5. Grand Carénage, un programme très chargé

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.

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.

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.

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.

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’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.