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Flamanville
3 ainsi que
sur les généateurs de vapeur’
de remplacement des centrales
existantes.
Comme l’a
clairement
indiqué
le Directeur d’AREVA NP (la
branche
réacteurs d’AREVA)
nommé
au début septembre
2015 et qui
possède une
bonne expéience dans
ce domaine de
par ses
fonctions antéieures
au sein d’ARCELOR
MITTAL, cette s ituation n’a
rien
d’inéuctable, mais requiert un plan de redressement d’ampleur conduire
vigoureusement
sur
plusieurs
ann ées (3
à
4 ans) pour retrouver une situation au niveau d’excellence requis.
3-
Les forces d’in génie rie
L’une des
raisons majeures
de
l’opéation
d’acquisition d’AREVA
NP par EDF est
de pouvoir
rapprocher physiquement
au sein d’une même structure les compéences d’ingénierie
pour
les nouveaux réac teu rs d’EDF et celles
d’AREVA
NP .
Cet
objectif est fondamental
pour
pouvoir accééer la réso lution des nombreux sujets d’interfaces entre le péimètre usuel
d’AREVA
NP
la
chaudière) et
celui
d’EDF les
systèmes
environnant
la
chaudière
contrôle-
commande, ventilation, traitement
des
fluides, système centralisé
de refroidissement,
... .
En effet,
la
complexité de
la
gestion
de
ces
interfaces, due la séparation des équ ipes
d’ingénierie, explique en
bonne
partie les difficultés
de
conception
d’origine de
Flamanville
3.
Or
rassembler
au
même endroit entre 1000 et
1500
personnes, provenant pour moitié
de
chaque sociéé va demander
un effort
managéial de premier ordre pour harmoniser les
pro cédures
et
méhodes,
les outils
informatiques,
les
pratiques
de
travail,
tout ce qui in
fine
constitue la culture
d’ingénierie d’une entreprise.
Il
est évide mm ent difficile de prédire le
temps nécessaire
pour
une telle fusion des compéences, absolument nécessaire,
mais
une
durée de 2
3
ans ne
paraît
pa s
superflue avant
que
cette
ing énie rie
commune
n’atteigne
son
régime de
croisière
et
soit en
capacité
de
déivrer la performance
requise.
4- L’optimisation
du
modèle
EPR
Rapidement
conscients
des
lacunes de
la conception initiale
d’EPR
que ce soit au travers de
l’expéience de
Flamanville 3
ou
de celle d’Olkiluoto 3 en Finlande), EDE et AREVA
ont mis
sur
pied dès 2012, une
petite
équipe commune de
20
30
ingénieurs expéimentés, travaillant
sur un même plateau en
mode
projet et chargés de réléchir la simplification et
l’améioration
de
la
constructibilité
de
l’EPR2.
Après
4 ans de
travail rigoureux, cette
équipe
a
retenu une vingtaine
d’évo lutions ,
conduisant une optimisation poussée du design initial
dans le
sens de
la simplification et de la facilitéde construction et donc de la réduction
des
coûts.
Les demandes les
plus
insistantes de l’autorité
de
sûretébritannique
ont
éga lem ent
ééntégrées.
La
perspective
de
disposer vers
2018/2019
d’un design plus simple, plus rapide
lii s’agit
d’équipements
de 300 tonnes
pièce dont
le
remplacement sur
certaines centrales
fait
partie du
programme
Grand Carénage
2 D’une
certaine manière,
cette
équipe
a éé
le
précurseur
du rapprochement
des ingénieries
mentionnéau
§ 3
2
-
8/18/2019 Hinkley Point.pdf
3/12
construire et
donc
moins cher, est
désormais
très crédible,
comme
l’indique le
rapport de
la
revue
conduite
en décembre 2015 par Yves Bréchet, Haut Commissaire l’Energie
Atomique.
Ce point est
crucial
pour EDF et pour
le nucléaire
français. En effet, en parallèle de la
prolongation
de la durée
de
fonctionnement
au-delà
de 40
ans
d’une première tranche
du
parc nucléaire existant, que
la
Programmation Pluriannuelle de l’Energie devrait acter, il
sera
bientôt temps
d’amorcer,
un
rythme
lent, le renouvellement
de
ce parc
existant
par
des
réac teu rs plus modernes de
Généation 3.
A
cet égard , il est utile de se rappeler que c’éait
l’objet
même
du
lancement du
« démonstrateur » EPR de Flamanville
3
en 2007 que préparer ce renouvellement. Même
si
la
construction
du
démonstrateur s’est
avéée
nettement plus laborieuse que prévue, il est
bien
en
train de jouer son rôle, savoir:
o
mettre
au
point
le
modèle
EPR
o reconstituer
le tissu des compéences
industrielles
Dès
lors,
la question
de
l’engagement d’une mini-séie
de
4 6 centrales «
EPR
optimisé »
d’ici
la fin de
la
décenn ie se pose. Une telle
séie,
dont les
«
premières
pierres » pourraient
s’éaler entre 2020/21 et
2025,
pour des mises en
service
éalées entre 2028 et 2030/31,
présente rai t bon
nombre
d’avantages
a.
elle
permettrait,
en évitant
un nouveau «stop
and
go
», de donner
au tissu
industriel
français la visibilité environ 10 ans) dont il a besoin
pour
s’engager durablement
dans
ce secteur et d’éviter le déitement des
compéences
patiemment recons tituées
depuis
2005
b. elle permettrait éga lem ent
EDF de
continuer à attirer
de
jeunes ing énieurs dans ce
secteur,
pour
lequel
les seules perspectives de
l’exploitation
du parc existant sont
insuffisantes,
comme
le montre clairement l’exemple
de
la Belgique.
c.
Enfin, elle conforterait le modèle
EPR
comme le design Généation
3
de rééence
mondiale
pour
la gamme de forte
puissance
1700
MWe
et mettrait, de ce fait,
l’équipe
de
France
du
nucléaire
et
les
PME/PMI
du
secteur
en
excellente position
pour
des projets exports
Il n’est pas
inutile
de
noter
qu’en cohéence
avec
le plafond
de capacité
nucléaire fixépar
la
loi Transition Energéique, la mise en service de cette séie irait de pair avec l’arrêt progressif
et
programmé
partir de
2028, d’une première séie
de
centrales existantes
autour
de leurs
50
ans.
NB
a contrario, en l’absence
d’engagement
de ce premier palier limité
de
nouvelles centrales
«
EPR
optimisé
»,
la Fronce courrait le très
grand
risque de se trouver marginalisée
sur
la
3
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4/12
scène internationale, en tardant
à
engager sur sari sol
une transition,
même lente, vers la
Généation 3,
qui sera demain le standard international en matière de sûreté
5-
L’heure
des
choix
Un tel
choix stra tégique,
vital pour conserver dans la durée l’avantage compéitif du
nucléaire
pour
la
France et son économie, conduit
évidemm ent considéer le projet Hinkley
Point sous un tout autre angle.
En effet,
engager
aujourd’hui
le
projet
Hinkley Point
C, dans
le
contexte technique et
industriel
décrit plus
haut, reviendrait pour
la France, à
se
fermer de
facto l ’option d’amorcer
au
tournant
de la
décennie, le renouvellement
de son
parc nucléaire,
dont
on mesure bien
tous
les avantages stra tégiques.
En
revanche,
un
décalage
de
3
4
ans
permettrait
de
reprendre
le
projet
Hinkley
Point
sur
la
base
d’un design « EPR optimisé» dans
le
cadre d’une séie
franco-britannique
de 6 à 10
tranches (4 6
en
France plus
Hinkley Point
C plus Sizewell C).
Ce décalage n’impacterait
pas, dans
les
faits,
la politique
énergéique low carbon du
Royaume-Uni, qui est une politique de long
terme.
En
effet,
dans le cadre d’une telle séie
franco-britannique, le
premier « EPR optimisé» pourrait
être mis
en service au Royaume-Uni
vers 2030, soit
seulement
2
3
ans plus tard que la date de mise en service réalis te au plus
tôt
= 2027) de la première unitéd’Hinkley Point C,
si
le projet éait lancé
prochainement.
6-
Synthèse
Pour résumer, tant l’éat de complexité
déà
atteint par l ’EPR
UK ,
l’évidente nécessité
d’optimiser le modèle
EPR
initial,
en le simplifiant et en le rendant plus
aisémen t
constructible, et
le besoin de
remettre
niveau
les
capacités de
fabrication d’AREVA et
de
réussir la fusion
des
deux ingénieries ,
militent pour
un
instant
de raison
conduisant
à déca ler
le projet Hinkley Point C et le
reprendre
d’ici 3 4
ans
dans le cadre
d’une
séie franco
britanniques de réacteurs
« EPR
optimisés». En bref, le choix paraît être aujourd’hui du
lancement
d’une coopéation franco-britannique dans le nucléaire civil
dans
une
aventure
industrielle
type
Airbus
»
plutôt
que
du
type
«
Concorde
».
4
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5/12
AN
N EXE
Conséquences
sur
la
sécurité
d’approvisionnement
en éectricitéau Royaume-Uni
La péiode
2025-2030
apparaî t comme un
m om ent critique pour la
sécurité
d’approvisionnement
en éectricité
du
Royaume-Uni,
avec
l’arrêt
d’une
grande partie des
centrales
de base
au charbon et un risque sur
la
prolongation
du
fonctionnement des
réac teurs nucléaires actuels. Le décalage temporel
de
quelques ann ées
de
la mise
en
service
des
réac teurs
de
Hinkley Point
C pourrait donc de ce point de vue
engendrer
des
risques
supplémentaire s.
Pour
autant, le
Royaume-Uni
ne se trouverait pas démuni dans
la
mesure
où il pourrait
recourir un peu plus à la production d’éectricitéà partir
de
gaz,
qui est
déà
partie intégrante
de
la
stratégie
du
UK
pour
réduire les
émiss ions
de gaz
effet
de
serre
en
venant
se
substituer
aux
centrales
au charbon cf
document Gas Generation Strategy
publié
par le
DECC
en Décembre
2012).
Par
ailleurs,
il
existe un
autre
levier,
pour
l’heure
peu mis
en avant,
qui consisterait
à profiter
plein du
développement
des interconnexions
éectriques
entre le
UK
et
les
pays
de l’autre
côtédu
Channel
ou
de la
mer
de Norvège.
Comme le
montre le site de
l’OFGEM,
pas
moins
de 7 GW
de
capacités soit l’équivalent de la puissance de 4
EPR
) sont en cours
de
développem ent, avec des
dates
de mise
en exploitation commerciale) échelonnées entre
2018 et 2022.
La
moitié
de
ces capacités 3,4 GW, soit la capacité d’Hinkley
Point C)
proviennent
de
France.
Pour
combler
ce
décalage
de
quelques
années ,
le
gouvernement
britannique pourrait
toujours convenir
c avec EDF
de
mettre
en
place
des contrats
temporaires
de livraison
d’éectricitépour des volumes
suffisants et garantis et à des prix
convenus,
indexés sur la
performance du
parc nucléaire français.
Conséquences pour le
partenaire chinois
L’intéêt
des
chinois pour
le projet
Hinkley Point tient d’une
part
la vitrine
occidentale
que
leur
participation leur offre et la contrepartie consentie par
EDF de
soutien à
leur
modèle
de
réacteur
de moyenne puissance, dénomméHualong le Dragon).
Il
est
vraisemblable
que la Chine ne serait pa s très satisfaite, au premier instant, d ’un
décalage
du
projet Hinkley Point
C.
Pour autant,
la
perspective
du
développement court
terme d’un
« EPR optimisé
», plus
simple
et
moins
cher, et du lancement d’une
séie franco
britannique
basée
sur ce modèle, devrait
être
de nature modéer fortement leur éventuelle
réac tion.
En
effet, du
fait de sa puissance
unitaire
éevée 1700
MWe), caractéistique
unique dans le
monde,
EPR
et
sa
version
optimisée
revêtent
un
très
grand
intéêt
pour
les
compagnies
5
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éectriques chinoises et
notamment pour
CGN, le
partenaire historique
d’EDF). D’une part
Celles-ci
sont
sont
déà
confrontées à
une
limitation
du
nombre
de
sites disponibles une
puissance unitaire
de
1700 MWe, contre 1200 MW e
pour
les autres design améicains,
russes ou
même domestiques,
est donc fort appréciable . D’autre part,
le rythme
souhaité
de
croissance
de
la puissance nucléaire instal lée, qui est très
ralenti
depuis 4 ans suite à
l’accident de
Fuskushima,
sera plus
rapidement retrouvé
avec
un réacteur de forte puissance
comme
EPR
ou « EPR optimisé
»)
qu’avec des designs
de
moyenne puissance.
Une
coopéation stratégique
entre
EDF et les compagnies chinoises
pourrait
donc se
nouer
autour du développement d’une séie d’EPR optim isés en
Chine, en
parallèle
de
la séie
franco-britannique.
Cette coopéation
entre France,
Royaume-Uni
et Chine sur le modèle EPR
optimisé
et non
pas
sur
l ’EPR UK actuel, trop complexe, trop
cher,
et
non exportable)
permettrait de
créer
le
standard
mondial
de réacteur Généation 3
de
forte puissance,
avec
toute la résonance qu’un tel standard
aurait
sur
la
scène internationale.
6
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Hinkley Point en
10
Questions
1. Pourquoi le
financement
n’est-il
pas
bouclé?
Le
financement
n’est
aujourd’hui pas bouclé
parce
que le projet est la fois trop cher et
trop
risqué
Les
bons
projets n’ont jamais de problème de financement. Ceci est d’autant
plus
vrai
aujourd’hui
que
la
f inance met
disposition
de
l’économie
beaucoup
d’argent
bas taux. Les
difficultés de financement reflètent
le
fait que les
investisseurs ne
sont
pas
convaincus
du
produit
EPR,
et
n’ont
pas confiance ni dans le CfD ni dans les
prix de
marchéde gros
de
l’éectricité
pour
assurer la rentabilité
du
Projet. Les investisseurs
industriels
potentiels non plus, puisqu’aucun ne souhaite
investir
dans
le projet, à
commencer
par
Centrica, le
partenaire
d’EDF
dans
EDF Energy qui
a
déclinésa
participation
il ya
plusieurs
années . Seuls les
chinois,
et
ce,
des conditions
prééentielles, acceptent d’investir
dans la
perspective de
pénérer
le
marché europ éen.
2.
Ou en
sont
les discussions avec l’Etat?
L’Etat n’a
absolument
ni les moyens, ni l’envie d’augmenter les
fonds
propres
du
Groupe
EDF. Pour ce qui est
du seul
domaine nucléaire , le
dossier
urgent
du
moment pour l’Etat,
c’est
AREVA
pour lequel l’Etat doit impéativement trouver 5 Milliards
d’Euros
pour
éviter la faillite du Groupe et
terminer
le chantier 0L3
en
Finlance. Pour ce qui d’EDF,
l’Etat
répète l’envie
EDF de
réduire ses charges
d’exploitation
et
met
éga lem ent sur
la
table
la renégocia tion
du
statut
des
personnels
des
IEG cf les déclarat ions
du Ministre E.
Macron à l’Assemb lée Nationale). Quant à l’ouverture
du
capital
de
RTE, elle
n’est
ni
prête ni même séieusement éudiée. Quand bien même elle se ferait, rien ne prouve
que les fonds ainsi dégagés soient
pour
EDF.
3. Pourquoi
attendre la
mise en service de Flamanville et de Taishan
pour
démarrer ce
proiet?
Rappelons qu’il s’agit du
-
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4. Pourquoi ne pa s
attendre
l ’EPR Nouveau
Modèle
sur lequel
planchent
les équ ipes
d’EDF
et AREVA
Attendre
l ’EPR Nouveau
Modèle
conduit un
déca lage de
l’ordre de
4
ans de la date
du
premier béon HPC et
de
l’ordre de 2—3 ans
environ
2030) pour
la
mise sur le réseau
du premier réac teur . Encore faut-il s’assurer
qu’il
s’agit bien
d’un
EPR
et non
d’un
Nouveau Modèle
...
sous
peine
de
recommencer
une mise
au
point
qui
nous
a
déà
tellement
fait souffrir Cela permet de « déisquer » le
projet
en intégrant les
nécessaires
simplifications
du
design,
en
intégrant proprement les
retours
du
démarrage
des EPR
en
cours, en laissant un peu de temps aux ingénie ries EDF et AREVA
de
s’organiser et aux
usines
d’AREVA
de remettre
de
l’ordre dans leur organisation
qualité
nucléaire. En outre, cela permettrait
de
construire un palier d’EPR franco — britannique
réaliser au
cours de la
prochaine décennie, et
ainsi
de
bénéicier de l’effet
de séie.
4
EPR
en
France
et 4
EPR
au
UK permettent d’obtenir réellement la pleine mesure de
l’effet de
séie, ce qui ne
peut
qu’être que très bénéique sur le plan économ ique.
Enfin, s’il
en
éait
réellement
besoin,
ce
déca lage
de
2—3
ans de
l’arrivée
sur
le
réseau
anglais des premiers
EPR
peut être facilement compensé par de l’éectricité nucléaire)
grâce aux 7 GWel d’interconnexion sup pléme nta ire qui vont rel ier l ’Angleterre au
continent
France, Belgique,
Danemark
et Norvège) d’ici
tout
au plus 5 —
6
ans. EDF peut
sans
la moindre
difficulté
prévoir
et
garantir l’exportation
de
l’éectricitécorrespondante
et nécessaire au
UK .
5.
Qu’est ce
qui
dit que ce ne sera pa s
un
«
Flamanville
» bis?
Flamanville 3 a ééancéavec un objectif
de 4
Milliards d’Euros 2015) et une durée de
construction
de 54
mois
I
...
aujourd’hui
réévalué
à
10,5
Milliards d’Euros
et
11
ans,
soit
2,5
fois le budget et la durée de
construction.
Hinkley Point
part avec
un objectif
de 24 Milliards
d’Euros répartis 14
pour
la
tranche
et 10
pour
la
tranche
2) et
une
durée de
construction respectivement de 78
et 72
mois
pour
les tranches 1 et 2.
Le
coût objectif
éant 3 fois supéieur celui
de FA3, il
ya
peu
de chances de
multiplier
à
nouveau ce
coût
par
2,5.
Pour ce qui est
de
la durée de
construction,
l’objectif est
par
contre
nettement
plus ambitieux.
En effet, il s’agit d’améiorer de 2
ans
le planning
réalisé
en
Chine, alors
que
celle-ci
bénéicie
de
conditions
de
travail,
d’expéience
de
construction nucléaire et de capacités de mobilisation
de main d’oeuvre tout
autre que
celles que
l ’on connait
en Europe et tout
particulièrement
en
Angleterre.
Si l ’EPR UK
bénéicie du
REX de préabrication
pour
le
Génie
Civil,
les
taux de
montage
éectromécanique retenus restent très
ambitieux, près
de 2 fois ceux réalisés Taishan
Taishan
2
ne faisant
apparaitre
aucune améioration par rapport Taishan 1) et 4 fois
ceux réalisés à FA3.
6.
Pourquoi avoir lancé une
revue
des
risques
et
quelles
sont les
conclusions
du Rapport?
4
-
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9/12
Réaliser une
revue
des
risques
pour tout projet, et
ce , régulière ment,
est une
bonne
pratique
en
terme
de maitrise
de projet.
Elle permet
d’identifier
les
principaux risques et
d’y
remédier lorsque c’est possible. Ceci dit, il ne suffit pa s
de faire une
revue
des
risques
et d’y présenter des remèdes
pour
que
le
Projet soit
sous
contrôle.
En
l’occurrence,
il est
recensé4 familles de risques:
Juridiques, en l’occurrence solidité
durable du
CfD,
pour
lequel rien de plus
ne peut être fait; il faut
donc
croire en la péennité
du
CfD
jusqu’en
2065
•
Techniques
et
Règlementaires,
parmi lesquels l’impact du
REX de
démarrag e
des
EPR en cours
de
réalisation sur
le
design HPC ne
sera
connu
qu’une fois
ces
démarrages
réalisés, soit en 2018, lan avant le premier béon d’HPC.
•
Planning aucun éément
n’existe
pour
justifier de la durée
de
construction
retenue, et il est donc
patent
que ce planning ne
sera
pas tenu
•
Organisationnel
une organisation beaucoup
trop
lourde et pluriculturelle
dont
il est reconnu
qu’il convient de
la faire
fortement
évoluer avant
la
F10
5
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L’essentiel
Le financement
d’HPC
Hinkley Point C) est compliquéet met en péil la trajectoire du
Groupe, car HPC est beaucoup t rop cher: 12 Milliard
d’Euros
pour
1
EPR
de
1650 MWeI,
est
près de 4
fois
plus cher
au kWel
Kilowatt éectrique que le
N4
(4 réacteurs
de
ce modèle en
France)
et 6 fois plus cher
que le CP
900 MWeI.
Quelque
soit le niveau des prix
de marché
de
gros
de
l’éectricitédemain en Europe, le
nucléaire
n’y trouvera sa place que
s’il
redevient
com péitif
Pour que HPC soit rentable pour le Groupe EDF,
il
faut, d ’une part que le contribuable
français sécurise
le financement du Groupe, d’autre part que le contribuable britannique
paye
pendant
35 ans après le
déma rrage d’HPC le
CfD un
niveau très
supéieur à
tous
les
prix
de
marchéà ce jour envisagés tE92.5O/MWh garantis par ce contrat).
Enfin,
il faut que le
projet se déoule sans trop d’aléas.
La
filière
nucléaire
française est aujourd’hui fondée
sur
l ’EPR. Les 4 EPR
en
cours de
réalisa tion
montrent l’évidence la
nécessitéd’en
simplifier la construction et d’avoir le
retour
des essais
pour
assurer
son bon
fonctionnement.
Fort
de
ce
retour d’expéience,
la
filière
nucléaire
française disposera d’un modèle EPR optimisésûr et compéitif, apte
assurer le
renouvellement
du parc nucléaire français.
Le
décalage
d’HPC de
quelques an nées pour bénéicier
de
ce modèle EPR optimisé
permettra au projet HPC, puis celui de
Sizewell,
et in fine le renouvellement
du
parc
nucléaire
britannique de se faire dans de
bonnes
conditions
économiques,
commencer
par
une
révision
la baisse
du
CfD au
moins £20 de
moins
par
MWh).
Un
palier d’EPR franco-
britannique
permettrait de
cumuler l’optimisation
du produit
EPR et l’effet
de
séie pour
sa
réalisa tion et son exploitation et maintenance.
Un modèle EPR optimisépeut égale ment relancer la
coopéation
franco-chinoise grâce à la
puissance
éevée de l’EPR qui est un
atout
en
Chine du fait
de
la
rareté
des sites bord de
mer.
Les
risques du projet HPC
sont bien identifiés grâce la revue menée fin 2015 par Yannick
d’Escatha, et
sont malheureusement
intrinsèques au Projet. L’EPR dans son éat actuel
n’est
pas un produit industriellement
mature,
l’ingénier ie EDF — AREVA doit se réorg aniser, les
usines
de
fabrication
d’AREVA
ne
sont
pa s niveau. L’ensemble nécess ite 2
ou
3 ans pour se
remettre niveau, cette même durée
éant
égale ment nécessaire pour avoir le
retour
des
essais de démarrage
de l ’EPR actuel.
1
-
8/18/2019 Hinkley Point.pdf
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Les
Chiffres Clés sur le
proiet
HPC en
l’éat
Le coût du projet HPC est
de
l’ordre de 12 Milliards
d’Euros
par
réac teur , soit
plus
cher que
FA 3
(EPF
en construction Flammanville dans le
Cotentin) et près
de 4
fois plus cher
que le
palier
N4 en
Euros
/
kWel
La
rentabilité
du
projet est prévue de 9 condition que le
CfD
perdure en l’éat
jusqu’en
2065 35
ans après le
raccordement
de
la seconde tranche)
C’est
plus
de
400 000 m3 de béon
par
réacteur comparer avec
de
l’ordre
de
100 000 m3
pour le CP 900
C’est
plus de
30 Millions
d’heures
de Maitrise
d’oeuvre comparer 5
Millions
d’heures pour
le
N4 Chooz Bi-2
C’est de
l’éectricité
à
120 Euros MWh dans
un
marchéqui
prévoit
des prix
tout au
plus de
60—70
Euros
MW h
en 2025
C’est une
nouvelle
tête de séie
EPR
(la 4 ième) avec
50
de
locaux modifiés et
50
de
nouveaux fournisseurs
C’est 24
Milliards d’Euros
de
dette supplémentaire conso lidée
EDE
pour
un total
ce
jour
de
37 Milliards
d’Euros
2