terme. Des comparaisons sont en particulier réalisées avec les États-Unis qui ont déjà octroyé des extensions de licence d’exploitation à 80 ans, les 60 ans étant acquis pour les réacteurs qui en ont fait la demande. Cette initiative tend à favoriser une approche plus patrimoniale que réglementaire. A titre d’exemple, des travaux sur les méthodes d’analyse mécanique sont lancés par la R&D d’EDF pour évaluer les marges sur les durées de vie des cuves par des méthodes d’analyse numérique à l’état de l’art. Une modification pour chauffer l’eau du circuit d’injection de sécurité permettrait également de dégager des marges dans le domaine de la rupture fragile des cuves.
La comparaison avec les pratiques internationales doit également aider à trouver des solutions réalistes. EDF a organisé en septembre 2023 un symposium, regroupant les principaux acteurs nucléaires mondiaux, sur le thème de la durée de fonctionnement. Il en est ressorti qu’aucun n’identifie de verrou rédhibitoire à une poursuite d’exploitation au-delà de 60 ans. En France, nos méthodes sont, dans certains cas, extrêmement pénalisantes par rapport aux pratiques internationales.
De plus, au regard du retour d’expérience, il faut ajuster le programme d’inspection exploratoire pour suivre le comportement des matériaux et des équipements dans certaines zones où l’on ne redoute pas de défauts a priori.
Vercors est un bâtiment réacteur (BR) type P4 à l’échelle 1/3. Cette maquette permet d’anticiper les évolutions (fluage, évolution de défauts, diffusion de l’eau du béton) d’un BR dont l’état de finition est représentatif des réacteurs d’EDF. Le temps est accéléré d’un facteur 9.
Vercors représente aujourd’hui un BR qui aurait environ 70 ans. Ses critères de taux de fuite de l’enceinte restent respectés. Ses évolutions dimensionnelles et son taux de fuite tendent à se stabiliser dans le temps. Aucun point de faiblesse particulier n’est à noter que ce soit sur la précontrainte ou sur l’apparition de zones de fuites singulières, notamment au niveau du radier, de la couronne supérieure, des traversées ou du tampon matériel.
L’ingénierie du parc en exploitation (DIPDE), confrontée à un volume de travail très important, croît en effectifs chaque année et sous- traite plus qu’à l’accoutumée pour suivre la cadence. Trop détaillés et prescriptifs, les référentiels applicables aux modifications des installations sont très contraignants. Le délai minimal de déploiement des modifications entre la décision de réalisation sur les bases d’un basic design et la première mise en œuvre est de trois ans. Ce délai contraint les calendriers imposés et déjà tendus.
La charge de travail ne cesse de s’accumuler. Le déploiement des VD4 900 bat son plein avec un volume d’activité qui diminue moins vite que prévu avec les lots B et B complémentaire. Pour le palier 1 300 MWe, alors que les instructions des RP3 ne sont pas définitivement closes, le programme d’ingénierie du RP4 est lancé à plein régime avec un déploiement des modifications dès 2026. Le RP3 du palier 1 450 MWe et le RP5 du palier 900 MWe vont prochainement se rajouter. L’effet d’empilement doit être maîtrisé pour rendre soutenable la charge de travail de toutes les parties prenantes : ingénierie EDF, exploitant, partenaires industriels, ASN et IRSN. Dans la continuité de ma recommandation de 2022, je préconise de développer, en lien avec l’ASN, une culture du « juste nécessaire » et d’utiliser la méthode de « pesage des enjeux sûreté » pour hiérarchiser et prioriser les modifications et aussi renoncer à celles qui n’apportent que des gains de sûreté marginaux.
François Roussely préconisait dès 2010 que « la seule logique raisonnable ne peut pas être une croissance continue des exigences de sûreté » […] et qu’il fallait « associer au mieux exigences de sûreté et contraintes économiques, en incluant une vision internationale, a minima européenne ».
Le programme industriel des sites en exploitation s’est fortement densifié ces dernières années. Le volume des RP4 avec son cortège de modifications nous a éloignés de l’approche historique de « saut durant les visites décennales » pour tendre vers un régime de modifications en continu. Les sites à quatre et six réacteurs du palier 900 MWe enchaînent les modifications en permanence, sans atteindre d’état homogène et stabilisé avant de réenchaîner avec le RP5.
A cela se sont ajoutées la pandémie puis la corrosion sous contrainte. La programmation des arrêts a atteint un niveau d’instabilité trop important pour le déroulement serein d’un programme industriel d’une telle ampleur. Le contexte s’est tellement complexifié que les tranches avec un cycle combustible de 18 mois ne peuvent plus bénéficier de temps de pause avec des arrêts pour simple rechargement.
Je salue les initiatives communes d’EDF et de l’ASN pour maîtriser et alléger la charge de travail des réexamens périodiques. Une vision pluriannuelle permet d’identifier les zones de congestion. Un pilotage entre EDF et l’ASN aide à arbitrer et à mieux faire avancer les dossiers. Enfin, le groupe de travail Maîtrise de la charge a permis d’optimiser l’instruction de certaines demandes de l’ASN. Pour le RP4 1 300, EDF a aussi proposé de simplifier les instructions des études des modifications similaires à celles du palier 900 MWe, en fonctionnant sur la base d’avis d’expert et par transposition des conclusions d’études déjà réalisées.
Le REP (réacteur à eau sous pression) Sizewell B, fleuron de la flotte d’EDF Energy, a été mis en service en 1995. Il bénéficie d’une conception très robuste. Certaines études du rapport de sûreté ont été réalisées pour 40 ans, le site a donc engagé le programme LTO (Long Term Operation). Les investissements s’échelonnent sur une dizaine d’années en visant 60 ans d’exploitation ou plus. Les sites américains de Callaway et de Wolf Creek, homologues de Sizewell B, ont déjà obtenu une extension de leur licence d’exploitation à 60 ans.
Le site, avec l’appui de Nuclear Operations, a structuré le projet LTO dont le périmètre est en cours de définition. Je m’assurerai que les modalités de financement n’influenceront pas les choix de sûreté et n’impacteront pas leur bonne exécution. J’ai noté que l’Autorité de sûreté britannique (ONR) était associée à la définition du programme. Les ressources et compétences pour mener à bien ce projet représentent un enjeu majeur. Une organisation spécifique a été créée, les recrutements d’ingénierie ont été lancés par le site et par la Joint Technical Organisation. La capacité du site, du Corporate et des industriels à respecter les jalons demeure le principal défi. Je salue l’initiative de programmer d’ici à 2030 une mission d’accompagnement de la démarche par l’AIEA (Agence internationale de l’énergie atomique), baptisée SALTO.
Les sites voisins de Sizewell B et C partagent des enjeux communs de sûreté dont les modalités de traitement devront être cohérentes. Le risque d’éjection d’ailette de turbine et les hypothèses d’inondation devront être travaillés de concert.
Pour le parc des réacteurs AGR, les dates de fin d’exploitation restent inchangées, à l’exception de celles de Heysham 1 et de Hartlepool maintenant prévues en 2026 ±1 an. Le programme d’investissement de ces deux sites a été révisé en conséquence et doit être exécuté.
L’AIEA propose aux États membres des missions SALTO (Safety Aspects of Long Term Operation) : un examen de sûreté complet qui porte directement sur la stratégie et les éléments essentiels à la sûreté de l’exploitation à long terme des centrales nucléaires. L’évaluation des programmes et de la performance est effectuée sur la base des normes de sûreté et d’autres documents d’orientation de l’AIEA. Les missions sont menées par des pairs qui en vérifient le respect et rédigent, le cas échéant, des recommandations. Ces missions permettent aussi au personnel de la centrale de partager leurs pratiques de travail avec des experts, elles renforcent la confiance du public et procurent une aide dans la procédure de renouvellement ou d’extension d’autorisation d’exploitation.
L’usine de fabrication de combustible de Romans-sur-Isère a transmis à l’ASN, en 2023, son dossier de 3e réexamen de sûreté. Les travaux qui en découleront et la résorption des écarts de conformité devront être soldés fin 2025.
Les principales mises à niveau des installations ont déjà été réalisées dans le cadre du précédent réexamen de sûreté et du post-Fukushima Daiichi. Elles ont notamment conduit à créer de nouvelles installations de fabrication de combustible de réacteurs de recherche qui seront mises en service courant 2024.
Compte tenu de la nature des activités industrielles du site, de sa situation géographique et des investissements déjà réalisés, le changement climatique ne devrait pas conduire à de nouvelles modifications ces prochaines années.
La stabilité des programmes des réexamens périodiques RP4 1 300 et RP5 900 étant une condition essentielle de réussite, je recommande aux directeurs de la DPNT et de la DIPNN de travailler avec l’ASN pour définir les modalités d’instruction afin de maîtriser les différentes séquences d’un réexamen, notamment en figeant les hypothèses et méthodes, au plus tard au moment de la revue « corps d’hypothèses ».
RECOMMANDATION |
La stabilité des programmes des réexamens périodiques RP4 1 300 et RP5 900 étant une condition essentielle de réussite, je recommande aux directeurs de la DPNT et de la DIPNN de travailler avec l’ASN pour définir les modalités d’instruction afin de maîtriser les différentes séquences d’un réexamen, notamment en figeant les hypothèses et méthodes, au plus tard au moment de la revue « corps d’hypothèses ».