Comme tout équipement industriel, les réacteurs des centrales nucléaires vieillissent. Ainsi, la durée de vie d'un réacteur à eau pressurisée est-elle estimée à 40 ans. Même si, comme aujourd'hui aux États-Unis et après étude au cas par cas, elle peut être portée à 60 ans, c'est dès à présent qu'il faut prévoir le remplacement du parc actuel...

Pourquoi s'y prendre tellement à l'avance ? Tout simplement parce qu'un réacteur nucléaire n'est pas un produit de consommation courante. La construction d'un réacteur décidée en 2003 conduirait à une mise en service en 2011. À l'issue d'un retour d'expérience de fonctionnement de quelques années, la décision de construire une série de réacteurs de même type serait prise en 2015. Ceux-ci pourraient ainsi entrer en production vers 2020.

Or, dans le cas français, la première centrale à atteindre 40 ans sera Fessenheim… et ce sera en 2017.

Les 436 réacteurs actuellement en service dans le monde sont pour la plupart du type REP (Réacteur à Eau sous Pression). Leur niveau de sûreté s'est avéré très satisfaisant. On a néanmoins à déplorer deux accidents graves dont l'un, Three Mile Island aux États-Unis, en 1979, qui n'a fait aucune victime. La cuve du réacteur ayant résisté à la fusion du cœur, si bien qu'aucune radioactivité ne s'est échappée de la centrale. L'autre, à Tchernobyl en ex-URSS, en 1986, ne peut à lui seul démontrer la dangerosité de l'énergie nucléaire, dans la mesure où le réacteur en question d'un type très différent, le « RBMK », ne possédait pas d'enceinte de confinement. Cet accident a de plus résulté d'une série de manquements graves aux règles de sécurité les plus élémentaires. Il est lié autant au contexte politique de l'ex-URSS qu'à la technologie nucléaire. Les réacteurs REP occidentaux ayant donc fait leurs preuves, pourquoi ne pas envisager d'en construire de nouveaux, à l'identique, pour remplacer les anciens ? La raison est que les nouvelles centrales doivent bénéficier de tous les progrès réalisés ces dernières décennies, en matière de compétitivité et de sûreté.

Projet EPR : le plus avancé

Ce modèle de réacteur (European Pressurized Reactor), proposé par Framatome ANP (filiale d'AREVA et SIEMENS), est le fruit d'un accord de coopération conclu en 1989. Il utilise le même combustible que les centrales actuelles– mais en tire davantage d'énergie – et fonctionne selon un principe identique. Mais, alors que sur les centrales de la précédente génération les systèmes de sécurité sont doublés pour prévenir les cas de défaillance, ils sont quadruplés sur l'EPR. Par ailleurs, les locaux abritant ces systèmes sont éloignés les uns des autres et ceinturent le bâtiment réacteur. De sorte que si, par un extraordinaire concours de circonstances, trois d'entre eux se trouvaient hors d'usage ou inefficaces simultanément, le quatrième continuerait d'assurer la sûreté. En outre, le bâtiment réacteur, le bâtiment combustible et deux des quatre bâtiments des auxiliaires sont « bunkérisés » ce qui assure une protection contre les chutes d'avion. Les deux autres bâtiments des auxiliaires sont séparés par une distance qui garantit qu'ils ne seront pas atteints simultanément.

La sûreté, des avancées majeures

La cuve et le circuit primaire qui véhicule l'eau refroidissant les assemblages de combustible sont situés à l'intérieur d'une enceinte de confinement double. L'assurance qu'en cas d'accident les produits radioactifs ne seront pas disséminés.Des dispositions sont également prises pour que la probabilité de fusion du cœur, déjà très faible sur les réacteurs français précédents, soit encore divisée par dix. Il est encore plus rassurant de savoir que si un tel accident devait se produire, le magma (aussi appelé « corium ») ne sortirait pas du bâtiment réacteur. Il serait automatiquement récupéré dans une cavité réfractaire et refroidi par une réserve d'eau indépendante.

En envisageant le pire, c'est-à-dire un incident qui endommagerait le combustible, les rejets en césium 137 seraient réduits d'au moins un facteur 100 par rapport aux centrales existantes, et d'un facteur 1 000 pour l'iode 131 : il ne serait donc pas nécessaire d'évacuer les populations limitrophes, ni de restreindre à long terme la consommation des aliments.

Économies et simplification

D'une puissance proche de 1 600 MWe, l'EPR proposera un prix du kWh de 10 % inférieur à celui du kWh produit par les dernières centrales construites en France, et encore plus compétitif par rapport au kWh fourni par d'autres sources d'énergie comme le gaz ou le pétrole. avec l'avantage d'un prix stable, la part du coût du combustible (uranium) étant très faible par rapport au coût total et les pays producteurs d'uranium étant d'un point de vue géopolitique moins exposés que ceux de l'OPEP…

Autre avantage : une grande facilité d'exploitation et de maintenance, qui donnera à ces nouveaux réacteurs une disponibilité supérieure à 90 %. Leur durée de vie sera portée à 60 ans et leur durée de construction sera d'environ 6 ans. L'EPR est un réacteur qui peut intéresser les producteurs d'électricité de pays qui ont un réseau électrique important et interconnecté. Il sera ainsi proposé pour répondre à l'appel d'offres lancé par l'opérateur finlandais TVO, qui vise une mise en service industrielle vers 2010. Parallèlement à l'EPR, Framatome ANP propose aussi à TVO un réacteur basé sur la technologie REB (à eau bouillante) déjà éprouvée et encore améliorée pour offrir de substantiels avantages (meilleure sécurité, priz du kWh réduit, durée de vie augmentée).

Ce réacteur SWR sous son sigle allemand (S pour Sieden = bouillir) étant de la classe des 1 000-1 250 MWe, il a été baptisé SWR-1000. Outre la France et l'Allemagne, trois autres pays européens travaillent sur ce projet : Suisse, Finlande et Pays-Bas.

Un bond technologique prometteur

Utilisant une eau sous pression dont la température maximale peut a tteindre 400 degrés, les centrales actuelles comme celles de la prochaine génération offrent un rendement approchant 40 %. Pour aller au-delà, les ingénieurs ont imaginé de remplacer l'eau par un gaz inerte, autorisant des températures bien plus élevées, de l'ordre de 800 à 900 degrés et, donc, des rendements proches de 50 %. La seule limite est la température de fusion du combustible, assortie d'une marge de sécurité. Dragon, un petit réacteur basé sur ce principe, a fonctionné en Angleterre dès 1984. Le concept moderne de ces HTR (High Temperature Reactor) utilise l'hélium pour transporter la chaleur. Ainsi est né le projet GT-MHR conçu par la société américaine General Atomics, auquel Framatome ANP s'est associé en 1995. Ce réacteur présente plusieurs avantages majeurs. Il peut être de faible puissance (moins de 300 MW électriques) ce qui répond aux besoins de nombreux pays. Il est possible de l'implanter n'importe où, même dans une région aride, car il se satisfait d'un refroidissement par air (tours sèches). La quantité de déchets de haute activité et à durée de vie longue est par ailleurs réduite de moitié.

Reste à évaluer la plage de compétitivité économique de ce réacteur et à valider le concept de turbine à hélium, la partie la plus complexe et la plus innovante. De ce fait, ce type de réacteur ne devrait pas entrer en production avant 2035. À noter qu'un autre projet comparable, appelé PBMR, est développé par les Sud-Africains.

Le surgénérateur, un outil trop en avance sur son temps

Il existe déjà un réacteur technologiquement avancé, mais qui n'a pas connu le développement qu'on pouvait en attendre : le réacteur à neutrons rapides ou « surgénérateur ». Ce réacteur a la particularité de transformer de l'uranium naturel – mal utilisé dans les réacteurs à eau pour produire de l'énergie – en plutonium. Bilan théorique de l'opération : il produit plus de matière fissile qu'il n'en consomme, d'où son nom de surgénérateur.

Phénix, un surgénérateur expérimental d'une puissance de 233 MWe, est exploité sur le site de Marcoule et va continuer d'être utilisé pour des recherches sur la transmutation des déchets de haute activité à vie longue. Superphénix, qui a été construit ensuite, correspondait à une extrapolation à 1 200 MWe. La centrale a dû s'arrêter à de nombreuses reprises, pour des durées parfois assez longues, souvent pour des difficultés techniques, mais aussi pour des raisons politiques ou administratives.

Sa fermeture a été décidée en 1997 par le gouvernement.Cette filière trouverait un regain d'intérêt si l'uranium devenait rare et son extraction trop onéreuse. Un cas de figure qui n'est pas aujourd'hui d'actualité. À noter toutefois que quatre réacteurs sur les six préconisés dans le programme Generation IV font appel à la surgénération.