ENTITÉS ET POLITIQUES PUBLIQUES
L’ADAPTATION
AU CHANGEMENT
CLIMATIQUE DU PARC
DE RÉACTEURS NUCLÉAIRES
Communication à la commission des finances du Sénat
Mars 2023
•
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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Sommaire
PROCÉDURES ET MÉTHODES
........................................................................................................................
5
SYNTHÈSE
............................................................................................................................................................
7
RECOMMANDATIONS
.....................................................................................................................................
11
INTRODUCTION
................................................................................................................................................
13
CHAPITRE I UNE PRISE EN COMPTE PROGRESSIVE DES ENJEUX
DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
........................................
17
I - UNE
BASE COMMUNE D’ANALY
SE DU CLIMAT AUTOUR DES RAPPORTS DU GIEC
.............
17
A - Les rapports du GIEC, des projections climatiques consolidées et partagées
par les acteurs du nucléaire
....................................................................................................................................
17
B -
Les conséquences du changement climatique sur l’air, l’eau, la mer
...............................................................
20
C -
L’appréciation plus difficile des conséquences à court terme du changement climatique
pour le parc nucléaire
.............................................................................................................................................
25
II - LES PRINCIPAUX ENJEUX DU CHANGEMENT CLIMATIQUE
POUR LE PARC NUCLÉAIRE ET SON ÉVOLUTION
................................................................................
26
A - Le parc électronucléaire français et ses perspectives
.......................................................................................
26
B -
Le changement climatique et les enjeux liés à la sûreté des réacteurs et à la production d’électricité
.............
28
III - LES POLITIQUES ET ORGANISATIONS MI
SES EN ŒUVRE POUR RÉ
PONDRE
À CES ENJEUX
...................................................................................................................................................
38
A -
La politique de l’État en matière d’adaptation au changement climatique
......................................................
38
B -
Une organisation de la démarche d’adaptation déclinée par direction au sein du gro
upe EDF
.......................
40
C -
L’intérêt d’une approche systémique en matière d’adaptation
.........................................................................
42
CHAPITRE II DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ,
ENCORE LIMITÉS POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT,
À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
.....................................................................
45
I - UNE PRISE EN COMPTE DES RISQUES À LA CONCEPTION
ET LORS DES EXAMENS PÉRIODIQUES DE SÛRETÉ
.............................................................................
45
A - Le dimensionnement du parc actuel contre les agressions
...............................................................................
45
B -
Une réévaluation continue des risques associés aux agressions d’origine naturelle
dans la démonstration de sûreté
.............................................................................................................................
49
C - Le r
enforcement de la prévention contre les agressions naturelles après l’accident de Fukushima
.................
53
D -
Les positions adoptées par l’A
SN sur les réexamens périodiques
...................................................................
54
E -
Un coût de l’adaptation qui n’est pas encore pleinement mesuré
.....................................................................
56
II - DES EFFETS MODÉRÉS MAIS CROISSANTS DES ÉVOLUTIONS CLIMATIQUES
SUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC
...............................................................................................................
58
A - La sensibilité du parc aux normes environnementales
.....................................................................................
58
B - Des accords transfrontaliers contraignants
.......................................................................................................
63
C - Des pertes de production limitées mais des risques de tension croissants pour le réseau
................................
66
D - La nécessité de mieux apprécier la contrainte hydrique
..................................................................................
72
E - Des innovations explorées mais sans perspectives opérationnelles à ce stade
pour limiter la consommation d’eau du parc actuel
...............................................................................................
75
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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COUR DES COMPTES
4
III - LES FUTURES INSTALLATIONS SOUMISES À DES EXIGENCES FORTES
DU FAIT DES ÉVOLUTIONS CLIMATIQUES À LONG TERME
.............................................................
77
A - Les solutions technologiques et les expériences internationales
......................................................................
77
B - Le changement climatique, élément fondamental, de la conception
et de la localisation des futures centrales
...............................................................................................................
80
LISTE DES ABRÉVIATIONS
...........................................................................................................................
87
ANNEXES
............................................................................................................................................................
89
•
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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Procédures et méthodes
Les
rapports de la Cour des comptes sont réalisés par l’une des six chambres
1
thématiques que
comprend la Cour ou par une formation associant plusieurs chambres et/ou plusieurs chambres
régionales ou territoriales des comptes.
Trois principes fondamentaux gouv
ernent l’organisation et l’activité de la Cour ainsi que des
chambres régionales et territoriales des comptes, donc aussi bien l’exécution de leurs contrôles et
enquêtes que l’élaboration des rapports publics
:
l’indépendance, la contradiction et la collég
ialité.
L’indépendance institutionnelle des juridictions financières et l’indépendance statutaire de
leurs membres garantissent que les contrôles effectués et les conclusions tirées le sont en toute liberté
d’appréciation.
La contradiction implique que tou
tes les constatations et appréciations faites lors d’un contrôle
ou d’une enquête, de même que toutes les observations et recommandations formulées ensuite, sont
systématiquement soumises aux responsables des administrations ou organismes concernés ; elles ne
peuvent être rendues définitives qu’après prise en compte des réponses reçues et, s’il y a lieu, après
audition des responsables concernés.
La collégialité intervient pour conclure les principales étapes des procédures de contrôle et de
publication. To
ut contrôle ou enquête est confié à un ou plusieurs rapporteurs. Le rapport d’instruction,
comme les projets ultérieurs d’observations et de recommandations, provisoires et définitives, sont
examinés et délibérés de façon collégiale, par une formation comp
renant au moins trois magistrats. L’un
des magistrats assure le rôle de contre-rapporteur et veille à la qualité des contrôles.
Le Parlement peut demander à la Cour des comptes la réalisation d’enquêtes, sur
le fondement
du 2°
de l’article 58 de la loi
organique n° 2001-692 du 1
er
août 2001 relative aux lois de finances
(commissions des finances), de l’article LO 132
-3-1 du code des juridictions financières
(commissions des affaires sociales) ou de l’article L. 132
-6 du code des juridictions financières
(présidents des assemblées).
La Cour des comptes a ainsi été saisie par le président de la commission des finances du Sénat,
par lettre du 18 janvier 2022, en application de l’article L. 132
-4 du code des juridictions financières,
d’une demande d’enquête portant sur l’adaptation au changement climatique du parc de réacteurs
nucléaires. Cette demande a été acceptée par le Premier président le 25 janvier 2022. Par une lettre
de cadrage datée du 1
er
avril 2022, le Premier président a précisé le périmètre et les modalités
d’organisation des travaux demandés à la Cour (
cf
. annexe n° 1).
1
La Cour comprend aussi une chambre contentieuse, dont les arrêts sont rendus publics.
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6
L
’enquête a été inscrite au programme de travail de la deuxième chambre, dont le périmètre de
compétence comprend le secteur de l’énergie.
La présidente de la deuxième chambre a notifié cette
enquête aux entreprises, administrations et organismes publics concernés par lettres du 24 janvier
2022. Une quarantaine d’entretiens ont été effectués par les rapporteurs. L’instruction a permis de
rencontrer l’essentiel des administrations,
centrales ou déconcentrées, organismes ou entreprises
publics compétents sur le champ de l’enquête. La liste des personnes rencontrées est annexée au
présent rapport (cf. annexe n° 2). De nombreuses données, parfois confidentielles, ont été
communiquées à
l’issue de ces entretiens. Les échanges avec EDF ont été matérialisés par trois
questionnaires principaux assortis de questionnaires complémentaires. Des déplacements ont été
effectués au centre de recherche et développement d’EDF à Chatou (16/05) ainsi qu
e sur le site de la
centrale nucléaire de Nogent-sur-Seine (1/06).
L’enquête a donné lieu à un entretien de cadrage avec la commission des finances du Sénat le
14
février 2022, à un entretien d’étape le 18 juillet ainsi qu’à un entretien de restitution le
7 octobre 2022.
Le projet de communication a été préparé, puis délibéré le 18 janvier 2023, par la deuxième
chambre, présidée par Mme Annie Podeur, présidente de chambre, et composée de Mmes et MM.
Jean-Paul Albertini, Eric Allain, Alain Levionnois, Loguivy Roche, Vincent Berger, Jean-Noël Gout,
conseillers maîtres, ainsi que, en tant que rapporteurs, M. Jean-François Tricaud, conseiller maître,
Mme Rizlane Bibaoui, conseillère référendaire en service extraordinaire et, en tant que contre-
rapporteur, M. Antoine Guéroult, conseiller maître. Ce délibéré a été précédé par les auditions, le
11 janvier 2023,
du directeur général de l’
Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire, du
directeur général de l’énergie et du climat, du directeur général de la
prévention des risques et de la
directrice générale du logement, de l’aménagement et de la nature, puis le 13 janvier du président
-
directeur général d’EDF et du président de l’Autorité de sûreté nucléaire.
Il a été examiné le 31 janvier 2023 par le comité du rapport public et des programmes de la
Cour des comptes, composé de M. Moscovici, Premier président, Mme Camby, rapporteure générale
du comité, M. Andréani, Mme Podeur, M. Charpy, Mme Démier, M. Bertucci, Mme Hamayon,
présidentes et présidents de chambre de la Cour, M. Tournier, conseiller maître, président de section,
représentant M. Meddah, président de chambre de la Cour, M. Michaut, M. Lejeune, M. Advielle,
Mme Gervais et Mme Renet, présidentes et présidents de chambre régionale des comptes et
M. Gautier, Procureur général, entendu en ses avis.
Les rapports publics de la Cour des comptes sont accessibles en ligne sur le site internet de la
Cour et des chambres régionales et territoriales des comptes : www.ccomptes.fr.
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Synthèse
Un parc nucléaire qui cumule les défis sur le siècle à venir
Le parc nucléaire français, qui comporte à ce jour 56 réacteurs implantés sur 18 centrales,
va être confronté au cours de ce siècle au changement climatique dans un contexte de transitions
industrielle et technique. La filière nucléaire française doit à la fois se préparer à la perspective
de la prolongation, puis de l’arrêt du
parc actuel, conçu initialement pour être exploité 40 ans
et dont les réacteurs atteindront une moyenne d’âge d’environ 45 ans en 2030, assurer la mise
en service du premier EPR français à Flamanville, et préparer la construction envisagée d’un
programme « nouveau nucléaire » de 14 EPR2
2
, dont le premier pourrait être mis en service en
2035. Ces défis techniques et industriels pour les décennies à venir devront être relevés dans un
contexte où le parc nucléaire subit un accroissement en intensité et en fréquence des épisodes
de chaleur et des extrêmes climatiques.
L’adaptation au changement climatique nécessite de préciser ce à quoi il faut s’adapter, à
quelle échéance, et comment les aléas climatiques sont pris en compte pour assurer la sûreté et
la produc
tion nucléaire. Le rapport s’est donc attaché à exposer la méthodologie adoptée par
l’exploitant, les services de l’État, l’autorité et l’expert en
sûreté nucléaire
3
pour définir et
décliner des modèles climatiques. Il est apparu nécessaire de qualifier la démarche retenue et
de s’assurer de sa cohérence et de son articulation entre les différents acteurs (exploitant,
autorité de sûreté
, services de l’État). En dépit de choix discrétionnaires des
utilisateurs, une
base commune à ces modèles existe, s’appuya
nt sur les travaux du GIEC. Ont été en particulier
retenus les paramètres physiques
dont l’évolution est la
plus déterminante en matière de
changement climatique pour le parc nucléaire : la
température de l’air et de l’eau,
la sécheresse
et les étiages sévères, le niveau marin
–
ce risque concernant principalement le nouveau
nucléaire
–
, ainsi que les
phénomènes climatiques extrêmes et de long terme, c’est à dire à
horizon 2100 et au-delà
4
. Ces derniers sont difficiles à qualifier en termes de probabilité
d’occurrence et de conséquences mais il faut s’efforcer d’en
tenir compte pour des installations
industrielles sensibles.
À cet effet,
l’exploitant
Électricité de France (EDF)
s’est organisé de longue date
pour
appréhender les phénomènes climatiques. Depuis plusieurs années, l’adaptation au changement
climatique est devenue une préoccupation importante pour l’entreprise
; les évènements de
l’été
2022 ont entraîné une accélération en termes d’organisation int
erne et de prise en compte
plus transversale de ce sujet.
2
6 EPR2 tranche ferme, 8 EPR2 tranche optionnelle selon les orientations données par le Président de la République
dans son discours à Belfort le 10 février 2022.
3
Autorité de sûreté nucléaire (ASN) et Institut de radioprotection et de sûreté nucléaires (IRSN).
4
Une partie des 14 EPR2 envisagés seraient encore en exploitation au-delà de 2100 si on considère une exploitation
de 60 ans.
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8
Un dispositif de sûreté nucléaire qui intègre l’adaptation
au changement climatique dans ses référentiels
La conception initiale des centrales du parc actuel et les dispositions relatives à la sûreté
nucléaire sont antérieures à l’émergence de la notion de changement climatique. Les phénomènes
climatiques et les aléas étaient alors appréhendés à travers l’examen d’un certain nombre
d’agressions externes
naturelles
(températures de l’air, de l’eau, in
ondations, étiages). Pour autant,
les importantes marges retenues pour le dimensionnement de la résistance à ces phénomènes et
leurs évolutions successives ont, de fait, permis d’intégrer les évolutions climatiques.
Progressivement, les aléas climatiques
et l’évolution du climat
ont été reconnus comme
des éléments clé de la sûreté et intégrés dans les référentiels
imposés par l’autorité de sûreté
,
qu’il s’agisse du
« grand froid »
dans les années 80, des inondations après l’accident du Blayais
en 1999 ou encore du référentiel « grand chaud »
après la canicule de 2003. L’accident de
Fukushima en 2011 et les évaluations de sûreté complémentaires qui ont suivi ont conduit à
renforcer ces référentiels contre les agressions, lesquels sont mis à jour dans le cadre des
procédures de réévaluation de sûreté à chaque visite décennale. Ainsi, intégrés dans les
démonstrations de sûreté et régulièrement réévalués, les risques qu’emporte le changement
climatique ne doivent pas affecter le niveau de sûreté du parc nucléaire.
Le coût estimé de cette adaptation, strictement rapporté au changement climatique et aux
évènements associés, demeure
modeste en termes d’investissements, de l’ordre du milliard
d’euros pour la période passée et d’environ
600
M€
pour les quinze prochaines années. EDF ne
l’a cependant pas évalué complètement et
précisément. Dans le cadre de sa communication
extra-financière et de sa politique de responsabilité sociale et environnementale, l
’entreprise
devra s’employer à identifier
et mesurer
l’ensemble de
ces coûts, en fonctionnement comme en
investissement.
Des effets encore limités mais croissants des évolutions climatiques
sur la disponibilité du parc
À côté des paramètres liés à la sûreté, le parc nucléaire est soumis à des normes
environnementales de prélèvements d’eau et de rejets thermiques, propres à chaque site, conçues
pour limiter les impacts sur le milieu aquatique en aval et permettre le partage de la ressource en
eau pour d’autres usages. Des accords transfrontaliers p
euvent, en outre, assujettir certaines
centrales à un cadre plus limitatif
, comme c’est le cas à Chooz avec la Belgique ou à Cattenom
avec le Luxembourg. Ces normes, associées à des épisodes de canicule et de sécheresse de plus
en plus fréquents, peuvent c
ontraindre l’exploitation et réduire la disponibilité et la production du
parc, notamment pour les sites thermosensibles en bord de fleuves.
Les pertes de production qui résultent de l’application des
normes réglementaires
environnementales demeurent limit
ées en moyenne annuelle et l’essentiel du risque
d’indisponibilité en cas de canicule ou de sécheresse
concerne six sites. Ces pertes de
production restent très inférieures à 1 % de la production annuelle, hormis en 2003, année
marquée par un épisode de canicule historique où elle a atteint 1,4 %
. Les pertes d’opportunité
économiques qui en résultent pour EDF sont également limitées. Mais ces indisponibilités sont
concentrées sur des périodes brèves, estivales le plus souvent, et peuvent
s’avérer
critiques en
accroissant les risques de tension sur le réseau.
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SYNTHÈSE
9
Les sites concernés par ces pertes sont principalement les centrales sensibles aux limites
de températures en bord de rivière ou estuaire (Saint-Alban, Tricastin, Bugey, Blayais,
Golfech). Les pertes de production comptabilisées comme étant liées aux contraintes de
prélèvements, sont principalement concentrées sur la centrale de Chooz, très sensible aux débits
et soumise
à l’application de l’
accord transfrontalier sur les eaux de la Meuse. Depuis plusieurs
années, une nouvelle augmentation significative des arrêts pour causes climatiques a été
constatée avec des pertes s’élevant à plusieurs térawattheures par an. Les études prospectives
mettent en évidence une multiplication par un facteur de trois à quatre des indisponibilités liées
au réchauffement climatique à échéance de 2050.
Cette intensification des contraintes nécessite
pour l’État de mieux appréhender la
contrainte hydrique pour les centrales comme pour l’environnement en
poursuivant les études
sur l’évolution quantitative et qualitative de la ressource en eau. Il s’agit en
particulier de
connaître l’évolution du débit des fleuves à échéance de quelques années, ce que les projections
climatiques actuelles ne permettent d’appréhender qu’à longue échéance (30 ans). Il s’agit
également de consolider et mettre à jour les fondements scientifiques justifiant les limites
réglementaires de rejets thermiques, dont la fixation sera d’autant plus sensible que les épisodes
chauds se multiplieront. Enfin, EDF
devra accélérer la recherche et la mise en œuvre de
systèmes de refroidissement sobres en eau pour limiter la consommation des centrales et de
systèmes de traitement biocide plus sobres en réactifs chimiques rejetés dans le milieu naturel.
Une conception et une implantation géographique des nouveaux réacteurs
nucléaires devant tenir compte des incertitudes climatiques à long terme
Si l’exploitant a depuis longtemps intégré
à sa politique de recherche cette dimension
prospective et mobilisé des moyens et
des ressources qualifiées, sa démarche d’adaptation des
installations reste fortement liée à l’application des référentiels de sûreté nucléaire. L’approche
systémique fait l’objet d’un consensus de principe
mais elle est plus ou moins avancée selon
les parties prenantes et demeure cantonnée au périmètre de chacun
d’entre eux sans approche
réellement intégrée
. Ce constat vaut tant pour EDF que pour les services de l’État concernés
,
l’autorité de sûreté (ASN) et l’expert en matière de radioprotection et de
sûreté (IRSN). Par
ailleurs, alors que des solutions techniques plus sobres en consommation d’eau, voire des
technologies « à sec »,
sont expérimentées à l’international, EDF, en dépit d’une veille active
sur le sujet,
n’a proposé jusqu’à ces dernières année
s aucune innovation opérationnelle
concernant les systèmes de refroidissement dans le cadre du nouveau programme nucléaire.
Les nombreux critères de choix d’implantation des nouveaux réacteurs, et notamment
l’acceptation sociale des projets dans les territoires, amènent l’exploitant à faire preuve de
prudence. Les critères climatiques sont prioritairement pris en compte. Ainsi, les quatre sites
identifiés pour déployer les six premiers EPR2 sont des sites littoraux ou en bord de Rhône dont
les contraintes concernant la ressource en eau ou les évolutions climatiques sont les moins
prégnantes à court et moyen terme. Mais, à ce stade, aucune visibilité n’est apportée sur
l’implantation des huit EPR2 prévus en option, alors même que certains sites thermosensibl
es
ont encore été mis à l’arrêt lors de l’été 2022 pour respecter la réglementation en matière de
prélèvements et de rejets d’eau, et que ces arrêts pourraient se multiplier à l’avenir avec
l’augmentation de la fréquence et de l’intensité des épisodes de c
anicule. Il semble urgent
d’éclairer au plus vite les choix d’implantation de ces huit EPR2 pour sécuriser leur planning
de mise en service et la disponibilité d’électricité d’origine nucléaire des décennies à venir.
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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Recommandations
1.
I
dentifier et mesurer les coûts d’adaptation au changement climatique du parc de production
nucléaire, en fonctionnement et en investissement (EDF, 2023).
2.
Mesurer et publier les impacts de la contrainte hydrique sur les centrales nucléaires situées
en bord de rivière ou d’estuaire et adapter si nécessaire leurs capacités d’entreposage avant
rejet des effluents liquides (EDF, MTE, 2023).
3.
Consolider et mettre à jour les fondements scientifiques justifiant les limites réglementaires
applicables aux rejets thermiques des réacteurs nucléaires (MTE, ASN 2023).
4.
Renforcer la recherche et développement sur les systèmes de refroidissement sobres en eau
ainsi que sur des systèmes de traitement biocide plus sobres en réactifs chimiques rejetés
dans le milieu naturel (EDF, 2023).
5.
Développer une approche commune
de l’adaptation au changement climatique pour le
nouveau nucléaire, intégrée et déclinée par site (MTE, ASN, IRSN, EDF, 2024).
6.
Produire les études de préfaisabilité prenant en compte le changement climatique
concernant les huit EPR2 en option (DGEC, EDF, 2025).
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Introduction
Le réchauffement climatique
est une réalité à laquelle l’humanité sera confrontée tout au
long du XXI
e
siècle et au-delà, comme le confirme le sixième rapport du g
roupe d’experts
intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) publié en 2022.
Il se traduira en particulier par l’augmentation du niveau de la mer
- le GIEC prévoit une
hausse
5
comprise entre 30 cm et 1 m selon les scénarios
d’ici
à 2100 - et par la fréquence et
l’intensité accrues
d’évènements extrêmes comme les vagues de chaleur ou les inondations.
Météo France prévoit ainsi une
augmentation de la durée et de l’intensité des vagues de chaleur
6
en France métropolitaine : alors que l
’on comptait
, en moyenne, moins de cinq jours de vagues
de chaleur par an au cours de la période 1976-2005, elle estime à 75 % la probabilité que ce
nombre augmente de cinq à dix jours supplémentaires dans le Sud-Est de la France et de zéro à
cinq dans le reste du pays
d’ici
à 2050.
Ces conséquences du changement climatique affecteront à des degrés divers, mais croissants,
les réacteurs composant le parc nucléaire français actuellement en service.
A fortiori
, elles doivent
être prises en compte dans tous les projets de construction de nouveaux réacteurs qui sont susceptibles
d’entrer en service à partir de 2035 et qui fonctionneront ensuite jusqu’à 2100, voire au
-delà
7
.
Le changement climatique est
susceptible d’affecter de façon concentrique
,
tout d’abord
,
les installations elles-mêmes et leur capacité à fonctionner de façon sûre (résistance des
matériels et des équipements, compatibilité avec le travail des personnels sur site), ensuite leur
environnement extérieur proche en
lien direct avec l’exploitatio
n et la sûreté de fonctionnement
des centrales (débit et température des cours d’eau, niveau marin)
, enfin, il emporte
d’autres
conséquences, plus périphériques, comme le risque accru d’incendies de forêt ou le risque de
submersion d’axes routiers extérieu
rs aux centrales par exemple. Ces derniers risques affectant
la périphérie des centrales ne sont toutefois pas traités par le présent rapport
8
.
Le présent rapport concerne exclusivement le parc de production électronucléaire actuel
et à venir de l’exploit
ant EDF. Sont par conséquent exclus du périmètre d
e l’enquête
les
réacteurs de recherche du CEA, les réacteurs militaires de même que les installations nucléaires
relevant de la fabrication du combustible, de leur retraitement ou du stockage des matières et
des déchets radioactifs. Ce parc électronucléaire - dénommé simplement parc nucléaire dans le
présent rapport - est actuellement composé des dix-huit centrales regroupant cinquante-six
réacteurs
en exploitation
9
, pour une puissance totale installée de 61,4 GW.
5
La hausse du niveau des mers est provoquée par leur réchauffement (dilatement de l’eau) et
par la fonte des
glaces terrestres.
6
Les vagues de chaleur sont définies comme des périodes de cinq jours consécutifs où la température maximale
est supérieure de 5 degrés à la moyenne enregistrée au cours de la période 1976-2005.
7
La durée d’exploitatio
n prévisionnelle des réacteurs de type EPR2 est de 60 ans minimum.
8
Ils pourront être abordés dans le rapport public annuel de la Cour 2024 consacré à
l’adaptation de l’action
publique au changement climatique.
9
La puissance des réacteurs actuellement en exploitation est comprise entre 900 MWe et 1 450 MWe.
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COUR DES COMPTES
14
Son exploitation et sa sûreté sont dépendantes de la ressource en eau, indispensable au
refroidissement des réacteurs. La disponibilité de cette dernière est affectée par le réchauffement
climatique. Il existe deux types de systèmes de refroidissement utilisés dans le parc nucléaire - à
circuit ouvert ou à circuit fermé -, caractérisés par des volumes très différenciés de prélèvements
et de consommations d’eau. Pour les réacteurs fonctionnant en circuit ouvert (14 réacteurs en
bord de me
r et 12 réacteurs en bord de fleuve), l’eau prélevée est utilisée pour refroidir le réacteur
puis rejetée dans son milieu ; les prélèvements sont donc très importants mais la consommation
nette d’eau, très faible. Pour les réacteurs en circuit fermé (30 ré
acteurs en bord de fleuve), la
quantité d’eau prélevée est beaucoup plus faible mais l’évaporation moyenne est de 23
% en 2020
et 24 % en 2021
10
;
l’échauffement de l’eau y est également moindre que pour une centrale à
cycle ouvert (cf. annexe n° 3).
Carte n° 1 :
paliers de puissance et mode de refroidissement
des 56 réacteurs nucléaires d’EDF en exploitation en France
Source : RTE, Futurs énergétiques 2050
10
La centrale de Civaux dispose d’un équipement spécifique
; la perte par évaporation de l’eau prélevée est
d’environ 40
%.
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INTRODUCTION
15
Les aléas climatiques auxquels les centrales nucléaires sont exposées (pluies intenses,
dépressions, grands chauds, tornades), peuvent provoquer de multiples agressions sur les
installations nucléaires. Certains d’entre eux peuvent en outre se cumuler
. Ils sont réévalués
régulièrement, en particulier lors des visites décennales (VD). De même, les retours
d’expérien
ce des hivers rigoureux des années 1985 à 1987, ainsi que ceux des étés caniculaires
de 2003 et 2006, ont conduit à définir des référentiels limitant les conséquences de ces aléas sur
la sûreté des réacteurs. Parallèlement, indépendamment des considérations de sûreté,
l
’exploitation
du parc doit respecter l
es réglementations associées aux prélèvements d’eau et
aux rejets thermiques afin de limiter les effets sur la biodiversité en aval des centrales. Ces
règlementations sont ainsi susceptibles d’affecter
la disponibilité des réacteurs donc leur
production potentielle, c’est
-à-dire le productible.
L’impact des aléas climatiques sur le parc existant sera d’autant plus marqué que la durée
d’exploitation du parc serait prolongée, ce qui exposerait les réacteurs autorisés à poursuivre leur
exploitation nonobstant les aléas climatiques actuels, mais également ceux, plus importants et/ou
plus fréquents, liés
à l’amplification du
réchauffement climatique. Cette question se pose
également avec acuité pour
les projets de futurs réacteurs dont l’installation est prévue à compter
de 2035 et dont la durée d’exploitation se prolongerait jusqu’en 2100, voire au
-delà, et qui seraient
donc directement confrontés aux conséquences les plus lourdes du changement climatique.
Le présent rapport vise à appréhender les effets prévisibles du changement climatique sur
le par
c nucléaire actuel et sur les nouveaux projets de réacteurs, en s’efforçant d’apprécier les
conséquences de ces évolutions sur la sûreté et l’exploitation. S’agissant de la
sûreté, il examine
la manière dont l’exploitant (EDF) et les organismes publics y
contribuant (
c’est
-à-
dire l’autorité
de sûreté nucléaire - ASN -
et l’
institut de radioprotection et de sûreté nucléaire - IRSN) anticipent
et intègrent l’adaptation au changement climatique du parc nucléaire actuel et à venir. Concernant
l’exploitation, il
examine la manière dont l’exploitant EDF et les services de l’État, c’est
-à-dire
la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), la direction générale de la prévention des
risques (DGPR) et la direction générale de l’aménagement, du logement et de
la nature
(DGALN), anticipent et sécurisent
les capacités de production d’électricité
, en conformité avec
les dispositions réglementaires régissant les rejets des centrales.
Le rapport présente
d’abord
les enjeux climatiques auxquels doit faire face le parc
nucléaire français et l
’organisation mise en place par
EDF pour appréhender les évolutions qui
en découlent (chapitre I). Il examine ensuite comment les dispositifs de sûreté nucléaire
prennent en compte le changement climatique, analyse les contraintes que fait peser la
disponibilité de la ressource en eau sur l
’exploitation
du parc et évoque les risques affectant les
projets de construction de futurs réacteurs (chapitre II).
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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Chapitre I
Une prise en compte progressive des enjeux
du changement climatique pour le parc nucléaire
I -
Une base commune d’analyse du climat
autour des rapports du GIEC
Le sixi
ème rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution
du climat (GIEC) indique : «
Il est sans équivoque que l'influence humaine a réchauffé
l'atmosphère, l’océan et les terres. Des changements généralisés et rapides se sont produits
dans l'atmosphère, l’océan, la cryosphère et la biosphère […]. Les augmentations des
concentrations de gaz à effet de serre (GES) dan
s l’atmosphère, observées depuis environ 1750,
résultent, sans équivoque, des activités humaines
»
11
. Extrêmes chauds, pluies torrentielles,
augmentation des sécheresses, augmentation de la hausse du niveau de la mer lui sont attribués
avec un degré de conf
iance de plus en plus élevé d’un rapport à l’autre. Chaque émission
supplémentaire de GES accroît les risques liés au changement climatique et aggrave leurs
conséquences car ces gaz demeurent durablement dans l’atmosphère et leur concentration au
sein de c
ette dernière s’accro
î
t. C’est cette concentration qui provoque le réchauffement
climatique d’origine anthropique, c’est
-à-dire lié aux activités humaines
12
.
A -
Les rapports du GIEC, des projections climatiques consolidées
et partagées par les acteurs du nucléaire
La modélisation du climat futur, dans les rapports du GIEC, exige de faire des hypothèses
sur l’évolution des émissions de GES d’origine humaine dites
« émissions anthropiques ». Les
scénarios socio-économiques qui conduisent à des trajectoires d'émissions de gaz à effet de serre
et aérosols et à des changements d'utilisation des terres (cf. annexe n° 4) alimentent les modèles
climatiques globaux (
Global Climate Model
, GCM). Le sixième rapport du GIEC retient cinq
scénarios d’émissions de GES principau
x : deux scénarios avec des émissions de GES élevées et
11
Sixième rapport du GIEC, Résumé à l’intention des décideurs «
Changement climatique 2021, Les bases
scientifiques physiques ». A.1 et A.1.1, page 4.
12
Toutes choses étant égales par ailleurs. À ce sujet, le GIEC relève qu’«
au cours des six dernières décennies, les
terres émergées et les océans ont absorbé une proportion presque constante des émissions de CO
2
d’origine
anthropique (environ 56
% à l’échelle globale). In «
Changement climatique 2021, les bases scientifiques et
physiques, résumé à l’intention des décideurs
», A.1.1 page 4-5.
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COUR DES COMPTES
18
très élevées appelés SSP3-7.0 et SSP5-8.5, un scénario avec des émissions de GES intermédiaires
SSP2-4.5, deux scénarios avec des émissions de GES très faibles et faibles SSP1-1.9 et SSP1-2.6.
Pour ce qui est des émissions du seul CO
2
, principal gaz à effet de serre, les émissions projetées
correspondant à ces scénarios sont représentées dans le graphique ci-dessous :
Graphique n° 1 :
émissions annuelles futures de CO2
Source : GIEC sixième rapport,
Résumé à l’intention des décideurs
« Changement
climatique 2021, Les bases scientifiques physiques », B. page 14
Note : SSP x-
y est l’abréviation d’un
scénario, ou x est le numéro du scénario
socio-économique SSP qui a été utilisé pour développer la traje
ctoire d’émissions
et y la valeur du forçage radiatif (qui correspond aux anciens scénarios RCP).
Tableau n° 1 :
évaluation des changements de température à la surface du globe,
sur la base de multiples éléments probants, pour une sélection de périodes de 20 ans
et pour les cinq scénarios d'émissions illustratifs considérés
Source : GIEC sixième rapport,
Résumé à l’intention des décideurs
« Changement climatique 2021 - Les bases scientifiques
physiques ». B.1.1 page 15.
Note : Les écarts de température par rapport à la température moyenne à la surface du globe durant la période 1850
–
1900 sont
exprimés en °C. Ils incluent la réévaluation du réchauffement historique observé pour la période de référence 1986
–
2005 du
cinquième
rapport du GIEC. Les changements relatifs à la période de référence récente (1995
–
2014) peuvent être calculés approximativement
en soustrayant 0,85°C, correspondant à la meilleure estimation du réchauffement observé entre 1850
–
1900 et 1995
–
2014.
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UNE PRISE EN COMPTE PROGRESSIVE DES ENJEUX
DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
19
Pour tenir compte des incertitudes affectant les modèles climatiques, il est nécessaire de
considérer de larges jeux de projections climatiques. Le sixi
ème rapport du GIEC s’appuie à cet
effet sur la phase 6 du p
rojet d’inter
-comparaison de modèles couplés (CMIP6) du programme
mondial de recherches sur le climat qui regroupe une centaine de modèles différents provenant
de plus de 40 groupes de modélisation (pour la France,
il s’agit du modèle du CNRM/CERFACS
de Météo-
France et du modèle de l’IPSL de l’Institut Pierre Sim
on Laplace IPSL/CNRS).
Les projections climatiques issues de ces travaux internationaux sont utilisées par EDF, en
l’espèce son service climatique, mis en place en 2014. La sélection d’un sous
-ensemble
représentatif des projections climatiques issues des modèles contribuant aux projets scientifiques
en appui aux rapports du GIEC (CMIP5
13
, CMIP6
14
) s’effectue en collaboration avec le Centre
européen de recherche et de formation avancée en calcul scientifique CERFACS
15
, partenaire de
longue date d’EDF sur le cli
mat. Pour cet ensemble de modèles, les scénarios retenus pour les
différentes études, par souci de cohérence entre celles-ci, sont les suivants :
-
CMIP5 : les scénarios RCP4.5 et 8.5, ponctuellement le RCP6.0 ;
-
CMIP6 : les scénarios SSP1-2.6, SSP2-4.5, SSP3-7.0, SSP5-8.5.
L
a Cour note que le choix opéré par l’exploitant est large puisqu’il intègre quatre
scénarios de référence du GIEC sur cinq pour le CMIP6. La sélection des scénarios SSP5-8.5
et SSP3-7.0 est cohérente et pertinente dès lors que ce sont les scénarios les plus pessimistes et
que le SSP5-
8.5 est fortement recommandé lorsqu’il s’agit de confronter des systèmes critiques,
c’est
-à-dire des objets et installations nécessitant de résister aux aléas les plus intenses. Le
SSP3-7.0 est également utile pour simuler des impacts protéiformes et multi-reliés, comme
c’est le cas d’une industrie avec une longue cha
îne de valeur, comportant des risques de rupture
d’activité multiples dus à diverses instabilités (politique, climatique, disponibilité et
concurre
nce sur les ressources…). L’ajout d’un scénario complémentaire intermédiaire comme
le SSP2-4.5, souvent considéré comme le scénario le plus probable, permet de ne pas se limiter
à une seule vision pessimiste et d’évaluer la sensibilité du niveau des risques à l’utilisation de
tel ou tel scénario. En complément des modèles et projections du GIEC, ceux d’Euro
-Cordex
16
et Météo France, qui les affinent, sont très utiles pour les descentes d’échelle.
Au regard des incertitudes qui pèsent sur les modèles climatiques et les scénarios socio-
économiques, le service climatique d’EDF opère ainsi un travail de sélection et de combinaisons
tout en assurant une cohérence d’ensemble. Cette méthodologie, complexe, accompagnée par
des laboratoires de recherche (CERFACS, Institut Pierre Simon Laplace IPSL), ne fait
cependant pas l’objet d’une démarche normalisée et commune à l’ensemble des acteurs
concernés par l’adaptation du parc nucléaire au changement climatique.
13
Cinquième rapport du GIEC.
14
Sixième rapport du GIEC.
15
Équipe GLOBC Modélisation du climat et son changement global du CERFACS.
16
Il s’agit d’un e
nsemble de projections climatiques
concernant l’ensemble de
l'Europe d'une résolution sans
précédent (12 km) réalisé par une équipe internationale, dont le CEA et Météo France, qui affine les simulations
globales réalisées pour le cinquième rapport du GIEC. Ces simulations pour le XXI
e
siècle offrent désormais une
représentation beaucoup plus fine des phénomènes locaux et des événements extrêmes.
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20
B -
Les conséquences du changement climatique sur l’air, l’eau,
la mer
1 -
L
’augmentation des températures
a)
Le réchauffement de la surface du globe et de la France métropolitaine
Selon le dernier
rapport du GIEC l’augmentation de la température à la surface du globe
entre 1850-1900 et 2010-2020 est de 1,09°C
17
, avec un réchauffement plus prononcé au-dessus
des terres émergées (1,59°C) qu’à la surface de l’océan (0,88°C). Chacune des quatre dernières
décennies a été successivement plus chaude que les précédentes depuis 1850. Selon le GIEC :
«
La température à la surface du globe continuera à augmenter au moins jusqu'au milieu de ce
siècle, dans tous les scénarios d’émissions considérés. Un réchauffement planétaire de 1,5 °C
et 2 °C sera dépassé au cours du XXI
e
siècle, sauf si des réductions importantes des émissions
de CO
2
et d'autres gaz à effet de serre ont lieu au cours des prochaines décennies
»
18
.
L’augmentation moyenne des températures à la surface du globe dans les différents scénarios
est représentée ci-dessous :
Graphique n° 2 :
changement de température à la surface du globe
par rapport à 1850-1900
Source : GIEC sixième rapport, 2021, « Changement climatique 2021, Les bases
scientifiques physiques, Résumé à l’intention des décideurs
», B.5.3 page 25
En France, l’augmentation moyenne de la température atteste également d’un
réchauffement net depuis 1900 comme le montre le graphique ci-dessous. Selon Météo France,
ce dernier a connu un rythme variable, mais particulièrement marqué depuis 1980. En 2019, la
température moyenne annuelle de 13,7°C a dépassé la normale [1961-1990] de 1,8°C, plaçant
l’année 2019 au troisième rang des années les plus chaudes depuis le début du XX
e
siècle,
derrière 2018 (+ 2,1°C) et 2014 (+ 1,9°C).
17
Il s’agit de la valeur centrale moyenne estimée par le rapport. La fourchette estimée comme
très probable
par le
GIEC, correspondant à un intervalle de confiance à 90
%, est de 0,95°C à 1,20°C. Dans l’ensemble du présent
rapport, la Cour a retenu, sauf mention contraire, les valeurs centrales moyennes estimées et publiées par le GIEC,
sans mention des fourche
ttes d’estimation.
18
GIEC, sixième rapport Résumé à l’intention des décideurs «
Changement climatique 2021 - Les bases
scientifiques physiques ». B.1, page 15.
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DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
21
Graphique n° 3 :
évolution de la température moyenne annuelle
en France métropolitaine depuis 1900
Source : Météo France - MTE Data Lab Chiffres clés du climat France Europe Monde 2021
Note :
L’évolution de la température moyenne annuelle est représentée sous forme d’écart de cette dernière
à la moyenne observée sur la période 1961-1990 (11,8°C).
L’augmentation
de la température annuelle moyenne s’accompagne de celle de la fréquence
et de l’intensité des vagues de chaleur depuis 1947. Selon Météo France, le territoire métropolitain
subit cinq fois plus de vagues de chaleur depuis dix ans que dans les années 1980
19
. La dernière
vague de chaleur recensée officiellement a eu lieu en août 2022. Depuis 2010, on
dénombre 22 vagues de chaleur (seules les
années 2014 et 2021 y ont échappé), plus qu’au cours
de la période 1947-2000. Les projections de Réseau de transport d
’électricité (
RTE) font état
d’une augmentation très marquée de l’intensité attendue de ces épisodes caniculaires comme le
montre le graphique ci-dessous :
19
La France métropolitaine connaissait en moyenne 1,7 jour de vagues de chaleur par an avant 1989, elle en a connu
en moyenne 7,95 jours par an depuis 2000 et le chiffre correspondant atteint 9,4 jours au cours de la dernière décennie.
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22
Graphique n° 4 :
intensité des canicules simulées en climat 2000, en climat 2050 RCP4.5,
et comparaison avec les épisodes historiques
Source : RTE
Note :
RCP 4.5 scénario d’émissions de GES intermédiaire
Compte tenu de l’inertie climatique, le parc nucléaire français devrait donc conna
ître une
multiplication des épisodes climatiques chauds intenses qui affecteront la production des sites
les plus thermosensibles
20
au regard de la ressource en eau principalement (limites thermiques
et débits), à un moment où les besoins en électricité auront probablement augmenté
(électrification des usages, augmentation de la climatisation)
21
.
b)
La multiplication des évènements climatiques extrêmes
Le GIEC dans son dernier rapport indique qu’
«
il existe une relation directe entre
l’amplification de nombreux changements au sein du système climatique et l’augmentation du
réchauffement planét
aire. Il s’agit notamment de l'augmentation de la fréquence et de
l'intensité des extrêmes chauds, des vagues de chaleur marines, des précipitations extrêmes
[…]
». «
Chaque incrément supplémentaire de réchauffement planétaire entraîne la poursuite
de
l’amplification des changements dans les extrêmes. Par exemple, chaque demi
-degré
supplémentaire de réchauffement planétaire entraîne clairement une augmentation perceptible
de l'intensité et de la fréquence des extrêmes chauds, y compris les vagues de chaleur (
…
),
et des précipitations extrêmes
(
…
) »
22
.
20
Bugey, Golfech, Saint-Alban, Tricastin
21
Cf. notamment les scénarios de trajectoires de consommation à horizon 2050 de RTE dans « Futurs énergétiques
2050 », 2022.
22
GIEC 6
e
rapport Résumé à l’intention des décideurs «
Changement climatique 2021 - Les bases scientifiques
physiques », A.3.5. page 9 et B.2, et B.2.2, page 16.
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DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
23
2 -
La diminution des débits moyens et des étiages
Le
cycle de l’eau est intégralement affecté par le
changement climatique à cause de la
modification des régimes pluviométriques, du ruissellement et du niveau des mers.
L’intensification des événements extrêmes, comme les sécheresses, mène de surcro
ît à des
variations brutales du débit et du niveau d’eau.
À partir des dernières publications du GIEC, l
’étude de ces phénomènes à l’échelle
nationale et leur prospective ont été conduites principalement dans le cadre du projet de
recherche Explore 2070 (2010-2012), suivi par le projet Explore2
23
en 2021 destiné à
poursuivre la démarche et actualiser ses résultats
d’ici 2024
24
; il a également pour objet
d'accompagner les acteurs des territoires dans la compréhension et l'utilisation de ces résultats
pour adapter leurs stratégies de gestion de la ressource en eau.
L’objectif d’Explore 2070 sur l’hydrologie de surface était de réaliser une évaluation de
l’impact du change
ment climatique sur les eaux superficielles en termes de débits des cours
d’eau et de température de l’eau, ce qui concerne particulièrement les installations nucléaires.
Cette étude se base principalement sur le scénario d’évolution climatique A1B
25
du GIEC,
couplé à un ensemble de modèles climatiques et hydrologiques, à l’horizon 2046
-2065 en
France métropolitaine par rapport à un état de référence de la période 1961-1990.
Les travaux concluent à une évolution incertaine des précipitations - la plupart des modèles
s'accordant cependant sur une tendance à la baisse des précipitations en été sur l'ensemble de la
métropole, en moyenne de l'ordre de -16 % à -23 % -, une diminution significative globale des
débits moyens annuels à l'échelle du territoire, de l'ordre de 10 % à 40 % selon les simulations ;
cette diminution serait particulièrement prononcée sur les bassins Seine-Normandie et
Adour- Garonne, pour une grande majorité des cours d'eau ; elle le serait plus encore pour les débits
d’étiage
; les évolutions seraient plus hétérogènes et globalement moins importantes sur les crues.
23
Le projet Explore2 est conduit par
l’
INRAE et l'Office International de l'eau (OiEau) rassemblant les acteurs de
la recherche
afin d’
établir de premiers scénarios prospectifs de disponibilités des ressources en eau à l'échelle de
la France. Ce nouveau projet a été lancé en juillet 2021.
24
Peuvent également être mentionnés le projet Climaware (2010-2013) et le projet LIFE Eau & Climat -
Supporting long-term local decision-making for climate-adapted Water Management
lancé en septembre 2020
ayant pour
objectif d’aider les acteurs de la gestion l
ocale des ressources en eau, -en particulier dans le cadre des
Schémas d’aménagement et de gestion des eaux (SAGE)
- à évaluer les effets du changement climatique, à les
prendre en compte dans leur planification et à mettre en œuvre des mesures d’adaptation
.
25
Le scénario A1B GIEC 2007 conduit à une hausse de la température moyenne de + 2,8°C (1,7-
4,4°C) d’ici à 2100.
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24
3 -
L
’élévation du niveau de la mer
Le rapport du GIEC mentionne la progression de plus en plus rapide de la hausse du niveau
moyen de la mer sur l'ensemble du globe. Avec un degré de confiance élevé, il mentionne que le
niveau moyen de la mer à l'échelle du globe s'est élevé plus rapidement depuis 1900 qu’au cours
de tout autre siècle au cours des trois derniers millénaires
26
. Avec le même degré de confiance, il
estime que le niveau moyen de la mer s'est élevé de 0,20 m entre 1901 et 2018. Le rythme moyen
de cette élévation était de 1,3 mm/an entre 1901 et 1971. Il est passé à 1,9 mm/an entre 1971 et
2006, puis a encore augmenté pour atteindre 3,7 mm/an entre 2006 et 2018.
Il est quasi-certain
selon le GIEC que l’élévation du niveau moyen de la mer à l'échelle
du globe se poursuivra au cours du 21
e
siècle. Par rapport au niveau moyen atteint au cours de
la période 1995-2014, l'élévation probable à l'échelle du globe d'ici à 2100 est de 0,28 à 0,55 m
dans le cas du scénario de très basses émissions de GES (SSP1-1.9) ; de 0,32 à 0,62 m dans le
cas du scénario de basses émissions de GES (SSP1-2.6) ; de 0,44 à 0,76 m dans le cas du
scénario d’émissions de GES intermédiaires (SSP2
-4.5) et de 0,63 à 1,01 m dans le cas du
scénario d’émissions de GES très élevées (SSP5
-8.5)
27
.
Les projections à 2150 du GIEC, même si elles pâtissent d’un degré de confiance qualifié
de faible à moyen, sont intéressantes pour éclairer les décisions à prendre concernant le
« nouveau nucléaire », soit les réacteurs dont la mise en service pourrait intervenir à compter
de 2035 et dont la plupart seront probablement encore en exploitation au-delà de 2100
28
. Par
rapport à la même période de référence, l'élévation probable d'ici à 2150 est de 0,37 à 0,86 m
dans le cas du scénario d’émissions très faibles (SSP1
-1.9) ; de 0,46 à 0,99 m dans le cas du
scénario d’émissions faibles (SSP1
-2.6) ; de 0,66 à 1,33 m dans le cas du scénario intermédiaire
(SSP2-
4.5) et de 0,98 à 1,88 m dans le cas du scénario d’émissions très élevées (SSP5
-8.5)
29
.
Des effondrements de calotte glaciaire sont considérés par le GIEC comme des
évènements à faible probabilit
é mais il estime qu’une forte augmentation de la fonte de celle de
l’Antarctique ne peut être exclue même pour un niveau de réchauffement climatique situé dans
la fourchette très probable. Le Haut conseil pour le climat insiste également sur ce point
lorsq
u’il s’agit d’infrastructures à hauts risques tel
les que le nucléaire. Une élévation du niveau
moyen de la mer à l'échelle du globe supérieure aux fourchettes mentionnées précédemment et
approchant 2 m d'ici à 2100 et 5 m d'ici à 2150 dans le cas d’un scénario d’émissions de GES
très élevées (SSP5-
8.5) ne peut être exclue, en raison, indique le GIEC, de l’incertitude
profonde liée au processus des calottes glaciaires
30
(cf. graphique n° 5). Il convient dès lors
d’être attentif à cette hypothèse d’autant que d’autres facteurs, météorologiques ou
astronomiques peuvent amplifier ses effets (vents, coefficients de marée …).
26
GIEC 2022, « Changement climatique 2021, Les bases scientifiques et physiques, Résumé aux décideurs »,
A.2.4 page 8
27
GIEC 2022, « Changement climatique 2021, Les bases scientifiques et physiques, Résumé aux décideurs »,
B.5.3, page 24
28
Ce sera le cas de tous les réacteurs EPR2 dont la mise en service interviendrait après 2040 puisque leur durée
d’exploitation prévue est d’au moins 60 ans. La
majorité des 14 EPR2 envisagés est donc concernée.
29
GIEC 2022, « Changement climatique 2021, Les bases scientifiques et physiques, Résumé aux décideurs »,
B.5.3, page 24. Degré de confiance : moyen.
30
Le degré de confiance mentionné ici par le GIEC est : faible.
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UNE PRISE EN COMPTE PROGRESSIVE DES ENJEUX
DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
25
Graphique n° 5 :
changement global du niveau de la mer par rapport à 1900
Source : GIEC 6
e
rapport
C -
L’appréciation plus difficile des
conséquences à court terme
du changement climatique pour le parc nucléaire
La période qui s’ouvre
pour le parc nucléaire devrait être marquée par la concomitance
de la construction de nouveaux réacteurs, qui fonctionneraient pour l’essentiel pendant la
seconde moitié du XXI
e
siècle
, et de l’exploitation du parc actuellement en activité, qui, même
si la prolongation de la durée d’exploitation de la plupart des réacteurs devait être autorisée,
arrivera pour l’essentiel en fin de vie d’ici le milieu du siècle.
Les projections climatiques à horizon 2100, couvertes par le dernier rapport du GIEC,
fournissent une base robuste à EDF pour déterminer ses actions d’adaptation à long terme,
notamment sur les projets de réacteurs EPR2.
Au cours de l’enquête,
EDF a rappelé le fait que
l’horizo
n de temps considéré pour les
études sur le parc existant (en activité) est supérieur à dix années, compte-tenu des réexamens
périodiques de sûreté des installations à un rythme décennal et du temps nécessaire pour
déployer ensuite les éventuelles modifications sur l'ensemble des réacteurs d'un palier.
Néanmoins
les études et projections climatiques actuelles, d’une échelle de temps plus
longue, à 2050, à 2100, sont peu adaptées à des échéances plus proches (10 à 20 ans)
. C’est une
des difficultés rencontrées par l’exploitant pour adapter le parc actuel dans une
approche
économiquement optimisée.
L’exploitant se base
alors sur les tendances observées par le passé
et sur les projections futures du climat à un terme plus éloigné pour proposer des demandes
d’adaptation de certains paramètres ou normes à ces échéances plus courtes.
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COUR DES COMPTES
26
II -
Les principaux enjeux du changement climatique
pour le parc nucléaire et son évolution
A -
Le parc électronucléaire français et ses perspectives
Tous les réacteurs nucléaires français en service sont issus
d’
une même technologie : ce
sont des réacteurs à eau pressurisée de deuxième génération dits « REP » (cf. annexe n° 5). Ils
ont été construits
sur une période d’une trentaine d’année
s à la fin du 20
e
siècle, à partir d’un
programme élaboré dans les années soixante et lancé à grande échelle dans les années 70
31
. Les
questions liées au changement climatique n’étaient pas alors aussi prégnantes et ne faisaient pas
fait l’objet d’une attention particulière
.
Le parc nucléaire a assuré 69 % de la production électrique française en 2021, soit
361 TWh. Sa maintenance et sa pérennité sont des enjeux majeurs pour les besoins en électricité
du territoire. Conçus pour être exploités 40 ans, les réacteurs qui seront, le cas échéant, autorisés
à fonctionner au-delà de cette durée atteindront
une moyenne d’âge d’environ
45 ans en 2030.
Le programme de maintenance, évalué par la Cour à 100
Md€
pour la période 2014-2030
32
,
incluant le « grand carénage »
33
, vise à assurer la poursuite de leur exploitation dans des
conditions de sûreté permettant d’obtenir les autorisations nécessaires de la part de l’ASN. Les
perspectives de plus long terme, au-delà de 2030, concernant leur maintien en fonctionnement,
seront appréciées au cas
par cas par l’ASN
34
.
L
’homogénéité technologique du parc
est un atout au regard des compétences acquises et
développées en France sur ce type de réacteurs mais présente également des risques dès lors
qu’
un défaut de conception ou de fabrication peut se répliquer en cascade. EDF a ainsi été
récemment confronté à des problèmes de corrosion sous contrainte sur les tuyauteries de
nombreux réacteurs
35
. Les arrêts en découlant se sont ajoutés au décalage des arrêts de
maintenance dus à la pandémie de covid 19, puis ils se sont superposés aux conséquences des
canicules et sécheresses que connaît la France depuis avril 2022, avec un niveau bas des rivières
utilisées pour refroidir les réacteurs nucléaires
jamais atteint depuis 20 ans. L’ensemble de ces
31
Les 58 réacteurs REP ont été raccordés au réseau entre 1977 (Fessenheim-1) et 1997 (Civaux-2).
32
Cour des comptes, La maintenance des centrales nucléaires : une politique remise à niveau, des incertitudes à
lever, rapport public annuel, 2016.
33
Le programme « grand carénage
» regroupe l’ensemble des investissements de maintenance prévus pour la
période 2014-2030. Il vise à améliorer la sûreté nucléaire (notamment post-Fukushima) et à assurer de bonnes
performances d’exploitation.
34
L’ASN a statué le 23 février 2021 sur les conditions génériques de la poursuite de fonctionnement des réacteurs
de 900 MWe d’EDF au
-delà de leur quatrième réexamen périodique (VD4).
35
EDF a pris la décision d’arrêter les quatre réacteurs du palier P4 suite à la détection d’un problème de fissuration
résultant d’un phénomène de corrosion sous contrainte sur le réacteur 1 de la centrale de Civaux en octobre 2021.
Le ré
acteur 2 avait été arrêté par anticipation en novembre 2021 et les contrôles ont révélé la présence d’indications
similaires à celles relevées sur le réacteur 1. Concomitamment, le contrôle réalisé lors de la troisième visite
décennale du réacteur 1 de la centrale de Penly a mis en évidence des indications sur les mêmes tuyauteries de ce
réacteur. Le 11 février 2022, EDF a présenté à l’ASN un état des lieux actualisé sur le phénomène de corrosion
sous contrainte (CSC) détecté sur plusieurs de ses réacteurs,
identifié six réacteurs qu’elle considère devoir
recontrôler à court terme. Les contrôles sur ces six réacteurs prioritaires seront réalisés au cours d’arrêts débutant
au plus tard d’ici fin avril 2022. Enfin, EDF a également proposé une stratégie de contrôle de l’ensemble de ses
réacteurs qui a reçu un avis favorable de l’ASN en juillet 2022.
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DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
27
éléments fait
de l’année 2022 une année caractérisée par davantage d
e baisses et
d’
arrêts de
production.
Confronté à l’arrêt simultané de très nombreux réacteurs, jusqu’à 32 en septembre
2022, EDF a donc dû revoir à la baisse à plusieurs reprises ses prévisions de production
électronucléaire, très sensiblement pour 2022 et, dans une moindre mesure, pour 2023 et 2024.
Cette baisse de la production d’origine nucléaire amènera EDF à devoir constater une
perte d’un montant historique pour l’exercice 2022.
Graphique n° 6 :
production nucléaire mensuelle
Source : RTE
Note : une production nucléaire très faible pour la période : en juillet et août, la production nucléaire a continué de diminuer
pour s’établir à 18,1 TWh au mois d’août, soit une baisse de 37,9 % par rapport au même mois de l’année dernière. C’est la
plus faible production nucléaire mensuelle depuis plus de 30 ans. En moyenne, seulement 43,1 % du parc nucléaire installé a
été disponible sur la période (soit une disponibilité moyenne de 26,5 GW). Cette faible disponibilité s’e
xplique par la
concentration des arrêts pour maintenance au cours de l’été en préparation de l’hiver, et par les arrêts pour contrôles de
sûreté liés aux défauts de corrosion sous contraintes identifiés sur certains réacteurs, encore en cours pendant l’été
.
Le Président de la République a évoqué à Belfort en février 2022
36
la construction d’une
première tranche de six EPR2
37
de 1650 MW, puis d’une seconde tranche en option de huit
EPR2, en plus de l’EPR de Flamanville en cours de construction
.
36
Déclaration du Président de la République sur la politique de l’énergie le 10 février 2022 à Belfort.
37
L’EPR2 est la version industrialisée de la tête de série EPR, en cours de construction à Flamanville. C’est une
version optimisée du premier réacteur EPR, dont il reconduit néanmoins largement les solutions techniques et le
référentiel de mise en œuvre.
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28
Ces annonces s
’inscrivent dans la lignée des scénarios N2 et
N03 de mix de production à
horizon 2050 du rapport « Futurs énergétiques 2050 »
38
qui proposent le déploiement de 23 GW
de puissance installée, soit 14 EPR2 de 1650 MW.
Elles s’inscrivent également dans une perspective d’arrêt, à un terme non défini, de
l’exploitation de l’actuel parc nucléaire qui, hors poursuite de l’exploitation de tous les réacteurs
jusqu’à 60 ans, fait apparaître une zone de risque en matière de disponibilité de puissance
nucléaire dès 2035
en fonction du scénario d’arrêt choisi.
Le scénario d’arrêt des centrales entre la
quatrième et la cinquième visite décennale (VD4
et VD5), induit ainsi une disponibilité totale en puissance du parc inférieure à 20 GW de 2035
à 2047, sans tenir compte des aléas dus au changement climatique ou à toute autre cause
(technique, comme celle due à la corrosion actuellement, ou de planning de construction des
EPR2). Le scénario
de mise à l’arrêt définitif de tous les réacteurs à la
cinquième visite
décennale (VD5) fait apparaître au cours de la période 2040-2050 une disponibilité en puissance
du parc inférieure à 30 GW. Seuls les scénarios
qui envisagent des mises à l’arrêt au terme de
50 à 60 ans de fonctionnement, voire le scénario arrêt de tous les réacteurs à la sixième visite
décennale (VD6), seraient susceptibles d’assurer un socle de puissance supérieur ou égal à
40 GW. Il apparaît donc nécessaire de tenir compte du scénario de poursuite de fonctionnement
à 60 ans du parc actuel, c’est à dire jusqu’en 2050 e
nviron.
B -
Le changement climatique et les enjeux liés à la sûreté des réacteurs
et à la production d’électricité
1 -
La prise en compte des agressions externes d’origine naturelle
pour assurer la sûreté des réacteurs
Les centrales nucléaires sont conçues pour être robustes face aux agressions internes ou
externes, liées à des phénomènes naturels ou dues à des activités humaines qui pourraient
endommager de manière directe ou indirecte les structures, systèmes ou composants nécessaires
pour assurer leur sûreté. Qu
e ce soit pour l’actuel parc nucléaire ou de futurs EPR2, la sûreté
de l’installation face aux agressions est examinée à la fois en phase de conception
39
lors de la
démonstration de sûreté, mais également lors des réexamens périodiques. Ces derniers, en
tenant compte des agressions climatiques et de leurs évolutions actualisées, permettent
d’intégrer les projections climatiques au fur et à mesure de leurs consolidations.
La démonstration de sûreté des centrales nucléaires contre les agressions, requise au titre
de l’arrêté fixant les règles générales applicables aux
installations nucléaires de base (INB)
40
,
comprend des indicateurs qui correspondent à des paramètres physiques utilisés pour
38
RTE Rapport « Futurs énergétiques 2050 » publié en octobre
2021, suite à une demande d’étude du
gouvernement, dès 2018, sur l’avenir du système électrique français, propose des scénarios de mix de production
permettant d’atteindre la neutralité carbone à 2050. Il intègre six scénarios principaux, dont trois envisa
gent la
présence de nouveaux réacteurs nucléaires.
39
S’agissant du parc nucléaire actuel, le niveau plus élevé d’aléas climatiques consécutif au changement climatique
n’était pas prise en compte initialement.
40
Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base (INB). En
particulier l’article 3.6 sur les agressions externes à prendre en considération.
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29
caractériser les niveaux d’agressions externes d’origine naturelle (ici les agressions liées au
climat) à prendre en compte pour protéger les réacteurs nucléaires. Cet arrêté ne prévoit pas
explicitement l’adaptation
au changement climatique, mais impose la prise en considération des
conditions météorologiques ou climatiques extrêmes, les inondations d’origine externe, la
foudre et les interférences électromagnétiques ainsi que les interactions plausibles entre les
agressions pouvant se cumuler, à chaque démonstration de sûreté, en particulier lors de chaque
visite décennale (VD).
S’agissant du
« nouveau nucléaire », le g
uide de l’ASN pour la conception des réacteurs
à eau sous pression
41
aborde les questions climatiques par l’identification des agressions da
ns
le
référentiel d’objectifs, d’exigences, d’événements à prendre en compte et de règles d’étude
pour l’analyse des agressions externes naturelles dans le domaine de conception étendu
42
.
L’objectif affiché est de minimiser les risques
liés à ces agressions : «
Pour l’identification des
agressions externes naturelles à retenir dans le domaine de conception étendu, la sévérité de
l’agression en fonction de sa fréquence annuelle de dépassement estimée doit être établie
lorsque cela est possible. Pour les agressions naturelles externes dont la fréquence annuelle de
dépassement de l’aléa ne peut pas être calculée, ou lorsque les incertitudes sur cette valeur
sont trop élevées, un « événement »
d’une plus grande sévérité que celle qui est considérée dans
le domaine de conception de référence doit néanmoins être retenu et justifié
». Il rappelle
également que les évolutions prévisibles de ces agressions pendant la période d’exploitation du
réacteur, en particulier celles des conditions climatiques et de la météorologie doivent être
prises en compte. Ce qui traduit la nécessité pour l’ASN d’envisager dès la conception et de
projeter tout au long de sa durée d’exploitation les variations climatiques que va conna
ître un
réacteur pour s’assurer de sa sûreté.
Tableau n° 2 :
liste des a
gressions externes d’origine climatique
et paramètres physiques associés
Agressions externes d’origine climatique
Paramètres physiques
Canicule
Température maxi air et eau
Inondation externe
Débit et/ou niveau haut de la source de prélèvement en eau
(Source Froide), pluie, vitesse de vent associée à la houle
Sécheresse
Débit et/ou niveau bas de la Source Froide
Neige et vent
Vitesse de vent et niveau de neige
Tornade
Fréquence et intensité des tornades
Grand froid, frasil et prise de glace
Températures mini air et eau
Foudre
Épisodes orageux / caractéristiques des arcs de foudre
Source : EDF
41
Conception des réacteurs à eau sous pression, g
uide de l’ASN n°
22 • Version du 18/07/2017
.
42
Le domaine d
e conception étendu correspond au fait de s’assurer de la capacité de l’installation à faire face à
des événements déclencheurs plus complexes ou plus sévères que ceux qui sont pris en compte dans le domaine
de conception de référence.
Guide de l’ASN n°
22
• Version du 18/07/2017
.
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30
À ce jour, EDF répartit les agressions en quatre familles en fonction de leur sensibilité au
changement climatique et des incertitudes qui pèsent sur cette sensibilité :
Famille 1 :
aléas climatiques dont l’évolution est certaine et peut être projetée, selon le
consensus de la communauté scientifique. Ce sont les températures chaudes (air et eau) et le
niveau marin ;
Famille 2 :
aléas climatiques dont l’évol
ution est possible, mais dont les projections sont
encore incertaines. Il s’agit de la sécheresse, comprenant l’étiage, caractérisé par le niveau et le
débit d’eau au niveau des centrales
;
Famille 3 : aléas dont aucune tendance d
’
évolution ne peut être identifiée pour le territoire
national. Il s’agit des régimes de tempêtes, des fortes pluies, de la foudre, de la grêle, des débits
exceptionnels des fleuves, du vent et des tornades ;
Famille 4 :
aléas dont l’évolution identifiée rend la situation actuelle
conservative
43
.
Il s’agit des températures froides (air et eau), du frasil et de la neige.
Paramètres physiques constituant un enjeu prioritaire
au regard du changement climatique et risques associés
Températures élevées de l’air et de l’eau
-
Atteinte des températures considérées pour le maintien des performances requises des matériels
-
Diminution de la puissance thermique pouvant être évacuée vers le milieu extérieur
Sécheresse entrainant une diminution des débits des cours d’eau (dont étiage)
-
Baisse de production électrique pour respecter les arrêtés de rejets (thermiques en particulier)
donc risque sur la production
-
Perte de la source froide de sûreté
, si le point de prélèvement d’eau n’est plus alimenté correctement
par exemple, donc risque sur la sûreté
Niveau marin (risque de submersion marine)
-
Débordement de la source froide en tenant compte de la conjonction d’évènements (ex
: marée haute
+ dépression atmosphérique, forte houle + vent)
-
Déversement sur la plateforme de l’installation (ex
: pluie importante)
-
Remontée de nappe phréatique
Pour les aléas des familles 1 et 2, des projections temporelles sont réalisées pour alimenter
les stratégies de prévention et d'adaptation du parc nucléaire. En effet, il ressort des exercices
de veille climatique réalisés par EDF
44
que les paramètres identifiés comme les plus sensibles
au changement climatique, et dont l’évolution prévisible ou possible est consolidée et jugée
43
La notion d’approche conservative est utilisée pour désigner une démarche (d’étude d’une problématique, de
réalisation de calculs) fondée sur des hypothèses qui majorent les effets des phénomènes pouvant altérer les
performances
d'un matériau, d'un équipement ou d’une installation, susceptibles d’affecter la sûreté nucléaire ou
la radioprotection.
44
Les veilles climatiques réalisées par l’exploitant s’appuient sur les rapports réguliers et spéciaux du GIEC, les
rapports de
l’ONERC, les publications du portail «
DRIAS les futurs du climat », les travaux du BRGM, et diverses
publications internationales sur le climat.
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31
défavorable, correspondent à ceux de ces deux familles. En parallèle, une surveillance
permanente
de l’ensemble des indicateurs est réalisée
in situ
afin de détecter toute situation
anormale liée à un niveau élevé ou à une évolution de tendance
découlant d’
une accélération
du changement climatique.
Pour les paramètres associés aux autres familles d’aléas, il n’y pas de marges spécifiques
dues au changement climatique prises dans la définition de l’aléa, mais ces paramètres s
ont
suivis durant l’exploitation et viennent alimenter (en fonction de leur tendance) les réexamens
périodiques de sûreté.
2 -
Les enjeux liés à la ressource en eau
Les
évolutions climatiques rendront plus sensibles les conflits d’usage de l’eau
(consommation en eau potable, agriculture, autres industries). L’exploitation des installation
nucléaires est susceptible
d’exercer une press
ion supplémentaire sur
l’environnement
immédiat, notamment quand il concerne des
cours d’eau dont le débit baisse
.
a)
Les besoins en eau du parc nucléaire
Les précipitations sur le territoire métropolitain apportent en moyenne 512 milliards de
m
3
d’eau par an, soit l’équivalent de 932 mm (normales climatologiques 1981
-2010). Une partie
de l’eau retourne vers l’atmosphère via en particulier l’évaporation, de la végétation, du sol.
L’autre partie, environ 40
% (soit environ 200 milliards de m3
d’eau), constitue
« la pluie
efficace »
. C’est l’eau qui est disponible pour alimenter les cours d’eau et les nappes
souterraines via les écoulements et l’infiltration.
Le volume d’eau douce prélevée pour satisfaire les principaux usages de l’eau s’élève à
33,5 milliards de m
345
, ce qui représente environ 15 % de la pluie efficace (moyenne
2008- 2018). Un peu plus de la moitié est destinée au refroidissement des centrales
électronucléaires, qui en restituent la quasi-totalité au milieu naturel, soit 98 %. Ainsi si le
prélèvem
ent d’eau est important en volume pour les centrales, la consommation est minime
puisque cette eau prélevée est presque entièrement rejetée dans le milieu aquatique, à proximité
du point de prélèvement mais
à une température plus élevée. L’usage nucléaire de l’eau sollicite
quasi-exclusivement les eaux de surface.
45
Sur la base des données collectées par la BNPE, le volume d’eau douce prélevé chaque année en France est
estimé à plus de 800 milliards de m
3
(2018), mais près de 96
% de ce volume concerne l’utilisation de la force
motrice de l'eau pour produire de l'électricité (barrages hydroélectriques). Dans les 4 % restants (pour 2018 près
de 33 milliards de m
3
), plus de la moitié reste principalement destinée à la production d’énergie nucléaire.
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32
Graphique n° 7 :
p
rélèvements et consommation d’eau douce en France métropolitaine,
par usage et par bassin hydrographique, en millions de m
3
, moyenne 2008-2016
Source : Portail https://www.notre-environnement.gouv.fr/ du Commissariat général au développement durable (CGDD)
Les prélèvements
d’eau douce pour les usages liés à la production d’électricité nucléaire
ne sont pas homogènes en fonction des régions. Les ordres de grandeur placent la région
Auvergne Rhône-Alpes en tête avec 70 %
du prélèvement total nécessaire à l’exploitation du
parc de réacteurs nucléaires, soit environ 11,5 milliards de m
3
sur les 16,1 milliards de m
3
prélevés pour l’ensemble du
parc (2018). 35 %
du volume d’eau douce prélevée pour satisfaire
les principaux usages de l’eau en France l’est en région Auvergne Rhône
-Alpes au titre de la
production d’énergie électrique nucléaire. Cette région représente néanmoins à elle seule un
peu plus de 53 % des eaux de surface du territoire (2018).
Les prélèvements d’eau servent, de manière générale
:
-
à
l’alimentation des circuits d’eau du tertiaire pour le refroidissement des condenseurs des
groupes turboalternateurs et des différents circuits auxiliaires et de sauvegarde ;
-
à la fabrication d’eau déminéralisée pour les circuits primaire et secondaire
« eau-vapeur »
sous pression, ou d’autres utilisateurs
;
-
à l’alimentation en eau du réseau incendie, et à divers usages industriels
;
-
aux besoins en eau potable pour les sanitaires, les vestiaires, la restauration du personnel et
les laveries ;
-
à la constitution de réserves en eau pour réaliser des appoints, ou disposer de stockages de
sécurité et sûreté.
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33
La sûreté des installations requiert le maintien d’un niveau minimal d’eau pour répondre
au besoin des pompes d’alimentation des circuits devant rester touj
ours en eau.
Schéma n° 1 :
c
ircuits de prises d’eau et de rejets des effluents d’une centrale
Source : EDF
Les besoins en eau des circuits de refroidissement sont les plus importants en termes
quantitatif (le débit est exprimé en m
3
/s). Comme évoqué précédemment, le type de circuit
(ouvert ou fermé) influe fortement sur les débits et volumes prélevés (cf. annexe n° 6). Le
tableau suivant présente les ordres de grandeurs de ces débits et volumes.
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34
Tableau n° 3 :
ordres de grandeur des débits et volumes prélevés
suivant le circuit de refroidissement par tranche
Source : EDF
Les chiffres rapportés à l’énergie électrique produite par unité de production (ou tranche),
figurent dans le tableau ci-après.
Tableau n° 4 :
v
olumes d’eau prélevés par unité de production et par type de circuit
Source froide
Volume (m³/ MWh)
Refroidissement des condenseurs en circuit ouvert
Prélèvement de 150 à 230 m³/ MWh
Pas de consommation directe
Refroidissement des condenseurs en circuit fermé
Prélèvement de 5 à 20 m³/ MWh
Consommation par évaporation de 2 à 2,5 m³/ MWh
Source : EDF
b)
La pression exercée par le changement climatique sur la ressource en eau
Le changement climatique opère des modifications substantielles sur les températures, les
précipitations, la fonte des glaces, le niveau des eaux et la multiplication des évènements
extrêmes (tornades, pluies torrentielles, inondations, sécheresses, canicules…). À l’échelle du
globe, l
e cycle de l’eau
est intégralement affecté par ces modifications, susceptibles
d’engendrer
une profonde perturbation de la disponibilité des ressources en eau et des milieux aquatiques.
Une plus faible disponibilité de la
ressource renforce l’enjeu que constitue
nt sa gestion et
son partage au regard de la multiplicité de ses usages et des spécificités de chaque bassin
(alimentation en eau potable, agriculture, loisirs, industries etc.).
Les enjeux qui en découlent sur les centrales nucléaires en exploitation sont multiples et
portent sur toutes les interactions avec la source froide, c’est
-à-dire tant sur les prélèvements
que sur les rejets
. Ces interactions font l’objet d’un arrêté spécifique à chaque
centre nucléaire
de production d’électricité (
CNPE)
46
matérialisant les décisions prises par l’ASN fixant les
valeurs limites applicables, conformément à l’article R.593
-
38 du Code de l’environ
nement.
46
La décision ASN n° 2014-DC-0469 du 2 décembre 2014 fixant les prescriptions relatives aux modalités de
prélèvements et de consommation
d’eau et de rejet dans
l’environnement des effluents
liquides et gazeux du CNPE
de Saint-Alban en est un exemple.
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35
La disponibilité de la source froide représente le premier enjeu lié au changement
climatique. Le début du XXI
e
siècle est particulièrement marquées par des épisodes
caniculaires, quasi-
annuels depuis 2017, qui obligent l’exploitant des centrales n
ucléaires à
s’adapter, en modulant la puissance des réacteurs ou en les arrêtant, pour respecter les limites
réglementaires (rejets thermiques et/ou débit minimum à respecter en aval). Ces situations de
plus en plus fréquentes et intervenant de plus en plus tôt dans la saison
47
imposent à l’exploitant
de tenir
compte des effets du changement climatique sur cette ressource et d’anticiper les
évolutions à venir par des projections de moyen et long terme et par des mesures d’adaptation
adéquates sur le parc actuel comme sur le parc futur.
S’agissant
des rejets, q
u’ils soient liquides
48
ou thermiques, que les rejets liquides soient
des effluents radioactifs ou des effluents chimiques
49
, ou qu’il s’agisse de l’énergie non
transformée en électricité et cédée au milieu aquatique
50
(eau chaude) (cf. annexe n° 7), ils sont
tous strictement encadrés par des procédures et des limites fixées par la réglementation qui
restreint leur concentration dans le débit fluvial.
Ainsi, p
our les sites implantés en bord de cours d’eau, le rejet de type radioactif n’est
autorisé que si le
débit du cours d’eau est compris dans une plage fixée par la réglementation.
Si tel n’est pas le cas, l’exploitant est alors amené soit à le réduire en interrompant ou en
réduisant la production d’un ou plusieurs réacteurs, soit, sous réserve d’en obtenir l’autorisation
par l’ASN,
à utiliser des réservoirs supplémentaires pour stocker les effluents avant rejet, ce qui
peut temporairement desserrer les contraintes d’exploitation de la centrale. De même, pour les
rejets thermiques en rivières, les limites imposées par la réglementation sous forme de
température maximale en aval et/ou d’écart maximal entre la température en aval et en amont
de la centrale constituent des contraintes d’exploitation imposant à EDF d’adapter sa production
à la situation. Lorsque le maintien en exploitation des réacteurs est jugé nécessaire au maintien
de l’équilibre et de la stabilité du réseau, des dérogations temporaires peuvent être accordées,
après décision de l’ASN, comme ce f
u
t le cas durant l’été 2022 (
cf. infra).
Les rejet
s thermiques et les rejets d’effluents liquides (radioactifs et chimiques), mais
également l’entartrage des installations (aéroréfrigérant, condenseur) sont donc tributaires des
conditions hydro-
climatiques comme la température et l’humidité de l’air, la température d’eau
et le débit du cours d’eau, ou encore la qualité d’eau globale du cours d’eau.
47
En 2022, les premières mesures d’adaptation à la disponibilité de la sourc
e froide en raison de chaleurs ont eu
lieu en avril, soit le plus tôt jamais observé.
48
Il existe également toute la gamme de rejets gazeux (effluents radioactifs gazeux, rejets chimiques gazeux)
49
Une centrale a besoin de produits chimiques pour son fonctionnement. Ces rejets chimiques sont liés principalement
à l’usure des condenseurs, au conditionnement des circuits primaire et secondaire, aux traitement biocide et antitartre
du circuit de refroidissement ainsi qu’aux rejets des stations de déminéralisation et d’épuration des sites.
50
En circuit ouvert, l’énergie non transformée en électricité est renvoyée au milieu aquatique sous forme de chaleur
(mer ou cours d’eau), en circuit fermé, 95
% de l’énergie non transformée en électricité est évacuée dans
l’a
tmosphère par évaporation et convection via les aéroréfrigérants.
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36
L’ensemble de ces paramètres hydro
-climatiques vont contribuer :
-
à la modification de la performance des tours aéroréfrigérantes, faisant varier les rejets
th
ermiques à la hausse ou à la baisse ainsi que la quantité d’eau évaporée
;
-
au développement de micro-organismes pathogènes dans les circuits (développement
d’amibes et/ou légionelles), voire dans l’environnement (développement de cyanobactéries
ou de vibrions), nécessitant la mise en place de traitement biocides et modifiant la qualité
microbiologique de l’eau à l’aval du site
;
-
à l’entartrage des installations (aéroréfrigérant, condenseur) conduisant au renforcement
des traitements antitartres et aux rejets associés ;
-
à la modulation des prélèvements d’eau ou des rejets thermiques en fonction des débits et
de la température du cours d’eau
;
-
à la mise en place de gestion spécifique des rejets effluents liquides suivant le débit atteint
dans le cours d’eau.
Enfin,
les risques d’inondation ou de submersion marine peuvent provenir d’un
débordement de la source froide (crue, rupture d’ouvrage de retenue), d’arrivée d’eau directe
sur la plateforme de la centrale (pluies, rupture d’équipements) ou encore de remonté
es des
nappes phréatiques. Ces phénomènes peuvent provoquer des infiltrations d’eau dans des locaux
renfermant des éléments nécessaires au maintien de la sûreté nucléaire. Leur prise en compte,
nécessaire dès la conception des centrales nucléaires, est également strictement encadrée par
des référentiels de sûreté
contraignants et des guides édictés par l’ASN.
Principaux enjeux dus au changement climatique sur la ressource en eau
Pour les cours d’eau
-
Disponibilité de la ressource en eau (raréfaction, débit réduit, étiage)
-
Température de l’eau, réchauffement (amont et aval)
-
Gestion de la ressource en eau, compétition d’usages
-
Dilution des rejets radioactifs, chimiques et thermiques
-
Inondations
Pour les littoraux
-
Niveau de la mer / Submersion marine
Ces enjeux
sont identifiés et intégrés par l’exploitant. La responsabilité qui lui incombe en
matière de sûreté
et d’engagement de production l’oblige à effectuer des projections de moyen et
long terme sur les effets du changement climatique de manière à anticiper les évolutions pour
adapter l’outil de production nucléaire actuel, dimensionner de futures centrales qui
comporteraient des réacteurs de type EPR2 et choisir des sites d’implantation adaptés. Pour sa
part, l’ASN s’assure que les adaptations proposées par l’
exploitant permettent de garantir la sûreté
de l’exploitation et que son impact sur l’environnement demeure aussi limité que possible.
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UNE PRISE EN COMPTE PROGRESSIVE DES ENJEUX
DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
37
3 -
Les conséquences des modifications hydrologiques
Une centrale nuclé
aire n’est pas un système fermé, mais une
infrastructure industrielle en
constante interaction avec son environnement aquatique, terrestre, aérien, dans un cadre
réglementaire strict. La réalisation de prélèvements d’eau modifie l’hydrologie et la
disponibilité de la ressource en eau en aval, si ces prélèvements ne sont pas entièrement restitués
(consommation d’eau liée à l’évaporation dans les tours aéroréfrigérantes). L’aspiration à la
prise d’eau a une influence sur les communautés biologiques aquatiques. Les interactions sont
également liées aux rejets thermiques, chimiques, microbiologiques et radioactifs liquides qui
modifient localement la qualité d’eau (physico
-chimie, biologie ou microbiologie) du milieu
récepteur en aval, en lien avec la zone de dilution des rejets.
L’annexe n
° 8 établit une synthèse des interactions des installations avec le milieu
aquatique et de leur sensibilité aux conditions hydro-climatiques.
Ces interactions avec le milieu aquatique sont d’abord analysées à travers les études
d’impact réalisées dans le cadre des demandes d’autorisations de prélèvements et de rejet des
installations. Chaque type de rejet fait l’objet d’une limite réglementaire justifiée dans l’étude
d’impact garantissant l’absence d’effets notables sur le milieu aquatique. L’étude d’impact
couvre les s
ituations de fonctionnement normal et dégradé de l’installation, les situations
accidentelles en sont donc exclues. Elles sont tenues à jour régulièrement, au rythme des
réexamens décennaux. Pour le parc nucléaire, ces études d’impact se basent notamment s
ur la
surveillance continue des rejets et du milieu récepteur qui permet de vérifier
a posteriori
l’absence d’impact significatif du fonctionnement des sites sur le milieu aquatique.
Par ailleurs, depuis les années 70, EDF étudie les effets des rejets thermiques des centrales
nucléaires sur le milieu aquatique et la biodiversité et engage depuis plus de vingt ans des
programmes pluriannuels de recherche avec des partenaires scientifique sur les effets de la
thermie sur l’hydrobiologie. La multiplication
des épisodes caniculaires depuis le début des
années 2000 ayant mis en évidence cette thématique, un rapport du Comité national de suivi
des rejets d’eau exceptionnels des centrales de production d’électricité
51
, est venu préciser en
2004, les orientations nécessaires en la matière : «
Engager un programme scientifique de
recherche destiné à améliorer la connaissance des écosystèmes aquatiques, avec une
participation des producteurs d’énergie.
»
. Ce rapport relève les liens forts entre les
températures de fleuve et les débits qui y transitent : «
En effet, plus l’épaisseur de la lame
d’eau est faible, plus le réchauffement par contact avec l’atmosphère est important et plus la
dilution d’un rejet de débit constant est faible. La diminution du débit du fleuve
servant au
refroidissement de la centrale est un facteur aggravant de l’impact de la canicule
».
L’exploitant prend en compte les effets du changement climatique sur la sensibilité
thermique du milieu ainsi que sur la sensibilité de la biocénose
52
aquatique à la thermie. Le
changement climatique est également pris en compte pour évaluer l’évolution des débits moyens
des fleuves qui servent aux calculs d’impact environnemental et sanitaire liés aux rejets chimiques
et radioactifs liquides, ainsi qu’aux calculs d’échauffement liés aux rejets thermiques.
51
Rapport à la ministre de l’écologie et du développement durable du comité national de suivi des rejets d’eau
exceptionnels des centrales de production d’électricité, comité mis en place en
2003 suite à la canicule.
52
Ensemble des êtres vivants qui occupent un milieu donné (le biotope), en interaction les uns avec les autres et
avec ce milieu. La biocénose forme, avec son biotope, un écosystème.
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38
4 -
Les autres types d’impacts à prendre en compte
Les exploitants d’installations nucléaires sont tributaires de prestataires qui fournissent
des produits et des services à toutes les étapes du cycle de vie d’un
réacteur (conception,
construction, mise en service, exploitation, mise à l’arrêt et démantèlement). La résilience de
cette chaî
ne d’approvisionnement au changement climatique est un sujet qui a été évoqué par
l’exploitant mais également par le Haut consei
l pour le climat, notamment au regard de
l’expérience acquise durant la pandémie de
covid 19 qui a perturbé certaines chaines
d’approvisionnement
53
. Une surveillance de l’ensemble de cette chaîne dans le domaine
nucléaire est donc essentielle tant pour les nouvelles constructions que pour les installations en
exploitation. Cette question n’est pas traitée de manière spécifique sous l’angle du changement
climatique par l’AIEA, mais cette dernière a lancé en 2020 une
« boîte à outils » de la chaine
d’approvisi
onnement nucléaire pour aider ses pays membres à coordonner leur action en la
matière avec l’ensemble des acteurs de la filière.
L’adaptation concerne également la continuité de fonctionnement sur site, la sécurité et la
santé des personnels. Cette contin
uité fait l’objet d’un champ spécifique d’études intégrées au
projet d’adaptation de la Direction du parc nucléaire et thermique (DPNT) d’EDF
54
et s’attache
à sécuriser la logistique sur
site (voies d’accès des personnels, temps trajet pour l’accès au site,
calibrage des appareils de mesure en conditions extrêmes…), les conditions de travail des
personnels EDF et prestataires, les approvisionnements en combustibles, la disponibilité des
réseaux de transport et de distribution et la disponibilité du système d
’information national.
III -
L
es politiques et organisations mises en œuvre
pour répondre à ces enjeux
Les politiques publiques d’adaptation au changement climatique amorcées à la fin des
années 90 ont eu pour objectifs d’anticiper les impacts du changement clim
atique et de limiter
ses conséquences en intervenant sur les facteurs qui en déterminent l
’
ampleur.
Elles ne contiennent toutefois pas de volet particulier sur les installations nucléaires. Ces
dernières répondent avant tout à des impératifs de sûreté liés aux agressions naturelles (cf.
supra
).
C’est à l’aune de ces dernières que l’autorité de sûreté nucléaire a élaboré des référentiels.
L’exploitant s’est par ailleurs organisé pour appréhender les phénomènes climatiques.
A -
La
politique de l’État en matière d’adaptation
au changement climatique
La politique de l’État a été d’abord énoncée par une stratégie nationale en 2006, puis
précisée par deux plans nationaux d’adaptation au changement climatique (PNACC), le premier
adopté en 2011, le second en 2018.
53
S
elon l’Agence internationale de l’énergie a
tomique (AIEA)
en allongeant les délais d’exécution de nouvelles
constructions et de certains grands projets de rénovation.
54
Lot C
du projet adaptation de la DPNT d’EDF
: Continuité de fonctionnement de la
supply chain
.
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DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
39
La s
tratégie nationale d’adaptation au changement climatique
de 2006 qui avait fait
l’objet d’une concertation menée par l’
observatoire national sur les effets du réchauffement
climatique (ONERC) avec les différents secteurs d’activités et la société civile
, a présenté la
façon dont
l’État
entendait
aborder la question de l’adaptation au changement climatique
.
Le premier PNACC (2011-2015), précédé
d’une large concertation menée
en 2010, a eu
pour objectif d
’expos
er des mesures concrètes et opérationnelles afin de préparer la France à
faire face à de nouvelles conditions climatiques en intégrant les enjeux de
l’adaptation à
l’ensemble des politiques publiques.
L
es mesures concernaient tous les secteurs d’activité
et
concouraient à quatre objectifs : protéger les personnes et les biens, éviter les inégalités devant
les risques, limiter les coûts et tirer parti des avantages, préserver le patrimoine naturel. Ce plan
comportait plus de 200 recommandations, portant sur 20 domaines
dont l’énergie, l’industrie et
les infrastructures, ce qui incluait à ces titres les centrales nucléaires.
L
’
évaluation de ce PNACC 1 par le
conseil général de l’environnement et du
développement durable (CGEDD)
a relevé d’importantes avancées comme le développement
de nouveaux outils, parmi lesquels le portail DRIAS (les futurs du climat) ou la mission
scientifique dite Jouzel
55
, particulièrement utiles pour réaliser les «
descentes d’échelle
»
56
nécessaires aux projections climatiques localisées.
Un nouveau programme, le PNACC 2, a été élaboré en 2018 pour les cinq années
suivantes
. En cohérence avec les objectifs fixés par l’
Accord de Paris, la France vise une
adaptation effective dès le milieu du XXI
e
siècle à un climat régional en métropole et dans les
outre-mer cohérent avec une hausse de température moyenne comprise entre + 1,5 et 2 °C au
niveau mondial. De la même manière que pour le PNACC 1, des travaux de concertation menés
en 2016 et 2017, ont nourri ce second plan. Des évolutions ont été proposées, qui concernent
notamment un meilleur traitement du lien entre les différentes échelles territoriales, le
renforcement de l’articulation avec l’international et le transfrontalier et la promotion des
solutions fondées sur la nature.
Une troisième édition du p
lan national d’adaptation au changement climatique fera partie
de la déclinaison opérationnelle
57
de la loi de programmation énergie climat (LPEC), en cours
d’élaboration pour une adoption prévue
en 2023.
55
Pour répondre à la nécessité de disposer de données climatiques aux échelles spatiales et horizons temporels
pertinents, le PNACC 2011-
2015 s’était fixé pour objectif d’obtenir des projections climatiques régionalisées en
phase avec l’état le plus récent
des connaissances au niveau international, et de les diffuser. Le ministère en charge
de l’Environnement confia au climatologue Jean Jouzel une mission qui consistait à coordonner le travail de
nombreux scientifiques, issus principalement de Météo-France e
t de l’IPSL, pour produire les connaissances et les
données nécessaires. Ce travail a donné lieu aux publications « Le climat de la France au XXI
e
siècle ».
56
La descente d’échelle consiste à viser une résolution spatiale plus fine.
57
La déclinaison opérationnelle de la loi de programmation énergie climat est attendue un an maximum après
l’adoption de la LPEC, elle comprendra la mise à jour de la Stratégie nationale bas carbone (SNBC), le plan
national d’adaptation au changement climatique (PNACC3) et la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).
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40
B -
Une or
ganisation de la démarche d’adaptation déclinée
par direction au sein du groupe EDF
La sensibilité du parc de réacteurs
au climat, et plus largement celle de l’ensemble des
activités du groupe, explique l’engagement, dès 1990, de la direction de la recherc
he et du
développement d’EDF dans des projets de recherche collaboratifs autour du changement
climatique. EDF a, à cet effet, développé et mis en place une organisation interne, dont un
service climatique en 2014, et des outils pour répondre à ces enjeux.
Le changement climatique est un facteur supplémentaire d’incertitudes à prendre en
compte dans les évaluations de sûreté. Le principe de réexamen de sûreté tous les dix ans des
ouvrages nucléaires, pilier de leur robustesse à long terme, demeure au cœur du
dispositif
d’adaptation au changement climatique. En outre, pour répondre aux enjeux globaux du
changement climatique, le groupe EDF poursuit sa stratégie d’entreprise,
« CAP2030 », qui
conjugue la poursuite de la décarbonation de ses émissions, l’adaptat
ion au changement
climatique et l’accompagnement de ses clients dans la transition énergétique.
L’adaptation au changement climatique fait également partie intégrante de la politique de
responsabilité sociétale d’entreprise (RSE) du groupe qui en fixe les
objectifs pour ses entités :
«
Chaque entité
58
concernée mettra en œuvre un plan d’adaptation au changement climatique
avec mise à jour tous les 5 ans […]. Tout nouveau projet ou investissement intégrera une
analyse de l’impact potentiel du changement climatique
»
. Ces plans d’adaptation devaient être
établis au plus tard avant la fin de l’année 2022 pour être ensuite déployés. Pour la partie
nucléaire, la direction de production nucléaire et thermique (DPNT) a établi son plan (projet
ADAPT) et la d
irection de l’
ingénierie et projet du nouveau nucléaire (DIPNN) mène cette
action dans le cadre de plans
d’atténuation des risques
.
L’homogénéisation des différentes
démarches est assurée par la direction Impacts du groupe EDF.
1 -
Le projet d’adaptation
en cours pour le parc en exploitation
Les questions climatiques au sein du Groupe EDF ont connu une montée en puissance et
un développement de l’expertise en interne ayant conduit récemment au projet ADAPT
d’adaptation au changement climatique de la DPNT à horizon 2050.
Son objectif est de mener une analyse aussi complète que possible des conséquences du
changement climatique sur les sites de production et leurs écosystèmes et de sécuriser la
production par :
-
la mise à niveau technique au regard des nouvelles conditions de fonctionnement ;
-
la sécurisation de la ch
aine d’approvisionnements nécessaires aux sites
;
-
l
a maîtrise foncière sur le long terme, et l’accès à l’eau et aux infrastructures.
En parallèle, le projet prévoit un renforcement des travaux sur la biodiversité et
s’attache
à répondre aux effets induits
sur l’acceptabilité
sociale des activités du Groupe EDF.
58
Ex. : DPNT, DIPNN, EDF Energy etc.
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DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
41
Le projet bénéficie de ressources propres (une quarantaine de personnes issues de différents
services), d’une gouvernance de haut niveau au sein du groupe EDF
via le conseil scientifique et
d’un fonctionnement transversal qui lui permet de s’appuyer sur diverses expertises.
Pour atteindre ses objectifs, le projet vise en premier lieu à identifier les principales
fragilités de la DPNT dans la perspective du changement climatique, à planifier leur traitement,
à mettre en place un dispositif de suivi et à préparer le basculement dans un mode pérenne.
La particularité du projet est son approche « site par site » et sa vision systémique. Pour
chaque site, le projet ADAPT va dérouler une méthodologie en choisissant des scénarios
d’évolutions climatiques (haut, bas, médian) et en réalisant des projections climatiques,
hydrologiques et thermiques adaptées à chacun. Ensuite, des thèmes identifiés (eau, outil
industriel, tissu industriel, environnement socio-
industriel, stratégie d’influence) feront l’objet
d’une analyse au regard des spécificités du site. À ce stade, seul le site de Chooz a fait l’objet
de cette approche en 2021 pour des résultats qui portent principalement sur la consolidation de
la méthodol
ogie en matière de choix de modèles climatiques et sur l’échantillonnage de
scénarios extrêmes. Les épisodes climatiques de l’été 2022 ont constitué un accélérateur de la
prise en compte de l’adaptation au changement climatique pour EDF dans la mesure où l
e
groupe anticipait la survenue d’épisode semblables, mais à un horizon plus éloigné de 15 ou 20
ans. Le projet ADAPT est désormais présenté comme l’outil central de la stratégie d’adaptation
opérationnelle de la DPNT, mais il reste à la décliner site par
site d’ici à 2025.
Le budget alloué à ces démarches correspond
d’une part à celui
du service climatique
dont une partie est spécifique aux actions du plan ADAPT, et
d’autre part
à des actions de
recherche et développement dédiées à l’adaptation. Le servic
e climatique a été créé pour
partager ses analyses avec l’ensemble du Groupe EDF. Progressivement des actions spécifiques
ont été engagées en complément pour évaluer l’impact du changement climatique sur le
fonctionnement des installations d’EDF. Ces budge
ts (estimés, car disséminés dans de
nombreux projets) sont présentés dans le tableau ci-dessous :
Tableau n° 5 :
estimation du budget Service climatique et projet ADAPT - EDF
2021
2022
2023
Service climatique (milliers d’€)
1500
1600
2000
Dont financement spécifique projet ADAPT
150
270
550
Actions R&D dédiées à l’adaptation (milliers
€
)
1300
1900
2730
Source : EDF
2 -
La déclinaison pour les projets du « nouveau nucléaire »
La démarche d’ensemble des plans d’adaptation au changement climatique est également
appliquée aux projets du « nouveau nucléaire », mais cette fois dès la phase de conception. Si
l’approche adoptée (sur les projets Flamanville 3 et projets d’EPR2) par la DIPNN s’appuie sur
une gestion et une atténuation des risques, elle nécessite comme pour la DPNT l’identification
des risques climatiques en première approche. La démarche se décline de la manière suivante :
-
phases 1 et 2 : identification et analyse des risques climatiques ;
-
phase 3 : i
dentification des mesures d’adaptation supplémentaires potentiellement nécessaires
;
-
phase 4 : m
ise en œuvre et suivi du plan d’actions
.
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COUR DES COMPTES
42
À ces quatre phases, la DIPNN en ajoute une cinquième qui consiste à réévaluer
annue
llement le plan d’actions dans le cadre de la revue des risques prioritaires.
Cette approche a permis dans le cas de Flamanville 3 de faire évoluer la méthode de
quantification de l’intensité ou la fréquence d’aléas naturels augmentés par le changement
climatique en y intégrant explicitement les scénarios
du GIEC à l’horizon de fin d’exploitation
du réacteur et a conclu à la nécessité de prendre des marges de conception spécifiques (ex. :
protection contre les inondations externes). Par la suite, et compte-
tenu de l’évolution des
connaissances et de la perception des enjeux, le projet EPR2 a enrichi cette approche en
intégrant ces éléments dans les volets « Inconvénients »
59
et « Production » (dimensionnement
des systèmes nécessaires à la production), et dans la démarche de prise en compte de
l’environnement à la conception, afin de couvrir les risques
associés (principalement technico-
économiques). L’analyse des sites potentiels intègre éga
lement ces risques au travers de
différents paramètres. D’autres champs restent à étudier dans le cadre du plan d’adaptation
comme les impacts potentiels sur la chaine d’approvisionnements (
«
supply chain
»). Il est
prévu que ces activités bénéficieront des études en cours dans le cadre du projet ADAPT.
C -
L’intérêt d’une approche systémique en matière d’adaptation
La nécessité d’une approche systémique a régulièrement été évoquée par les acteurs
principaux de la filière nucléaire (exploitant, ASN, IRSN). Pour
l’IRSN par exemple
60
, une telle
approche doit englober l’environnement, les organisations humaines, et les territoires
(cf. annexe n° 9).
Elle devrait également couvrir l’ensemble du système électrique, et ses
différents acteurs (production, transport et
distribution d’électricité), dans lequel la centrale
s’insère et joue un rôle moteur.
Mais ces acteurs, lorsqu’ils évoquent leur vision systémique de l’adaptation, font état d’une
approche qui correspond soit à leur périmètre d’intervention et à leurs champs d’action, soit au
-
delà, mais sans pour autant en définir clairement les limites et les interactions. À cet égard, l’ASN
a indiqué que dans une perspective de long terme il convenait de privilégier une approche large
(et non en silos) c’est
-à-dire une a
pproche systémique, intégratrice et territoriale. L’IRSN de son
côté évoque la nécessité de partager les connaissances, les compétences et les données.
Cette hétérogénéité de périmètres, de champs d’action, mais également de méthodologie et
de maturité con
cernant la prise en compte du caractère systémique de l’adaptation au changement
climatique pose la question de la coordination des acteurs et de la cohérence de leurs conceptions
ou approches. Il appartient à l’État d’y veiller, particulièrement en ce qui
concerne les projets de
futurs réacteurs nucléaires, qui peuvent soulever des questions d’adaptation (accessibilité du site
par exemple) allant au-
delà des responsabilités de l’exploitant ou de l’autorité de sûreté.
59
Il s’agit de la «
démonstration de maîtrise des inconvénients », conformément aux exigences réglementaires, qui
demandent une description « des incidences du projet sur le climat et de la vulnérabilité du projet au changement
climatique » (Article R122-
5 du Code de l’Environnement).
60
Cette approche systémique est un des axes majeurs explorés par l’IRSN sur le sujet de l’adaptation, et fera l’objet
en 2023 d’un «
rendu abouti » du groupe de travail sur le changement climatique mis en place dans le cadre du
c
omité d’orientation des recherches de l’IRSN (COR). Il s’agira de dresser un panorama le plus exhaustif possible
des thématiques associées aux effets du changement climatique en termes de sûreté nucléaire et de radioprotection,
allant des effets directs du climat sur les installations nucléaires jusqu’à ceux sur les organisations humaines
pouvant avoir un impact sur le parc nucléaire.
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DU CHANGEMENT CLIMATIQUE POUR LE PARC NUCLÉAIRE
43
______________________ CONCLUSION INTERMÉDIAIRE ______________________
Le dernier rapport du GIEC éclaire les évolutions attendues pour chaque champ du
climat (air, eau, mer) et leurs interactions. Il pose les bases probabilistes des scénarios
climatiques à horizon 2100, qui servent aujourd’hui très largement aux travaux de projections
c
limatiques et d’adaptation menés par EDF, l’exploitant du parc nucléaire français.
EDF a progressivement développé depuis les années 90 une connaissance fine des enjeux
climatiques et de leurs impacts pour les températures, la ressource en eau ou le niveau de la
mer, et a plus récemment mis en place une gouvernance, une organisation interne et des projets
de recherche et développement pour y répondre. Le parc de 56 réacteurs actuellement en
fonctionnement sur 18 sites est d’ores et déjà confronté à la nécessité de s’adapter au
changement climatique. Ce sera plus encore le cas de futurs EPR2, dont le premier de série
pourrait être mis en service à Penly
à l’horizon de
2035.
Si EDF
comme l’IRSN intègrent déjà un volet systémique à leurs démarches de prise en
compte de l’adaptation au changement climatique, une approche intégrée, territorialisée et
partagée par l’ensemble des acteurs concernés par la fourniture d’électricité d’origin
e
nucléaire apparaît nécessaire, pour que le parc nucléaire puisse assurer dans la durée le
service attendu en matière de production d’électricité
(cf. recommandation n° 5 pour le
nouveau parc nucléaire au chapitre II).
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Chapitre II
Des effets pris en compte au titre de la sûreté,
encore limités pour la disponibilité du parc existant,
à anticiper pour le nouveau nucléaire
Le changement climatique et les aléas qui lui sont associés ont un impact sur la sûreté des
centrales (I). Ils peuvent également affecter leur disponibilité, donc leur production (II). La
conception et l’implantation du futur parc
doivent en tenir compte (III).
I -
Une prise en compte des risques à la conception
et lors des examens périodiques de sûreté
Intégrés dans les démonstrations de sûreté et régulièrement réévalués, les risques consécutifs
au changement climatique ne doivent pas affecter le niveau de sûreté du parc nucléaire.
A -
Le dimensionnement du parc actuel contre les agressions
La conception des centrales du parc actuel et les dispositions relatives à la sûreté nucléaire
n’ont, à l’o
rigine, pas intégré les effets du changement climatique. Les niveaux de protection du
parc en exploitation alors retenus résultaient de la prise en compte
d’un niveau de référence
pour
faire face aux
agressions externes d’origine naturelle
, auquel ont été ajoutées des marges
supplémentaires. Certains aléas, comme la canicule ou l’étiage, n’étaient ainsi pas pris en compte
au titre de la protection contre les agressions mais au titre du dimensionnement des matériels. Ce
dernier point a évolué au fil des réex
amens de sûreté. La démarche d’analyse des agressions
repose actuellement sur les notions de « marges » et de « conservatismes », depuis le niveau
d’aléas retenus jusqu’au dimensionnement des dispositions de protection permettant de faire face
aux risques identifiés.
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46
Les notions de marge de conception et d’approche conservative
La maîtrise de la sûreté nucléaire au stade de la conception des installations est assurée par une
démarche déterministe prudente basée sur la prise en compte du principe de défense en profondeur
dans la conception des structures, systèmes et composants (cf. art. 3.1 et 3.2 de l’arrêté INB
61
). Le
principe de défense en profondeur consiste à prévoir plusieurs niveaux de défense suffisamment
indépendants, chacun pouvant intervenir après la défaillance du précédent, afin de prévenir la
survenue d’un incident ou d’un accident, ou d’en limiter les conséquences sur la population et sur
l’environnement. Les notions de
« marge de conception » et «
d’approche conservative
» sont
utilisées dans cette démarche de conception prudente.
La notion d’approche conservative est utilisée pour désigner une démarche (étude d’une
problématique, réalisation de calculs) fondée sur des hypothèses qui majorent les effets des
phénomènes pouvant altérer les perform
ances d'un matériau, d'un équipement ou d’une installation,
susceptibles d’affecter la sûreté nucléaire ou la radioprotection. Cette majoration des effets des
phénomènes est volontaire afin de concevoir des installations disposant de marges de conception.
Il peut s’agir de la prise en compte d’exigences supplémentaires pour la conception de structures,
systèmes ou composants, de la majoration pénalisante de certains paramètres physiques utilisés dans
les calculs de dimensionnement (température d’air, flux thermique, niveau d’eau), de choix de
matériels ayant des performances supérieures à celles strictement requises par les études.
La marge de conception correspond à une marge de sécurité prise volontairement dans la
conception d’une structure, d’un système ou d’un composant contribuant à la sûreté nucléaire pour
s’assurer que ces éléments sont en mesure d’assurer leurs fonctions dans des situations plus
contraignantes ou plus intenses que celles strictement nécessaires à
la sûreté de l’installation. Ces
marges visent, entre autres, à prendre en compte les différentes incertitudes pouvant peser sur la
quantification des situations prévues et, dans le cas du changement climatique, de s’assurer que la
sûreté d’une installation est garantie entre les réexamens
de sûreté.
Selon l’aléa considéré,
des niveaux de référence ont été définis à partir de valeurs
maximales observées (température d’air ou débit faible d’eau) ou de valeurs millénales (cas de
l’inondation). Des marges
leur ont été ajoutées, définissant les niveaux de protection retenus.
Ces derniers
ont ensuite fait l’objet d’une validation par l’autorité de sûreté nucléaire.
Le
tableau ci-après illustre ces éléments pour les agressions pouvant avoir un impact avéré et
pénalisant dans un contexte de changement climatique.
61
Arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires.
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
47
Tableau n° 6 :
prise en compte des agressions sur le parc en exploitation
CONCEPTION INITIALE
Agression
Palier CP0
1980
Palier CPY
1981
Palier 1300
1980 - 1988
Palier N4
1983
Canicule
Air
Les températures d’air considérées à la conception initiale des systèmes de refroidissement
n’ont pas fait l’objet d’un calcul de niveau de retour.
Des températures entre 30 et 40°C (selon les sites et selon l’exposition des systèmes
à la température extérieure) ont été prises en compte pour le dimensionnement
des systèmes de ventilation.
Des marges de conception ont été prises sur : (i) les puissances thermiques à évacuer
et (ii) l’humidité extérieure considérée
62
.
L’ensemble de ces éléments permet d’indiquer que les niveaux de protection mis en œuvre
à la conception permettaient d’être protégé contre des aléas de niveau centennal.
Eau
Les températures d’eau considérées à la conception initiale des systèmes de ref
roidissement
n’ont pas fait l’objet d’un calcul de niveau de retour.
Les températures retenues pour cette conception se basent sur des valeurs maximales observées
et sur des prises de marges.
Ces marges de conception sont prises sur : -(i) la température (ex. : à Bugey, une marge de 6°C
est prise par rapport à une valeur maximale mesurée) et (ii) les puissances thermiques à évacuer.
L’ensemble de ces éléments permet d’indiquer que les niveaux de protection mis en œuvre
à la conception
permettaient d’être protégé contre des aléas de niveau centennal.
Inondation
Bord de mer
(niveau marin)
Sans objet
(pas de site CP0 installé
en bord de mer)
Niveau supérieur au
niveau 1 000 ans.
Ce niveau est obtenu
en prenant une marge
par rapport au niveau
d’une marée de
coefficient 120
63
associé à une surcote
64
millénale.
Niveau supérieur au
niveau 1 000 ans.
Ce niveau est obtenu
en prenant une marge
par rapport au niveau
d’une marée de
coefficient 120
65
et d’une surcote
66
millénale.
Sans objet
(pas de site N4 installé
en bord de mer)
Bord de rivière
Niveau supérieur au niveau 1 000 ans.
Ce niveau a été obtenu en cherchant à se protéger contre une crue supérieure d’au moins 15
%
à la crue millénale
67
.
Le niveau de protection finalement retenu vise à envelopper différentes situations dont celle
ci-dessus, mais également des situations qui considèrent des ruptures de barrages situés
en amont des sites nucléaires.
Étiage (sites
bord de rivière)
Les dé
bits d’eau à prendre en compte n’ont pas fait l’objet d’un calcul de niveau de retour.
La présence des barrages hydrauliques ne permettait pas, à l’époque, de faire cette évaluation
en raison de l’influence de leur mode de pilotage sur le débit mesuré.
Ces niveaux ont été estimés sur la base de débits minimaux observés (ex. : étiage historique
de la Loire en 1949) avec application d’une marge (ex.
: 20% à Chinon). Des dispositions de
conception particulière ont également été prises sur certains sites (ex. : Cattenom, Civaux).
L’ensemble de ces éléments permet d’indiquer que les niveaux de protection mis en œuvre
à la conception permettaient d’être protégé contre des aléas de niveau centennal au moins.
Source : EDF
62
Celle-
ci peut aller jusqu’à 60
% ce qui, associé à une température chaude, induit un « surdimensionnement » des
systèmes frigorifiques.
63
Ce coefficient correspond au coefficient maximal possible pour les marées en France.
64
La surcote correspond à une augmentation du niveau de la mer liée, par exemple, à la présence d’une dépression
atmosphérique.
65
Ce coefficient correspond au coefficient maximal possible pour les marées en France.
66
La surcote c
orrespond à une augmentation du niveau de la mer liée, par exemple, à la présence d’une dépression
atmosphérique.
67
Cette crue est appelée « crue millénale majorée ».
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48
Les centrales actuellement en exploitation ont été initialement conçues avec des règles et
des conservatismes permettant de faire face à des aléas de niveau centennal au moins, sans prise
en compte spécifique du changement climatique. Au cours des réexamens périodiques de sûreté
successifs, et en particulier après
l’épisode caniculaire de l’été
2003, les effets du changement
climatique ont été intégrés aux valeurs de conception afin de couvrir,
a minima
, la période entre
deux réexamens.
Pour sa part, l’EPR de Flamanville a été conçu pour résister à des aléas climatiques d’un
niveau au moins centennal, en intégrant les effets du changement climatique à l’horizon 2100.
Le tableau ci-après illustre ces éléments.
Tableau n° 7 :
prise en compte des agressions pour la conception
de l’EPR de Flamanville
AGRESSION
CONCEPTION INITIALE
–
FLAMANVILLE 3
Canicule
Air
Niveau supérieur au niveau 100 ans avec prise en compte
du changement climatique à horizon fin de siècle
Ce niveau est obtenu en utilisant la température maximale
journalière avec un niveau de retour 100 ans et intégrant les effets
du changement climatique sur la durée de vie de l’installation.
Eau
Niveau supérieur au niveau 100 ans avec prise en compte
du changement climatique à horizon fin de siècle
Ce niveau est obtenu en utilisant la température maximale
journalière avec un niveau de retour 100 ans et intégrant les effets
du changement climatique sur la durée de vie de l’installation.
Inondation
Bord de mer
Niveau supérieur au niveau 1 000 ans avec prise en compte
du changement climatique à horizon fin de siècle
Ce niveau est obtenu en prenant une marge par rapport au niveau
de haute mer pour une marée de coefficient 120 associée à un
phénomène de surcote millénale.
Le niveau de protection finalement retenu prend en compte
plusieurs situations dont le tsunami ou les tempêtes.
Une marge supplémentaire de 75 cm est prise en compte
pour intégrer les effets du changement climatique.
Bord de
rivière
Sans objet (pas de site EPR en bord de rivière)
Bas niveau d’eau
Niveau supérieur au niveau 1 000 ans.
Flamanville 3 étant un site en bord de mer, ce niveau est obtenu
en prenant une marge par rapport au niveau de basse mer pour une marée de
coefficient 120, associée à un phénomène de décote millénale dû à une
surpression atmosphérique et au vent.
Le site étant en bord de mer, le changement climatique
n’est pas pris en compte sur cet aléa par conservatisme.
Source : EDF
Le scénario utilisé pour prendre en compte le changement climatique dans ces aléas est
le plus dégradé du quatrième rapport du GIEC. À la publication du cinquième rapport, il a été
vérifié que les niveaux pris en référence n’étaient pas remis en cause.
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POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
49
B -
Une réévaluation continue des risques associés aux agressions
d’origine naturelle dans la démonstration de sûreté
Dans le cadre des réexamens périodiques de sûreté,
a minima
lors des visites décennales
propres à chaque réacteur, les référentiels de sûreté sont réévalués en tenant compte du retour
d’expérience national et international, de l’évolution des connaissances et des meilleur
es
pratiques disponibles. Les référentiels mis en œuvre dans le cadre de la durée de fonctionnement
des réacteurs (correspondant aux réexamens périodiques VD4 900, RP4 1300 et RP3 N4)
constituent à ce jour les référentiels de sûreté les plus avancés du parc en fonctionnement,
notamment s’agissant des agressions externes
naturelles.
L’
annexe n° 10 précise les différentes
phases des réexamens périodiques ainsi que leur calendrier.
1 -
Les températures élevées de l’air et de l’eau
Les températures maximales prises en compte à la conception des installations sont propres à
chaque site. S’agissant des températures d’air, les valeurs maximales pour le dimensionnement des
ventilations sont comprises entre 30°C et 40°C. Les températures de l’eau retenues pour le
dimensionnement des échangeurs de refroidissement des auxiliaires de sûreté varient de 20 à 30,4°C.
À la suite de l’épisode caniculaire de l’été 2003, EDF a mis en œuvre sur son parc nucléaire
un plan d’actions
« canicule et sécheresse » comportant des objectifs de court terme pour traiter les
vulnérabilités les plus sensibles, mais également des objectifs à plus long terme visant à proposer
des évolutions de référentiels. A ainsi été conçu un référentiel « grands chauds » en 2006
68
définissant, notamment, des nive
aux d’aléa de températures de l’air et de l’eau projetées à l’horizon
de 2030 par une méthode statistique d’extrapolation des tendances des températures maximales
observées. Les valeurs maximales de température de l’air, propres à chaque site, peuvent vari
er et
atteindre 46°C. Pour le CNPE de Tricastin par exemple, le niveau d’aléa de température d’air est
de 45,7°C. Pour la température de l’eau, les valeurs maximales sont comprises entre 22°C et 37°C.
La capacité des installations à faire face aux aléas de température du référentiel « grands
chauds »
a conduit à la mise en œuvre de modifications d’ampleur, au rythme des réexamens
périodiques ou de manière anticipée entre les visites décennales, selon les paliers. Sur le palier
900, ces améliorations ont été déployées entre 2013 et 2017, puis en 2018 et 2019 sur les quatre
tranches du site de Bugey. Sur les autres paliers, ces améliorations seront complètement intégrées
à l’issue des VD3 1300 (de 2015 à 2024) et des VD2 N4 (de 2019 à 2025). Cette robustesse e
st
renforcée par les analyses complémentaires réalisées dans le cadre des quatrièmes visites
décennales en cours des réacteurs de 900 MWe (VD4 900) et par les modifications en résultant.
En plus de la prise en compte de la dernière veille climatique intégrant notamment le
retour d’expérience des épisodes caniculaires de l’année 2019, les niveaux d’aléas de référence
retenus à compter des VD4 900 tiennent compte du passage à une période de retour centennale
69
et à un horizon d’extrapolation porté à 2049. Ceci
a conduit à une augmentation de la
température maximale de l’air prise en compte en cas d’agression
« canicule » sur certains sites
(passage d’une température d’air de 38°C à 43,1°C pour le CNPE de Gravelines par exemple).
68
Pour les tranches du palier 900 MW, des référentiels équivalents pour les autres paliers ont été élaborés par la suite.
69
La période de retour est la durée moyenne au cours de laquelle, statistiquement, un événement d’une même
intensité se reproduit. Une période de retour centennale signifie qu'elle a 1 % de risque de se produire chaque
année ou qu'elle « revient » en moyenne une fois tous les 100 ans.
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50
En complément, il est réalisé une vérification de la robustesse des installations vis-à-vis des
agressions naturelles en tenant compte d’un aléa de période de retour de 10
000 ans, en cohérence
avec les préconisations de l’association WENRA
70
. S’agissant des températures de l’air, ceci
conduit à vérifier le bon comportement des installations en retenant une marge de robustesse de
+
2°C par rapport à l’aléa de l’agression de référence. Pour le CNPE de Tricastin par exemple,
cette démarche conduit donc à considérer une température maximale de l’air de 47,7°C.
Des analyses similaires seront réalisées pour les réacteurs de 1 300 MWe dans le cadre
des quatrièmes visites décennales (RP4 1300) et pour les réacteurs de 1 450 MWe dans le cadre
des troisièmes visites décennales (RP3 N4).
Modifications réalisées dans le cadre de la déclinaison du référentiel « grands chauds »
applicable aux centrales de 900 MW
Ces améliorations portent sur :
-
le conditionnement thermique de certains bâtiments contenant des matériels de sûreté (locaux
électriques, bâtiment combustible, stations de pompage d’eau brute de sûreté, bâtiments des groupes
diesels de secours) : augmentation des débits de ventilation et/ou de la capacité frigorifique, ajout de
climatisations, remplacement de matériels électriques par des matériels dissipant moins de chaleur,
remplacement de groupes de production d’eau glacée et mise en place de dispositifs de brumisation.
-
la tenue à la température de certains matériels de sûreté pouvant être sensibles vis-à-vis de ce
phénomène, notamment par le remplacement de certains composants thermosensibles par des
composants répondant aux nouvelles exigences du référentiel grands chauds ou par leur protection
(remplacement de moteurs électriques, câbles, de capteurs, installation d’écrans de protection
thermiques, renforcement de supports de tuyauteries des circuits de refroidissement pour prendre en
compte les efforts supplémentaires de dilatation).
-
l
e refroidissement de certains matériels (installation d’hydroréfrigérants et remplacement de vannes
thermostatiques).
-
la capacité d’échange thermique des échangeurs entre le système de réfrigération intermédiaire et le
système d’eau brute secourue de certains sites par l’ajout de plaques et l’amélioration du suivi en
continu de leur capacité d’échange.
Exemples de modifications mises en œuvre en VD4 900 vis
-à-vis du risque de température
élevée de l’air
:
-
modification du système de ventilation des locaux électriques moyenne tension/basse tension et
relayage pour augmenter sa capacité de conditionnement thermique vis-à-vis des matériels qui y
sont installés ;
-
ajout d’un aérotherme dans les locaux des groupes froids du système de production et de distribution
d’eau glacée de l’ilot nucléaire vis
-à-
vis des conditions de température élevée de l’air
;
-
remplacement des moteurs des aéroréfrigérants des groupes diesels de secours par des matériels
dimensionnés pour les températures maximales atteintes en cas d’agress
ion canicule ;
-
climatisation ou amélioration de la ventilation des locaux électriques de certaines stations de pompage.
70
Western European Nuclear Regulator’s Association
: association des autorités de sûreté européennes.
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51
2 -
Le niveau marin
À la conception, la prise en compte du
risque d’inondation des sites de bord de mer s’est
traduite par la construction de plates-formes intégrant le niveau marin moyen et le coefficient
de marée théorique le plus élevé associé à un phénomène de surcote (effet conjugué d
’une
dépression et du vent pouvant résulter d’une tempête).
L
’ASN a défini en 1984
une surcote de
période de retour millénale dans le scénario de débordement de la source froide pour les sites
situés en bord de mer, avec l
a publication d’une
règle fondamentale de sûreté (RFS 1.2-e)
71
« Prise en compte du risque d'inondation d'origine externe ».
Bien que cette exigence ait été prise en compte pour la construction de la digue
périphérique d
e la centrale du Blayais, ce site a subi à l’occasion de la tempête de 1999 une
inondation partielle qui s’est traduite par le franchissement de la protection par la houle.
Inondation du site du Blayais en 1999
La tempête des 27 au 28 décembre 1999 a provoqué une inondation partielle de la plate-forme
du site de la centrale du Blayais qui a conduit au déclenchement du plan d’urgence interne (PUI) pour
procéder aux opérations de pompage
d’environ 100 000 m
3
d’eau qui ont été régulièrement contrôlés
avant d’être rejetés dans la Gironde avec l’accord de l’État. Aucune radioactivité n’a été décelée dans
les échantillons prélevés.
À la suite de cet événement, classé comme incident
de niveau 2 de l’échelle INES, plusieurs
dispositions ont été prises pour renforcer la protection du site contre les inondations : rehausse de la digue,
mise en place d’enrochements, mise en place d’un mur pare
-
houle, amélioration du système d’alerte,
modé
lisation du phénomène de propagation de l’eau dans l’estuaire de la Gironde par le Code Télémac
72
.
Le retour d’expérience du Blayais a conduit EDF à effectuer en 2001 et 2002 des travaux,
notamment sur la digue périphérique (annexe n° 11). Par ailleurs, un réexamen global des principes
de protection des centrales contre le risque d’inondation externe a été effectué. Les aléas définis par
la RFS 1.2.e pour le risque de submersion marine ont été complétés par l’examen de scénarios
intégrant notamment le risque
de franchissement des protections par les effets d’une houle résultant
de tempêtes extrêmes. Cette nouvelle exigence a conduit à la mise en place de protections
périphériques complémentaires à l’occasion de la maintenance de la digue du Blayais en 2010 et
d’une réhausse du muret du canal d’amenée de Gravelines en 2004 puis en 2014 (annexe n°
11).
Prenant en compte les acquis issus du retour d’expérience de l’événement du Blayais puis des
résultats des « stress tests »
réalisés après l’accident de Fukushim
a en 2011 et documentés dans les
rapports d’évaluation complémentaire de sûreté (RECS), l’ASN a publié en 2013 le
guide n°13
« Protection des installations nucléaires de base contre les inondations externes » en remplacement
de la RFS 1.2.e. Concernant le
risque d’inondation par submersion marine, en complément de la
révision des méthodes d’évaluation statistique des surcotes extrêmes, ce guide prévoit la prise en
compte de l’impact de l’évolution du climat sur le niveau marin moyen entre deux réexamens.
71
Sur divers sujets techniques concernant les INB
, l’ASN a élaboré des règles fondamentales de sûreté (
RFS),
recommandations qui précisent des objectifs de sûreté et décrivent les pratiques que l’ASN juge satisfaisantes.
Dans le cadre de la restructuration actuelle de la réglementation technique générale applicable aux INB, les RFS
sont progressivement remplacées par des guides de l’ASN.
72
Le code TELEMAC modélise la réinjection de graviers en rivière. La R&D d'EDF a développé un outil
numérique TELEMAC2D-GAIA pour modéliser le transport de sédiments et en particulier les opérations de
réinjection de graviers à l'aval des ouvrages hydroélectriques en rivière.
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52
À
titre d’illustration, dans le cadre du réexamen périodique associé à la quatrième visite
décennale des réacteurs de 900 MWe, la déclinaison du guide n° 13 a conduit à retenir une marge
de 20 cm supplémentaire pour cet aléa, de façon à couvrir les évolution
s climatiques jusqu’au
prochain réexamen périodique. Le planning général de réalisation des études et de mise en œuvre
des modifications associées issues de la déclinaison de ce guide est calé sur le deuxième réexamen
périodique des réacteurs de 1 450 MWe (N4) et le quatrième réexamen périodique des réacteurs
de 900
MWe. Il l’est de façon progressive jusqu’en 2023 pour les réacteurs de 1300 MWe et
décorrélé du réexamen périodique associé aux troisièmes visites décennales
73
.
Les modifications complémentaires de protection résultant de la déclinaison de ce guide
pour ce qui concerne le risque de submersion marine correspondent à la construction d’une
protection périphérique (digue) sur le CNPE de Gravelines, à une nouvelle réhausse de la digue
du Blayais ainsi
qu’
à la réhausse de la protection volumétrique en station de pompage des
CNPE de Paluel, Flamanville et Penly.
Ces renforcements sont des acquis pour la sûreté des installations. Ils gagneraient
toutefois à
s’accompagner d’une réflexion plus globale sur l’environnement des centrales
susceptible d’être soumis au risque de submersion dans le cadre d’
une approche intégrée et
territorialisée de ce risque, prenant en compte
par exemple les potentielles difficultés d’accès
aux axes routiers conduisant au site.
3 -
L
e risque d’étiage
Le risque d’étiage pour les sites de bord de rivière est analysé par EDF en prenant en
considération une agression naturelle correspondant à ce que la terminologie qualifie de « plus
basses eaux de sécurité » (PBES).
À la conception du p
arc nucléaire, la situation d’étiage exceptionnel a été prise en compte
et les dispositions de protection contre cette agression ont été dimensionnées site par site en
fonction des configurations locales, en intégrant des marges de conception. Ces protections se
sont matérialisées par
l’installation d’un seuil hydraulique permettant de garantir un niveau
d’eau minimum au niveau de la centrale, la création d
e lacs artificiels (comme le lac du
Mirgenbach à Cattenom) ou encore
l’installation d’aéroréfrigérants
spécifiques. En
complément de ces dispositifs de protection physique, EDF peut recourir, en cas de faible débit
d’eau
, à une diminution du débit prélevé dans le milieu naturel par arrêt progressif des pompes
de refroidissement nécessaires à la production
d’électricité
.
Des scé
narios complémentaires ont été intégrés dans l’évaluation du risque d’étiage
en
2004, puis en 2012, pour
prendre en compte les risques de ruptures d’ouvrage (barrages
) en
aval des centrales. Pour les sites fluviaux, la méthode de détermination des niveaux de
l’agression
« PBES » actuellement en vigueur consiste à rechercher le scénario dimensionnant
conduisant au niveau le plus bas, comprenant
l’étiage exceptionnel
qui correspond à une période
de retour globale de 10 000 ans. Cette méthode
n’a pas
démontré de besoin de modification des
dispositifs de protection
d’origine
.
73
Sur le palier 1300, l’impact du changement climatique sur le niveau marin est pris en compte dès la
VD3
(donc avant 2023).
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53
Une tendance à la baisse des moyennes de débit d’étiage est observée en France depuis
plusieurs années. Les méthodes permettant de traduire cette tendance sur les valeurs exceptionnelles
à l’échelle locale sont en cours de développement
74
et la méthodologie de détermination des plus
basses eaux de sécurité utilisée adopte une démarche dite pénalisante consistant, en plus de la prise
en compte de marges de conception et
d’un niveau d’aléa décamillénal, à ne pas tenir compte de
l’effet positif des réservoirs de soutien d’étiage
75
. En parallèle, une veille scientifique et climatique
est réalisée pour alimenter les réévaluations décennales de sûreté.
C -
Le renforcement de la prévention contre les agressions naturelles
après l’accident de Fukushima
L’accident de Fukushima
-Daiichi au Japon survenu le 11 mars 2011 est consécutif à la
submersion de la plateforme des sites par un tsunami initié par un séisme de grande ampleur au
large des côtes japonaises
76
. Il a entraîné la perte totale des sources électriques et de la source froide
sur l’ensemble du site. Il a conduit à la fusion de trois réacteurs et à la perte du refroidissement des
piscines d’entreposage du combustible. Cet accide
nt a mis en évidence la nécessité de renforcer la
résilience des installations et des organisations face à des situations extrêmes.
L
’ASN a
demandé, dès le 5 mai 2011, de procéder à des évaluations complémentaires de
sûreté (ECS)
77
avant d’arrêter
un ensemble de décisions en date du 26 juin 2012 demandant à
EDF de mettre en place, notamment, un « noyau dur » de dispositions matérielles et
organisationnelles visant, en cas d’agression extrême d’origine externe, à prévenir un accident
avec fusion du combustible ou en limiter la progression, à limiter les rejets radioactifs massifs
et à
permettre à l’exploitant d’assurer les missions qui lui incombent
en
situation d’urgence
.
L’ASN a complété ses demandes par un ensemble de décisions en date du 21 janvi
er 2014,
précisant certaines dispositions de conception du noyau dur, en particulier, la définition et la
justification des niveaux d’agressions naturelles extrêmes d’origine externe à reteni
r.
La démarche pour définir les niveaux d’aléas pour les agressi
ons naturelles du noyau dur
a consisté à ajouter des marges significatives aux valeurs figurant dans les référentiels. Son
déploiement
s’est fait
au fil des réexamens périodiques de sûreté. Toutes les tranches du parc
en exploitation (56) disposent aujourd
’hui d’un
d
iesel d’
ultime s
ecours (DUS) d’une puissance
de 3 MWe raccordé à la tranche permettant de faire face à une situation de perte totale des
sources électriques qui affecterait l’ensemble des tranches du site.
Ils complètent les groupes
ultimes de secours existants
. Toutes les tranches disposent également d’une nouvelle source
d’eau ultime permettant l’alimentation en eau des
générateurs de v
apeur (GV) et l’appoint à la
piscine combustible. Le déploiement des dispositions du noyau d
ur fait l’objet d’
un contrôle de
l’ASN. Il est conforme aux plannings prévisionnels.
74
Service de Recherche et développement (R & D) et la division technique générale (DTG)
d’EDF.
75
Sauf dans le cas de Nogent-sur-Seine car 75
% du débit est constitué de soutien d’étiage en lien avec
l’établissement public territoria
l de bassin Seine Grands Lacs. Une valeur plus pénalisante a donc été retenue.
76
Le phénomène naturel qui a entrainé le séisme puis le tsunami est lié à la configuration particulière des plaques
tectoniques océaniques (zone de subduction où une plaque tectonique océanique plonge sous une autre) au large
des côtes à l’Est du Japon. Ce phénomène est propre cette zone géographique.
77
Les conclusions de ces évaluations ont fait l’objet d’une position de l’ASN le 3 janvier 2012, ainsi que d’un
examen par des pairs européens, en avril 2012, dans le cadre des stress tests européens.
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54
D’autres dispositions organisationnelles
prévoient le renforcement du personnel présent
en permanence sur site, l’amélioration de l’organisation de crise, ou encore la mise en place de
la force d’action rapide du nucléaire
(FARN). La FARN est opérationnelle depuis le 1er janvier
2016. Les équipes ont une
capacité d’intervention simultanée sur l’ensemble des réacteurs d’un
site en moins de 24 heures
78
(jusqu’à six réacteurs dans le cas du site de Gravelines).
De
nouveaux centres de crise locaux (CCL), dont le premier opérationnel à Flamanville, sont en
cours
de construction sur l’ensemble
des sites. Ils sont dimensionnés pour résister aux niveaux
d’agressions externes naturelles pris en compte pour la conception du
noyau dur
79
. Les annexes
n° 12 et 13 décrivent plus précisément ces principaux dispositifs.
D -
Les
positions adoptées par l’ASN
sur les réexamens périodiques
À l’occasion de la phase générique du réexamen périodique associé aux quatrièmes visites
décennales des réacteurs de 900 MWe (VD4
900), l’ASN a validé en 2021 la démarche engagée
par EDF tout en formulant un certain nombre de demandes complémentaires
80
.
L’ASN a considéré que l’état des connaissances sur lequel se fondait la démarche de
veille climatique mise en œuvre par EDF pour le quatrième réexamen périodique était
satisfaisante. Elle a toutefois observé que les « événements climatiques majeurs » déclenchant
des analyses spécifiques n’étaient pas définis pour certains aléas, notamment pour les
agressions relatives aux inondations externes causées par la pluie, au vent, aux tornades, au
grand froid et à la neige. L’ASN a considéré qu’EDF devait déf
inir de tels événements pour
l’ensemble des agressions et que, de façon plus générale, les critères associés aux
« événements
climatiques majeurs » devaient correspondre à un record régional ou à un événement de période
de retour estimée centennale. EDF a
répondu en ce sens à l’ASN fin 2021
81
.
L’ASN a également considéré que la démarche d’EDF de réévaluation des températures de
« longue durée » et des « températures exceptionnelles » était conforme à ses demandes
82
. Elle a
cependant exigé des améliorations complémentaires en matière de veille climatique pour réaliser
ses extrapolations de tendances climatiques qui se fondent actuellement sur des méthodes
statistiques ne tenant pas suffisamment compte des autres modèles climatiques. L’ASN a ainsi
demandé qu’EDF
compare les températures de l’air évaluées à partir des modèles statistiques et
les températures évaluées par des approches utilisant les résultats des modèles climatiques lors de
la prochaine mise à jour de la veille climatique. EDF s’est conformée à cet
te demande et a répondu
en ce sens à l’ASN à la fin de l’année 2022
83
. Cette réponse montre que les températures prises
en référence pour le 4
ème
réexamen de sûreté avec des approches statistiques sont toujours
supérieures à celles évaluées avec des approches utilisant les résultats des modèles climatiques.
78
En cas d’agression extrême, EDF retient dans ses études des délais supérieurs à 24 heures pour la réalisation en
situation très dégradée de certaines actions, comme le raccordement de
l’échangeur du nouveau système EASu à
la source d’eau froide
(dite source froide ultime).
79
Ils permettent de gérer une crise de type Fukushima dans la durée grâce à une accessibilité et une habitabilité,
permanentes.
80
Lettre de l’ASN référencée
CODEP-DCN-2021-007988 du 4 mars 2021 :
Position de l’ASN
sur la phase
générique du quatrième réexamen périodique.
81
Courrier
d’EDF à l’ASN du 23 décembre 2021 (réf.
D455621120170).
82
Lettre de l’ASN référencée CODEP
-DCN-2016-007286 du 20 avril 2016 : Orientations génériques du réexamen
périodique associé aux quatrièmes visites décennales des réacteurs de
900 MWe d’EDF (VD4
-900).
83
Courrier d’EDF à l’ASN du 5 décembre 2022 (réf.
D455622097763).
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
55
Pour l’étiage, enfin, l’ASN a considéré que la méthode utilisée par EDF se fondait sur
une estimation des débits des cours d’eau en régime stationnaire, sans prendre en compte leur
évolution dans le temps. Elle a demandé à EDF de fournir, à la prochaine mise à jour de la veille
climatique, une évaluation quantifiée des effets possibles de l’évolution climatique, notamment
concernant le risque de perte de la source froide en situation d’étiage.
Concernant l
es réacteurs de 1300 MWe, l’ASN a pris position en 2015
84
sur la phase
générique du troisième réexamen périodique des réacteurs de 1300 MWe
. Elle n’a pas identifié
d’éléments mettant en cause la capacité d’EDF à maîtriser la sûreté de ces réacteurs. La phas
e
générique du réexamen associé aux troisièmes visites décennales (VD3 1300) est désormais
clôturée. La dernière prise de position de l’ASN
85
en date de 2021 contient quelques
observations et demandes ciblées sur les agressions externes naturelles qui ne remettent pas en
cause ce positionnement.
La phase générique du réexamen associé aux quatrièmes visites décennales des réacteurs
de 1300 MWe (RP4 1300) est pour sa part
en cours d’études
, le groupe permanent
d’experts
dédié aux études d’agressions
devant se
prononcer d’ici le milieu de l’année
2024. Une phase
de réexamen périodique dite « spécifique » sur chaque réacteur s'échelonnera entre 2027 et
2035. Elle permettra
d’apprécier
pour chaque installation, son état et son environnement, le bon
niveau d’adaptation aux
agressions naturelles et climatiques.
Ce quatrième réexamen périodique des réacteurs de 1300 MWe est également l'occasion
d'achever l'intégration des modifications qui découlent des prescriptions de l'ASN émises à
l'issue des études complémentaires de sûreté réalisées à la suite de l'accident de Fukushima
Daiichi. Par ailleurs, EDF a indiqué en 2009 souhaiter étendre la durée de fonctionnement
significativement au-delà de quarante ans et maintenir ouverte l'option d'une durée de
fonctionnement de 60 ans pour l'ensemble des réacteurs. Dans cette hypothèse, les réacteurs de
1 300 MWe pourraient coexister durablement avec des réacteurs de troisième génération, de
type EPR ou équivalent, dont la conception répond à des exigences de sûreté significativement
renforcées. La réévaluation du niveau de sûreté de ces réacteurs sera réalisée au regard de ces
nouvelles exigences, de l'état de l'art en matière de technologies nucléaires et de la durée de
fonctionnement. Les objectifs de sûreté à retenir pour le quatrième réexamen périodique des
réacteurs de 1 300 MWe seront donc définis au regard des objectifs applicables aux réacteurs
de nouvelle génération en application du principe général de sûreté exigeant de tendre à la mise
à niveau des installations nucléaires en activité sur celui des installations les plus récentes.
Le cadre du quatrième réexamen périodique des réacteurs de 1 300 MWe conduit ainsi EDF à
tendre, dans le cadre du processus d'amélioration continue de la sûreté, vers les objectifs de sûreté
fixés pour les réacteurs de 3ème génération, tout en intégrant l'ensemble des dispositions du noyau
dur qui ont été prescrites par l'ASN. Cette démarche est similaire à celle retenue pour le quatrième
réexamen périodique des réacteurs de 900 MWe (cf. supra). L’ASN a ainsi déjà formulé des
demandes relatives aux agressions externes naturelles dans le cadre des orientations de ce réexamen
86
.
84
Courrier ASN CODEP-DCN-2015-008144 du 20 mars 2015 relatif au bilan des études génériques réalisées dans
le cadre des réexamens associés aux troisièmes visites décennales des réacteurs de 1300 MWe.
85
Courrier ASN CODEP-DCN-2021-017626 du 07/07/2021 - « Instructions complémentaires de la phase
générique du troisième réexamen périodique des réacteurs de 1300 MWe ».
86
Courrier CODEP-DCN-2019-009228 du 11/12/2019 - « Orientations de la phase générique du quatrième
réexamen périodique des réacteurs de 1300 MWe d’EDF –
RP4 1300 ».
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56
Concernant, enfin, les réacteurs de 1 450 MWe, la phase générique du réexamen associé
aux deuxièmes visites décennales (VD2 N4) vient de s’achever
.
L’ASN a rendu
au mois de
juin 2022, son avis sur la phase générique de ce réexamen
87
.
L’autorité souligne
« le travail
conséquent » effectué par EDF et
considère que la mise en œuvre des
modifications prévues
« apportera des améliorations significatives à la sûreté de ces réacteurs ». Cet avis comporte
quelques demandes ciblées sur la thématique des « grands chauds » applicables à ce réexamen
qui portent principalement sur la réalisation des études de sûreté et le dimensionnement de
certains moyens de lutte contre la canicule.
Ces ajustements montrent l’intérêt du dialogue approfondi engagé entre l’ASN et EDF
lors des visites décennales. Toutefois, ce pas
de temps décennal n’est pas nécessairement adapté
à toutes les problématiques liées au réchauffement climatique, notamment dans les scénarios
de prolongation de l’exploitation de réacteurs. C’est pourquoi l’ASN a lancé avec EDF une
démarche d’analyse des
enjeux liés à la poursuite de fonctionnement des réacteurs actuels
jusqu’à, et au
-
delà, de 60 ans. La mise en œuvre des préconisations de l’ASN qui seront issues
de cette démarche pourrait nécessiter des adaptations du cadre réglementaire.
E -
Un coût de l’ada
ptation
qui n’est pas encore pleinement mesuré
EDF ne comptabilise pas séparément les investissements réalisés en lien direct avec
l’adaptation au changement climatique. À la demande de la Cour, elle a toutefois produit des
tableaux agrégeant les dépenses se rapportant aux principales adaptations consécutives aux
plans de l’entreprise (notamment
« Grands Chauds ») ou à certains investissements liés aux
visites décennales.
L’entreprise a indiqué que
« dans le cadre du projet Grands Chauds déployé sur le palier
900 MW avant la quatrième visite décennale
d’une part, et des réexamens périodiques
(VD4
900 MW, VD3 1300 MW et VD2 N4) d’autre part, la mise en œuvre de dispositifs sur la
thématique climat/météo (grands chauds ou rénovation d’aéroréfrigérants
; tornades et digues)
représente un montant d’investissements déjà réalisés de 960 M€, sur la période 2006
-2021 ».
Tableau n° 8 :
investissements réalisés liés aux évènements météorologiques extrêmes
à fin 2021 (en M€)
Dépenses
Grands Chauds
VD4 900
VD3 1300
VD2 N4
12,3
319,1
18,0
Projet agressions externes (Grands Chauds)
Palier 900 MW avant VD4
429,3
Autres
Source froide
Tornades
Digues
Autres
125,3
1,8
52,3
3,8
Total
961,8
Source : EDF
87
Courrier CODEP-DCN-2022-000945 du 27 juin 2022
–
« Clôture de la phase générique du deuxième réexamen
périodique des réacteurs de 1450 MWe (type N4) ».
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
57
Les dépenses programmées
en lien avec l’adaptation au changement climatique sur la
période 2022-2038 s
’élèveraient à
environ
612 M€.
Tableau n° 9 :
i
nvestissements d’adaptation programmés
sur la période 2022-
2038 (en M€)
Dépenses
Grands Chauds
VD4 900
VD3 N4
VD2 N4
52,2
100,7
8,0
Autres
Source froide
Tornades
Digues
Autres
238,1
158,4
53,6
1,6
Total
612,6
Source : EDF
L’
exploitant met en avant
la difficulté d’isoler ce qui rel
ève spécifiquement du
changement climatique dans les investissements de sûreté
, tout en reconnaissant qu’il doit
remédier à cette difficulté. EDF entend y travailler en s’appuyant sur les plans d’adaptation que
les grandes entités du groupe doivent élaborer dans le cadre de la politique RSE du Groupe.
L’effort de recherche qui correspond à ces investissements pourrait
également être
mesuré
et l’entreprise
aurait intérêt à comptabiliser les dépenses de fonctionnement associées.
Ces éléments alimenteraient ainsi la déclaration de performance extra-
financière qu’EDF est
tenue de publier en application du
socle réglementaire de l’Union européenne
88
transposé dans
le code de commerce français
89
. Cette dernière comprend, notamment, des informations
relatives aux objectifs environnementaux du règlement européen « taxonomie » qui inclut
l’atténuation et l’adaptation au changement climatique.
Il est donc nécessaire, au titre de sa politique de responsabilité sociale et
environnementale comme de sa communication financière, qu’EDF puisse disposer dans
l’avenir d’une information précise sur le coût de l’adaptation climatique pour l’entreprise.
88
Directive 2013/34, règlement (CE) n° 1221/2009 du 25 novembre 2009 concernant la participation volontaire
des organisations à un système communautaire de management environnemental et d'audit (EMAS) également
appelé Eco-Audit, règlement européen 2020/852 du 18 juin 2020 dit « taxonomie », règlement 2019/2088 dit
«
disclosure
» du 27 novembre 2019 et règlement 2016/1011 du Parlement européen et du Conseil du 8 juin 2016.
89
L’ensemble de ce dispositif est codifié dans les articles
L225-100-1 et L225-102-1 R. 225-104 à R. 225-105-2,
L. 22-10-36, R. 22-10-29 et A. 225-1 à A. 225-4 du code du commerce : sont concernées les sociétés anonymes cotées
de 20
M€ de bilan
ou 40
M€ de CA et 500 personnes pour les sociétés non cotées de 100
M€ de bilan ou
100
M€ de
CA et 500 personnes.
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COUR DES COMPTES
58
II -
Des effets modérés mais croissants des évolutions
climatiques sur la disponibilité du parc
À côté des paramètres liés à la sûreté, l’adaptation du parc nucléaire doit prendre en
considération les contraintes qui pèsent sur l’exploitation et la disponibilité du parc, donc sur la
production. Ces contraintes portent principalement sur le respect des réglementations associées
aux prélèvements d’eau et aux rejets thermiques.
Le réchauffement climatique conduisant
d’une
part à un accroissement des périodes de canicule, d’autre part à une augmentation de la
fréquence des sécheresses, ces tendances auront un effet direct croissant sur la source froide des
réacteurs nucléaires, et potentiellement sur leur disponibilité.
A -
La sensibilité du parc aux normes environnementales
1 -
Les normes de prélèvements et rejets
L’exploitation d’une installation nucl
éaire est régie par un cadre législatif et
réglementaire qui intègre la mesure et la surveillance de son impact sur l’environnement
90
. Les
autorisations de prélèvement d’eau et de rejets accordées à l’exploitant des centrales nucléaires
sont délivrées par l
’ASN et relèvent des dispositions de l’article R. 593
-38 du code de
l’environnement, qui prescrit les conditions dans lesquelles l’exploitant peut procéder à des
prélèvements d’eau ou à des rejets directs ou indirects d’effluents dans le milieu ambiant. Ce
s
textes sont propres à chaque CNPE
91
.
Ces limites, variables selon les cours d’eau concernés et les périodes de l’année, sont
établies sur la base d’une étude d’impact fournie par l’exploitant qui analyse les conséquences
environnementales et sanitaires de
l’installation et des rejets de différentes natures. L’impact
des prélèvements d’eau et des rejets sur l’environnement est évalué sur les différents
compartiments de l’écosystème aquatique et terrestre en prenant en compte les interactions du
fonctionneme
nt de la centrale avec l’environnement (
impacts
des seuils et prises d’eau
, des
rejets chimiques liquides, thermiques, radioactifs).
90
Ce cadre est défini par la loi n° 2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière
nucléaire (dite loi TSN)
dont les principales dispositions ont été codifiées dans le code de l’environnement par
l’ordonnance du n° 2012
-6 du 5 janvier 2012, ainsi que le décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007 relatif aux
installations nucléaires de bases et au contrôle, en matière de sûreté nucléaire, du transport de substances radioactives.
91
Une première décision de l’ASN fixe les limites de rejet dans l’environnement des effluents liquides et gazeux.
Cette décision est homologuée par un arrêté signé du ministre chargé de la sûreté nucléaire. Ces limites concernent :
-
les rejets des effluents radioactifs gazeux ;
-
les rejets d’effluents radioactifs liquides
;
-
les rejets chimiques liquides et gazeux ;
-
les rejets thermiques.
Une seconde décision de l’ASN fixe les prescriptions
relatives aux modalités de prélèvements et de consommation
d’eau et de rejets dans l’environnement des effluents liquides et gazeux. Elle porte notamment sur
:
-
les prélèvements et la consommation d’eau
;
-
les rejets d’effluents dans l’environnement
;
-
la sur
veillance de l’environnement autour du site
;
-
le contrôle exercé par les autorités ;
-
l’information du public.
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
59
EDF met en œuvre un programme de surveillance des eaux de surface pour l’ensemble
des sites nucléaires. Il permet de suivre
et d’étudier l’évolution de l’écosystème aquatique sur
le long terme et de déceler toute évolution anormale
92
. Chaque CNPE réalise annuellement,
sous le contrôle de l’ASN, plusieurs milliers d’analyses (chimiques, physico
-chimiques, de
radioactivité, microbiologiques) sur des échantillons représentatifs des compartiments
atmosphérique, terrestre et aquatique. Ces suivis, réalisés depuis la mise en service des
centrales, font l’objet d’une publication annuelle. L’ASN réalise également ses propres
inspections et fait réaliser des contrôles sur les rejets par des organismes indépendants.
2 -
Les rejets thermiques
Les limites de rejets thermiques sont spécifiques à chaque site en raison de conceptions
différentes de la source froide et de l’environnement
: bord de rivière ou en bord de mer, circuit
ouvert ou fermé
93
. Les canicules de 2003, 2005 et 2006 ont conduit l’État à adopter des
modifications temporaires des limites autorisées pour certains CNPE en raison de ruptures
possibles de l’équilibre du système électriqu
e
94
. Le cadre réglementaire a ensuite été réformé
en 2006 pour permettre de maintenir la production nucléaire de certains sites.
Les limites prévues par les régimes de rejet en bord de
cours d’eau
Les limites en conditions climatiques normales appliquées la majeure partie du temps, avec
parfois des limites variant suivant la période de l’année. Lorsque ces limites ne peuvent être respectées
en raison principalement de la température de l’eau à l’amont de la centrale, la puissance des réacteurs
est abaissée p
our réduire l’effet des rejets thermiques sur le milieu naturel. Ceci peut conduire à l’arrêt
complet du réacteur.
Les limites en conditions climatiques exceptionnelles (CCE)
95
:
ce second niveau s’applique
lors de périodes de température élevées et ne peut être utilisé que si RTE en exprime le besoin pour
assurer la sécurité du réseau électrique. Il s’applique sans décision de l’ASN qui en est informée. Il
est associé à un programme de surveillance renforcée de l’environnement. Depuis 2006, l’application
de
cette procédure n’est intervenue qu’à deux reprises, pour la centrale de Golfech le 6 août 2018
(pour une durée de 36 heures) ainsi que pour quelques jours cours de l’été 2022.
92
Des suivis hydroécologiques des écosystèmes fluviaux sont constitués, a minima :
-
d’une campagne annuelle sur chacun des compartiments biologiqu
es (poissons, macro-invertébrés
benthiques, macro-phytes, diatomées) ;
-
de six campagnes annuelles de physico-chimie (pH, température, oxygène dissous, conductivité, matières
en suspension, matière organique, matières azotées et phosphorées, etc.).
93
Les principaux paramètres réglementés sont :
-
en bord de rivière :
une limite d’échauffement amont
-
aval (ΔT), calculé après mélange complet dans le
cours d’eau, et une limite de température aval (T°aval) après mélange qui dépend de la température en
amont et de l
’échauffement après mélange apporté par le CNPE.
-
en bord de mer :
une limite d’échauffement au rejet (écart de température entre rejet et prise d’eau), une
limite de température au rejet et une limite de température en mer, en champ proche des rejets.
94
En août 2003, les centrales du Tricastin et de Golfech ont fonctionné un peu plus d’une dizaine de jours en application
des dispositions temporaires de l’arrêté du 12 août 2003
; en juin 2005, la centrale du Tricastin a fonctionné trois jours
en applicati
on des dispositions temporaires de l’arrêté du 11 juin 2004
; en juillet 2006, les centrales de Bugey, Tricastin
et Golfech ont fonctionné une quinzaine de jours en application des dispositions temporaires des arrêtés du 11 juin 2004.
95
Ces valeurs limites applicables aux rejets sont fixées selon :
-
un delta de température entre l’amont et l’aval (échauffement) après mélange des effluents,
-
et / ou une température en aval après mélange à ne pas dépasser supérieure à la maximale autorisée
en conditions normales, pouvant être relaxée de 1 à 2°C selon les sites.
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COUR DES COMPTES
60
Un troisième échelon dérogatoire - situations dites « exceptionnelles » - correspond au cas où les
valeurs limites pourraient ne pas être respectées alors que, dans le même temps, le besoin de maintenir
le fonctionnement des réacteurs concernés relèverait d’une nécessité publique. Les dispositions du II de
l’article R. 593
-40 du co
de de l’environnement
96
permettent à l’ASN, de sa propre initiative ou sur la
demande motivée d’EDF, de modifier temporairement ses prescriptions encadrant les rejets thermiques.
De telles modifications temporaires ont été autorisées pour la première fois à
l’été 2022 par le ministère
de la Transition Énergétique pour les CNPE de Bugey, Blayais, Saint-Alban, Golfech et Tricastin pour
poursuivre le fonctionnement des centrales
97
. Le programme de surveillance renforcée associé à cette
situation n’a pas relevé de conséquence sur l’environnement.
Les principaux CNPE confrontés à des baisses de production sont les sites thermosensibles de
Bugey, St-Alban, Tricastin, Golfech et Blayais, dont les limites thermiques contraignent à des baisses
de puissance en raison de
l’atteinte d’un ou plusieurs paramètres règlementés, en période de canicule
ou d’étiage. Ces sites correspondent à des réacteurs pour la plupart en circuit ouvert
: Bugey
(tranches 2 et 3), Saint Alban, Tricastin et Blayais qui sont sensibles à la combinaison des débits et des
températures d’eau rencontrées en amont du CNPE. Le site de Golfech est lui en circuit fermé, mais
situé sur la Garonne dont les températures peuvent être très élevées en été. Ces sites disposent de limites
adaptées pour rendre compatible leur fonctionnement avec le milieu aquatique. Mais en cas de canicule
sévère ou d’étiage, ils peuvent être très fortement contraints
98
, comme l’illustre le tableau suivant.
Tableau n° 10 :
estimation
du nombre de jours d’arrêt de production en conditions climatiques
normales et de jours de fonctionnement en conditions climatiques exceptionnelles et en situation
exceptionnelle sur la période du 1
er
mai au 30 septembre pour les années 2002 à 2022
99
Sites (1)
Arrêts de production
en conditions normales
Fonctionnement en conditions
climatiques exceptionnelles
Fonctionnement
en situation exceptionnelle
Blayais
32 (2)
-
-
Golfech
42 (3)
10,5 (4)
6 (5)
Bugey
73 (6)
-
8 (7)
Saint-Alban
101 (8)
-
1 (9)
Tricastin
74 (10)
-
9 (11)
Source : Cour des comptes à partir des données EDF
(1)
principaux sites sensibles aux températures
(2)
dont 19 jours en 2003 ; 3,9 jours en 2004 ; 2,1 jours en 2006
(3)
dont 17,7 jours en 2003 et 12,1 jours en 2006
(4)
1 jour en 2018 (6/08) et 9 jours en 2022 (du 15 au 22/07 et le 4/08)
(5)
Du 9/08 au 14/08/2022
(6)
Dont 25 jours en 2003 ; 11,6 en 2005 ; 11,8 en 2018
(7)
8 jours en 2022 répartis en 4 périodes (19 et 20/07 ; 4/08 ; 8 et 9/08 ; 13 et 14/08)
(8)
dont 14,4 en 2003 ; 10 en 2005 ; 9,4 en 2006 ; 18,5 en 2017 et 19,4 en 2018
(9)
le 12/08/2022
(10)
dont 28,7 en 2003 ; 23,6 en 2005 ; 10,5 en 2006 ; 4,7 en 2018
(11)
du 7/08 au 15/08/2022
96
« Si, du fait d'une situation exceptionnelle, la poursuite du fonctionnement d'une installation nucléaire de base
nécessite une modification temporaire de certaines prescriptions, et si ce fonctionnement constitue une nécessité
publique, l'autorité peut décider cette modification sans procéder aux consultations préalables prévues par le
présent article. Cette modification temporaire cesse de produire ses effets au plus tard au terme de la procédure
normale de modification, si elle a été engagée, ou, à défaut, à l'expiration d'un délai d'un an.
»
97
Par décisions de l’ASN les 13, 15 et 21 juillet 2022 pour une période allant jusqu’au 7 août 2022, prolongées jusqu’au
11 septembre par décision du 4 août 2022, homologuées par la ministre chargée de la sûreté nucléaire le 5 août 2022.
98
Les deux tranches du CNPE de Golfech ont ainsi été arrêtées entre le 23 et le 28 juillet 2019 en raison de l’atteinte
d’une température d’eau en Garonne de 28°C à l’amont du site (RTE n’ayant pas demandé d’utiliser les limites en CCE).
99
Régimes mis en place à partir de 2006.
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
61
Pour les principaux sites thermosensibles, les régimes de températures qui prévalaient
avant 2006 ont conduit à de nombreux jours d’ar
rêts de production, notamment en 2003. La
modification du cadre réglementaire intervenue en 2006 a permis limiter cette tendance au cours
de la période suivante. Toutefois, depuis 2018, et plus encore lors de l’été 2022, l’accentuation
des vagues de chaleur a conduit à faire application des régimes de dérogation exceptionnels.
Face au risque que la situation rencontrée cet été ne se renouvelle désormais régulièrement
au cours des trente prochaines années, ce constat soulève ainsi deux questions :
d’une part
, celle
de l’impact sur l’environnement (cf.
infra
) des régimes d’exploitation exceptionnels, d’autre part,
en fonction de la réponse qui pourra être plus précisément apportée à cette première question,
celle de savoir jusqu’à quel point l’exploitation des
réacteurs thermosensibles pourra être assurée
en période estivale par une adaptation du cadre réglementaire.
Les autres sites en circuit fermé ont des rejets thermiques plus faibles en été en raison
d’une performance accrue de leurs aéroréfrigérants (air
sec et chaud). Les thermies rejetées en
été sont ainsi 4 à 6 fois moins importantes qu’en hiver, avec des échauffements après mélange
dans le cours d’eau de l’ordre de 0,1°C à 0,3°C. Cependant, une fois que la température
de l
’eau
en amont du site a atteint la limite à respecter en aval, le CNPE est contraint
d’
arrêter la
production, même si ces rejets sont très faibles. Cinq sites peuvent toutefois continuer à
fonctionner quelle que soit la température du cours d’eau
:
il s’agit
de ceux de Civaux (sur la
Vienne) et des quatre sites sur la Loire (Chinon, Saint-Laurent, Dampierre, Belleville).
3 -
Les p
rélèvements et la consommation d’eau
Les décisions
de l’ASN propres à chaque
CNPE portent sur les limites de prélèvements
en eau et certaines modalités liées à ces prélèvements. Les contraintes réglementaires varient
donc selon les centrales.
Les sites en bord de mer n’ont pas de limite de prélèvement pour les eaux marines utilisées pour
le refroidissement. Ces CNPE sont toutefois réglementés pour les prélèvements en eau de surface
principalement utilisée pour l’eau industrielle. Ils sont également réglementés pour les prélèvements
en eaux douces de surface ou en nappes souterraines. Ces sites ne p
résentent pas d’enjeux liés aux
volumes prélevés et ne présentent pas, à ce titre, de contraintes d’exploitation particulières.
Les sites en bord de rivière comportent plusieurs types de limites pour les prélèvements
dans les eaux de surface ou de nappe
100
q
ui peuvent entraîner des limitations du volume d’eau
prélevé et/ou consommé (évaporé). Quatre sites présents sur des bassins à enjeu pour la ressource
en eau (Loire, Garonne, Meuse) présentent des limites sur le débit moyen évaporé par les
aéroréfrigérants : Civaux, Golfech, Nogent et Chooz. Les trois sites de Loire amont (Belleville,
Dampierre, Saint-Laurent) ainsi que le site de Cattenom sur la Moselle présentent des dispositions
particulières pouvant limiter les prélèvements d’eau suivant le débit. Pour
les autres sites bord de
rivière, de telles limitations en fonction du débit du cours d’eau n’existent pas.
Les prélèvements annuels restent inférieurs aux limites autorisées mais les sites de Chooz,
Nogent et Golfech sont toutefois proches de ces limites et la limite de prélèvement applicable
au site de Civaux ne comporte aucune marge. Ces quatre sites pourraient lors de longs épisodes
chauds et secs présenter des contraintes par rapport au débit évaporé.
100
Limite volumique annuelle, limite volumique journalière, et pour la plupart des sites un débit prélevé maximum instantané.
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62
Les contraintes et risques portent principalement s
ur la disponibilité de la ressource d’un
point de vue quantitatif et temporel en période d’étiage. L
e graphique n° 8 ci-après représente
les pressions liées aux prélèvements et consommations des CNPE par bassin hydrographique.
La pression la plus importante en termes de prélèvements se situe sur le Rhône
101
. Un point
remarquable se situe au niveau du bassin de la Loire où la configuration des sites fait que les
prélèvements sont faibles mais que les volumes d’eau consommés sont très importants.
Graphique n° 8 :
pressions liées aux prélèvements et consommations des CNPE
par bassin hydrographique
Source : EDF ; Lecture : compte tenu de la valeur des écarts entre prélèvements et rejets,
le graphique utilise une échelle logarithmique
La pression par consommation d’eau est égale
ment forte sur les bassins de la Moselle,
de la Vienne, de la Seine et dans une moindre mesure de la Meuse.
4 -
Les rejets liquides chimiques et radioactifs
Concernant les rejets d’effluents liquides, les contraintes sont principalement liées aux
seuils de débit minimum et maximum associés aux autorisations de rejets des effluents liquides
radioactifs
102
, puisqu’un site
ne peut plus réaliser de rejets si le débit est trop faible ou trop fort.
Les limites sont identiques pour chaque site et les valeurs à respecter dans le milieu en aval
conduisent à mettre en place une coordination des rejets sur les bassins où ils peuvent se
cumuler quand plusieurs CNPE sont situés sur le même fleuve.
101
11 194 millions de m
3
prélevés en 2019.
La consommation pour l’usage de ces CNPE (représentant les deux
tranches 4 et 5 du CNPE de Bugey et les quatre tranches du CNPE de Cruas en circuit de refroidissement fermé)
était en 2019 de 85 Millions de m
3
(environ 5 %
de l’ensemble des consommations du bassin).
102
Le seuil de débit minimum associé aux périodes d’étiage
correspond à une situation de moindre dilution et
permet d’éviter des niveaux d’activités trop élevées en aval. Le seuil de débit haut, associé au seuil de débit
conduisant aux premiers débordements en aval, permet d’éviter de disperser la veine de rejet
et les radionucléides
sur les berges et dans les zones inondées, hors du lit mineur du cours d’eau.
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POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
63
Afin de garantir une bonne dilution de ces rejets et leur acceptabilité pour
l’environnement
et la santé humaine, l’ASN a fixé pour les centrales situées en bord de fleuve un débit minimal en
deçà duquel ces rejets ne sont plus autorisés. Dans ce cas, EDF entrepose ces rejets dans des
réservoirs dédiés dont certains, dits de secou
rs, ne peuvent être utilisés qu’après accord de l’ASN,
afin notamment de s’assurer qu’une capacité suffisante demeure disponible pour faire face à un
éventuel incident ou accident. Au cours de l’été 2022, plusieurs fleuves ont connu de faibles
débits, interdisant tout rejet radioactif, sur des périodes de quelques jours, dont en particulier la
Loire, la Seine et la Moselle. Cette situation a conduit l’ASN à accepter, pour cinq centrales
nucléaires, l’usage des réservoirs de secours. De plus, durant plusieur
s semaines à compter du
mois d’août 2022, les centrales nucléaires du bord de Loire ont été confrontées à la difficulté de
ne pouvoir réaliser des rejets radioactifs qu’en fonction des décisions locales de soutien des
étiages, lesquelles ont pris en compte
l’ensemble des usages de la ressource en eau. Ces situations
d’étiage prolongé ont ainsi mis en évidence le fait que les capacités d’entreposage avant rejet des
effluents produits par une centrale risquaient d’être insuffisantes pour faire face aux évolut
ions
de la ressource en eau en termes de débit dans un contexte de changement climatique.
Les principaux sites où la gestion des rejets d’effluent est délicate sont Civaux, Nogent et
Chooz, et dans une moindre mesure quelques sites sur le Rhône (Cruas, St-Alban). Les
problématiques liées aux rejets liquides n’ont pour l’instant pas conduit à des pertes de
productibles et il n’existe pas d’étude permettant d’estimer si de telles pertes pourraient apparaître
sur les prochaines années. Cependant les évolutions des débits, que ce soit en étiage ou en crue,
vont renforcer les difficultés de gestion des effluents, la nécessité d’une coordination entre CNPE
et surtout les besoins de soutiens d’étiage pour maintenir les débits en aval permettant ces rejets.
B -
Des accords transfrontaliers contraignants
1 -
L’accord franco
-belge de 1998 sur la Meuse et ses conséquences
pour la centrale de Chooz
La Meuse étant un cours d’eau frontalier, le fonctionnement de la centrale de Chooz
103
est soumis à un accord franco-belge
104
qui a fait
l’objet de négociations entre les deux pays au
moment de sa construction. À partir d’un débit minimal
105
, l’accord impose que la totalité du
débit en aval de Chooz soit réservé aux utilisateurs belges, notamment aux installations de
production d’eau potable. Les limites prévues par l’accord sont reprises dans les décisions de
l’ASN qui prescrivent les conditions de prélèvements et de rejets de la centrale
106
.
103
La centrale de Chooz, située, au bord de la Meuse dans le département des Ardennes, fait partie de la dernière
génération (palier N4) de réacteurs à eau sous pression mis en service en France. Composée de deux unités de 1 450 MW
chacun (mises en service en 1996 et 1997), la centrale a produit 17,9 TWh en 2019, ce qui représente près de 4,7 % de
la production d’électricité nucléaire en France, et près de 42
%
de la consommation d’électricité de la région Grand
-Est.
104
Accord ratifié par la France avec le décret n° 98-
1004 du 30 octobre 1998 portant publication de l’accord entre le
Gouvernement de la république Française et le Gouvernement du Royaume de la Belgique sur la centrale électronucléaire
de Chooz et les échange d’informations en cas d’incident ou d’accident, signé à Bruxelles le 8
septembre 1998.
105
Fixé à 20 m
3
/s en moyenne sur les douze derniers jours.
106
Arrêté du 30 novembre 2009 portant homologation de la décision n° 2009-DC-
0165 de l’Autorité de sûreté nucléaire
du 17 novembre 2009 fixant les limites de rejets dans l’environnement des effluents liquides et gazeux des installations
nucléaires de base n°139, n° 144 et n° 163 & décision n° 2009-DC-
0164 de l’Autorité de sûreté nucléaire du
17
novembre 2009 fixant les prescriptions relatives aux modalités de prélèvements et de consommation d’eau et de rejets
dans l’environnement des effluents liquides et gazeux des installations nucléaires de base n°
139, n° 144 et n° 163.
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64
Les arrêts de production les plus importants observés au cours des dernières années sont
directement imputables à cette réglementation spécifique qui ne prévoit aucune disposition
dérogatoire
pour faire face aux besoins d’électricité en cas de
« conditions climatiques
exceptionnelles » ou de « situations exceptionnelles », comme cela prévaut sur les autres sites.
EDF se trouve donc contrainte
certaines années d’arrêter sa production
, principalement au mois
de septembre, pour respecter cet accord.
Graphique n° 9 :
pertes de production environnementales du CNPE de Chooz (en TWh)
Source : EDF, DNPT
L’année 2020 a marqué un tournant, avec 75 jours cumulés d’application de l’accord,
conduisant à une perte de production de 2,8 TWh. Si le niveau atteint en 2020 paraît exceptionnel,
la fréquence des arrêts de production semble s’accélérer ces dernières années. De plus, les
évolut
ions liées au changement climatique font l’objet de nombreuses études sur le bassin Rhin
-
Meuse
107
et les scénarios prévoient généralement une baisse des débits de la Meuse à l’automne.
Dans le cadre réglementaire et international actuel, le nombre de jours
d’arrêt de la
production pourrait augmenter,
alors même qu’aucun dispositif d’arbitrage en cas de tension
sur l’équilibre offre demande
du réseau
d’un des deux pays n’a été défini
. EDF souhaite que les
limites de prélèvements auxquelles est tenue la centrale de Chooz soient revues
et qu’un régime
dérogatoire puisse être mis en œuvre à en cas de situation exceptionnelle. Cela nécessiterait
toutefois une révision de l’accord franco
-belge, dans le respect des autres usages, notamment
la distribution d’eau pota
ble en territoire belge.
Une telle démarche, qu’il reviendrait à l’État de
piloter le cas échéant, devrait être précédée d’un diagnostic approfondi et partagé entre EDF,
l’ASN et l’ensemble des administrations concernées (DGEC, DGPR, DGALN), tant sur les
e
ffets prévisibles du changement climatique sur le débit de la Meuse que sur l’appréciation des
conflits d’usage avec la Belgique.
107
Notamment l’étude annoncée sur les conséquences du changement climatique par l’EPAMA (
établissement
public d'aménagement de la Meuse et de ses affluents).
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65
2 -
L’accord franco
-luxembourgeois de 1986
Un second accord concerne le CNPE de Cattenom sur la Moselle, en vertu d’une
conventi
on du 12 mars 1986 entre la France et le Luxembourg pour la réalisation et l’exploitation
de certaines implantations industrielles sur la Moselle. Les dispositions de cette convention,
intégrées dans les arrêtés puis décisions de l’ASN relatifs aux prélève
ments et rejets de la centrale
de Cattenom, prévoient que lorsque le débit moyen journalier à la frontière germano-
luxembourgeoise est inférieur à 26 m³/s, les prélèvements d'eau sont subordonnés à la
compensation par l'exploitant à l'aide de lâchers d'eau de la retenue du Vieux-Pré. Ces restrictions
rendent l’exploitation de la centrale dépendante des conditions hydrologiques permettant de
remplir la retenue. Pour la première fois en 2019, la retenue de Vieux-Pré a connu un niveau
historiquement bas en rai
son d’importants déstockages, rendant difficile sa reconstitution pour
l’année 2020 et obligeant EDF à optimiser sa gestion. Si aucune perte de production liée à
l’impossibilité de compenser l’évaporation des tours aéroréfrigérantes n’a encore été observée
à
Cattenom, la contrainte de débit de l’accord franco
-luxembourgeois apparaît cependant forte
compte tenu de la pression de la consommation d’eau sur le bassin de la Moselle.
3 -
Le cas spécifique des eaux du Rhône avec la Suisse
Une préoccupation pour les centrales situées sur le Rhône réside dans le
maintien d’un
niveau du fleuve suffisant à l’étiage
, dans un contexte de changement climatique conduisant à
des étés plus secs et un moindre apport à terme de la fonte des glaciers
108
. Sur les tronçons
régulés du Rhône amont, le maintien de cette cote dépend essentiellement du volume
d’eau
délivré par le barrage du Seujet à Genève, côté suisse du Rhône. Selon une convention franco-
suisse de 1963, l
es eaux du bassin français de l’Arve, dérivées dans la retenue
suisse
d’Émosson
,
sont stockées dans le Léman en vue d’être écoulées à Genève à la demande des
autorités françaises pour
améliorer les conditions d’utilisation en France des eaux du Rhône.
Les stockages dans le Léman et les lâchers supplémentaires depuis Genève sont toutefois
soumis à restrictions, liées notamment au maintien de la cote des eaux du lac.
Les exploitants EDF et CNR ont conclu en 2020 un accord de droit privé avec le canton
de Genève pour garantir un débit minimal à l’étiage assurant la product
ion hydroélectrique et
nucléaire. Cette « convention tripartite des
mesures d’exécution sur le lâcher des eaux de
l’Arve
»
prévoit des mécanismes de prévision et d’alerte anticipée en cas de difficultés pour la
partie suisse à tenir ce débit minimal, ainsi
que des mécanismes de lâchers d’eau exceptionnels
en cas de besoin urgent côté français. Elle
permet d’assurer un débit suffisant sur le Rhône
amont français, même en étiage sévère sur le bassin.
Il
n’est
toutefois pas satisfaisant que la sécurisation des débits du Rhône ne dépende que
d’un simple accord
de droit privé. L
’agence de l’eau
Rhône Méditerranée Corse et la DREAL
de bassin ont engagé des travaux avec la partie suisse
pour qu’un accord
-cadre sur la régulation
des eaux transfrontalières du Léman et le débit du Rhône soit conclu entre la France et la Suisse.
Il ressort des informations communiquées pendant l’instruction que les négociations sont en
bonne voie. La Cour prend acte qu’une signature est attendue en 2023.
108
Dans la période actuelle, on observe toutefois un apport accru de la fonte des glaciers, comme au cours de
l’année 2022. À long terme, avec la disparition progressive des glaciers, ces apports seront de plus en plus faibles
et altèreront leur fonction de régulation.
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66
C -
Des pertes de production limitées
mais des risques de tension croissants pour le réseau
1 -
Les pertes de productible
L
’
augmentation
de
la
température
des
cours
d’eau
du
fait
des
conditions
hydrométéorologiques exceptionnelles (températures élevées potentiellement amplifiées par
des débits
de cours d’eau faibles), peuvent générer à certaines occasions des limitations de
production pour les CNPE. De telles limitations peuvent également avoir lieu pour respecter les
accords internationaux (cf.
supra
)
. Dans son système d’enregistrement des indi
sponibilités,
EDF suit différents types d’aléas climatiques selon les critères suivants
: respect des limites
réglementaires relatives aux températures du fleuve ou mer en condition normale ; respect des
valeurs limites réglementaires relatives aux échauffements du fleuve (faible débit des
fleuves/étiage) ; limitation de l'évaporation aux aéroréfrigérants pour respecter le débit
minimum du fleuve ; respect des limites réglementaires relatives aux températures en situation
exceptionnelle. Ce système permet de classer les baisses de production
selon qu’elles résultent
du respect des limites des rejets thermiques ou de celles relatives aux débits
109
.
Les graphiques 10 et 11 ci-après illustrent les pertes de production cumulées attribuées
aux températures élevées (canicule) et aux faibles débits (étiage), par année et par site. Ces
pertes sont comptabilisées par année, mais sont concentrées sur la période allant de mai à
novembre, en lien avec les épisodes de canicules (de juin à août, avec des épisodes d’une à de
ux
semaines), éventuellement combinés aux périodes d’étiages (du printemps à l’automne, avec
des épisodes pouvant durer plusieurs mois, comme cela a été le cas au cours des années 2017 à
2019). Les tableaux n° 11 et 12 présentent les principales pertes de production (en MWh) par
année et par site entre 2000 et 2022. Ces pertes sont détaillées dans le tableau n° 19 reproduit
dans l’annexe n°
14.
109
Un point concernant ce mode de comptabilisation justifie d’êt
re précisé en raison des contraintes spécifiques liées
aux prélèvements d’eau en étiages, distinctes des limites thermiques. Les phénomènes d’étiage impliquent également
des contraintes de production, parfois sur des durées plus longues que les canicules. Ces pertes sont en lien avec les
limites de consommation d’eau (liées au débit évaporé) afin de garantir un débit du cours d’eau minimum en aval des
installations, mais aussi en lien avec les limites d’échauffement qui peuvent être atteintes en deçà d’un c
ertain débit
(dilution moindre). Ces deux contraintes, même rattachées à la même cause (débit faible), sont donc distinctes, mais
elles sont comptabilisées par les sites sur le même critère environnemental de pertes de production. Une partie des
pertes associées au critère de débit faible est donc en réalité attribuable aux contraintes de limites thermiques.
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67
Graphique n° 10 :
pertes de production (en MWh) par année attribuées
aux températures élevées (canicule) et aux faibles débits (étiage)
Source : EDF
Le tableau ci-après présente les pertes cumulées (températures et débits) des années ayant
connu des pertes de production significatives, rapportées à la production annuelle.
Tableau n° 11 :
principales pertes cumulées rapportées à la production annuelle
Année
Perte de production (GWh)
% Production annuelle
2000
1075,8
0,25
2003
6 318,2
1,43
2005
2 690,2
0,62
2006
2 139,5
0,47
2011
743,7
0,16
2015
665,1
0,16
2017
643,8
0,17
2018
2 734,4
0,69
2019
1 448,3
0,38
2020
3 101,7
0,92
2022
501
0,18
Source : Cour des comptes
Ces pertes de production annuelles peuvent apparaître faibles mais la puissance perdue lors
de ces aléas climatiques peut être ponctuellement conséquente. À titre d’exemple, lor
s de la canicule
de juillet 2003, ces indisponibilités simultanées ont atteint plus de 6 GW, soit près de 10 % de la
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COUR DES COMPTES
68
capacité nucléaire installée
110
. Par ailleurs, les pertes de l’exercice 2022 sont minorées par le fait
que de nombreux réacteurs étaient à l’arrêt pour d’autres motifs notamment en raison
des
dommages liés à la corrosion sous contrainte, principalement sur les centrales de 1300 et 1450 MW.
Graphique n° 11 :
bilan des pertes de production (en MWh) par site
pour les critères de débit (étiage) et température (canicule) entre 2000 et le 30/08/2022
Source : EDF
L’essentiel du risque d’indisponibilité en cas de canicule ou de sécheresse est aujourd’hui
imputable à un nombre limité de sites nucléaires puisqu’au cours des vingt dernières années,
l’essentiel des p
ertes de production est concentré sur six sites.
Les pertes de production maximales liées aux températures élevées des cours d’eau ont
été enregistrées en 2003, année marquée par un épisode de canicule historique et au cours de
laquelle la perte de product
ible a représenté l’équivalent de 1,4
% de la production nucléaire
annuelle. Les pertes de 2003 à 2006 incluent les effets des autorisations temporaires accordées
en 2003 et 2004, avant que ne soient autorisées les limites en conditions climatiques
exceptionnelles. Les limites thermiques de certains CNPE ont par la suite évolué après la
canicule de 2006, ainsi que l’organisation d’EDF pour anticiper les périodes de grand chaud,
notamment en termes de planification des arrêts de tranches. Les données ne sont donc pas tout
à fait comparables entre 2003 et les années suivantes
111
. Les centrales concernées par ces pertes
sont les sites dits thermosensibles : CNPE en circuit ouvert en bord de rivière ou estuaire (Saint-
Alban, Tricastin, Bugey, Blayais), ainsi que le site de Golfech (circuit fermé).
110
Il faut toutefois souligner le caractère exceptionnel de la sécheresse de 2003 et prendre en considération que le cadre
réglementaire concernant les régimes dérogatoires qui permettent de limiter les pertes de puissance a évolué par la suite.
111
Les évolutions de limites depuis 2006 portent notamment sur le passage en moyenne journalière ou sur la
suppression de quota pour le respect des limites en période estivale.
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POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
69
S’agissant des pertes de production comptabilisées comme étant liées aux contraintes de
débits (étiage), dix des vingt dernières années ont été concernées. Toutefois, les pertes
enregistrées sur certains CNPE (Saint-Alban, Tricastin, Bugey et Fessenheim) sont liées à la
limite d’échauffement atteinte en raison de faibles débits du Rhône ou du Rhin, et non
en raison
de l’atteinte de limites de prélèvements d’eau, mais
celles-ci sont enregistrées suivant le même
code par les CNPE (cf. note méthodologique de bas de page n°112).
Mis à part l’épisode de
2003, des canicules et étiages ont principalement eu lieu au cours des années 2017 à 2020 qui
présentent des pertes de production élevées en raison d’étiages répétés particulière
ment sévères
et prolongés, sur la période automnale
112
.
Tableau n° 12 :
principales pertes de production liées au faible débit des fleuves
Année
Perte de production (GWh)
% Production annuelle
Sites
2003
913,4
0,22
Chooz
2011
267,8
0,06
Chooz
2018
757,1
0,19
Chooz
2019
819,8
0,21
Chooz
2020
2 886,1
0,86
Chooz
Source : Cour des comptes, données EDF
Les pertes liées au débit des fleuves sont principalement concentrées sur le CNPE de
Chooz, très sensible aux débits. Elles sont consécutives aux limitations de
l’évaporation aux
aéroréfrigérants pour respecter le débit minimum de la Meuse (application de l’accord franco
-
belge de 1998). La situation plutôt favorable à l’échelle du parc s’explique par le fait que les
soutiens d’étiage ont pu être mis en place de façon satisfaisante. Avec l’augmentation de la
fréquence des étiages sévères, le remplissage des réservoirs amont assurant ce soutien peut être
compromis, comme le montrent les difficultés rencontrées pour les réservoirs de Vieux-Pré en
amont de Cattenom ou
de Vassivière en amont de Civaux en 2018 et 2019. Le soutien d’étiage
de la Loire a également été réduit pendant quelques jours en août 2019, montrant à cette
occasion que la probabilité de défaillance des barrages de Naussac ou Villerest en période
d’étia
ge sévère ne pouvait être écartée.
112
Des canicules et étiages ont principalement eu lieu en 2018, 2019 et 2020, ce qui a conduit à l’arrêt
:
• en 2018, d’une tranche de Fessenheim du 5 au 10 août et deux tranches de Bugey quelques jours entre fin juillet
et début août pour
respecter le critère de température maximale de rejet, ainsi qu’une tranche de Chooz du 12 au
25 octobre pour respecter le critère d’évaporation maximale, issu d’un accord franco
-belge de 1998 ;
• en 2019 des tranches de Golfech entre le 23 et le 28
juillet pour respecter le critère de température maximale de
rejet dans la Garonne à 28 °C et une tranche de Chooz du 12 au 29 septembre pour respecter le critère d’évaporation
maximale, issu d’un accord franco
-belge de 1998 ;
• en 2020 de la tranche 2 de Chooz
du 20 août au 5 octobre et de la tranche 1 du 25 août au 28 octobre pour
respecter le critère d’évaporation maximale, issu d’un accord franco
-belge de 1998.
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COUR DES COMPTES
70
2 -
L
’évaluation financière des pertes
La différence entre la puissance qu’une centrale est en mesure de fournir et la puissance
maximale imposée par les critères de température ou de débit du fleuve est renseignée en perte
de production pour cause environnementale
113
. La valorisation de ces pertes d’opportunité
économique est calculée en prenant comme facteurs le volume des énergies « perdues » ou
« indisponibles »
, le prix SPOT horaire de l’électricité de la bourse EPEX ainsi qu’une valeur
représentative du coût de production moyen des centrales nucléaires du parc
114
.
Tableau n° 13 :
p
ertes de production et évaluation des pertes d’opportunité
de 2002 à 2020
Année
Perte d’opportunité
estimée (M€)
Energie
(TWh)
Année
Perte d’opportunité
estimée
(M€)
Energie
(TWh)
2002
1
0,07
2013
5
0,17
2003
166
6,46
2014
2
0,08
2004
15
0,94
2015
15
0,54
2005
87
2,73
2016
2
0,05
2006
147
2,17
2017
16
0,58
2007
0
0
2018
129
2,72
2008
5
0,08
2019
40
1,45
2009
2
0,09
2020
102
3,10
2010
3
0,13
2021
1
0
2011
25
0,75
2022
120 (*)
0,39
2012
6
0,18
(*) Pour 2022, les prix Spot observés conduisent à une évaluation particulièrement élevée.
Source : EDF
Les pertes d’opportunités sont demeurées modérées au cours de la période considérée.
L’année 2022 présente un profil particulier avec un montant de la perte d’opportunité au 31
juillet 2022 (120 M€) qui est principalement imputable à l’augmentation des prix SPOT. À titre
illustratif, ces derniers atteignent en moyenne 300
€
/MWh sur la période considérée de 2022,
contre 42
€
/MWh sur la période 2002-2020. Ces pertes étant faibles au regard de la production
totale du parc, leur impact n’affecte presque pas le coût de production exprimé en
€
/MWh. Du
point de vue de l’impact financier
des pertes de production sur le bénéfice avant intérêts, impôts,
dépréciation et amortissement (EBITDA), celles-
ci ne génèrent pas d’augmentation des coûts (il
y a au contraire une réduction des coûts de combustible en l’absence de production), mais elles
occasionnent des pertes
de marges, que l’on estime à partir de la marge unitaire (prix de marché
moins coût variable unitaire, de l’ordre de 11
€
/MWh) appliquée aux volumes des pertes de
production. En prenant en compte le prix de marché moyen constaté sur les périodes de pertes
de production pour chacune des années 2017 à 2021, on obtient une estimation des réductions
d’EBITDA suivantes pour un TWh de pertes de production
:
113
Sur la base des modèles météorologiques, les services spécialisés d’EDF fournissent aux centrale
s des prévisions
de débit et de température des fleuves. Les prévisions pour le lendemain servent à chaque centrale pour calculer un
productible pour le jour considéré qui permet de ne pas dépasser les limites prescrites en température aval et/ou
échauffem
ent. Cette prévision de productible est envoyée à l’optimiseur de la production EDF pour prise en compte
dans le programme. Ces prévisions sont réajustées le jour J si besoin heure par heure, et la production ajustée.
114
Perte d’opportunité = Σ pertes horai
res_en_énergie * (prix SPOT
–
barème_moyen)
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
71
Tableau n° 14 :
i
mpact des pertes de production sur l’EBITDA
Année
Réduction d’EBITDA pour
1 TWh
de pertes de production (
En M€)
Prix de marché
(€/MWh)
Coûts variables
(€/MWh)
2017
- 32
43
11
2018
- 52
53
11
2019
- 29
40
11
2020
- 30
41
11
2021
- 150
161
11
Source : EDF
3 -
L’
augmentation prévisible des indisponibilités
Au début des années 2000, les pertes de productible ont atteint des niveaux significatifs
avant de retomber à des niveaux plus faibles en raison de l’évolution, en 2006, de la
réglementation qui a assoupli le régime des rejets thermiques
115
. Depuis 2018, une nouvelle
augmentation significative des arrêts pour causes climatiques est observée, avec des pertes
s’élevant à plusieurs térawattheures par an.
Un certain nombre d’études sont actuellement conduites par la direction de la
recherche et
développement
d’EDF après l’acquisition des données auprès de Météo Fr
ance. Leur intégration
dans les modèles climatiques permettra d’alimenter les travaux d’adaptation des parcs nucléaire et
hydraulique. L’une de ces études vise à modéliser les effets du climat sur la disponibilité du parc
nucléaire. Les premières analyses
mettent en évidence un effet réel de l’évolution du climat sur le
parc nucléaire
puisque les indisponibilités seraient multipliées par trois ou quatre d’ici à 2050.
Ces statistiques corroborent, en les amplifiant, les constats déjà établis par RTE dans le
cadre de ses récents travaux
116
. Le réchauffement climatique conduisant à un accroissement des
périodes de canicule et à une augmentation de la fréquence des sécheresses, ces tendances
auront un effet direct et croissant sur la source froide des réacteurs nucléaires. Les conséquences
sur la disponibilité des réacteurs seront contrastées en fonction de leur type de source froide, de
leur localisation, de leur technologie de refroidissement et son dimensionnement. Un réacteur
avec un circuit de refroidissement fermé est moins sensible au risque de canicule ou de
sécheresse, les prélèvements et l’échauffement de l’eau y étant inférieurs et atteignant moins
fréquemment les seuils réglementaires. La localisation de la tranche sera donc un critère majeur
dans l’expo
sition au risque. Pour les sites en bord de mer, des seuils environnementaux sont
associés à leurs sources froides mais le réchauffement climatique ne devrait toutefois pas
induire leur dépassement. Pour les sites en bord de fleuve, à réglementation inchangée et sans
adaptation des installations existantes, les risques d’indisponibilité des tranches augmenteront.
Le changement climatique devrait dans le même temps entrainer une augmentation de la
demande d’électricité au cours de la période estivale, non se
ulement dans le contexte général
d’électrification des usages pour les décarboner, mais plus spécifiquement du fait du
développement de la climatisation. À terme pourrait ainsi apparaitre une pointe de
consommation l’été, comme c’est le cas en Amérique du
Nord. EDF considère que les pertes
qui pourraient résulter de ce besoin de consommation accru, associé à une indisponibilité
115
Conditions climatiques exceptionnelles et situations exceptionnelles.
116
Rapport « Futurs énergétiques 2050 », octobre 2021
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72
croissante du parc nucléaire, demeurent modérées et n’envisage pas de mesures d’adaptation
particulières, comme la modification du planning des arrêts de maintenance en fonction de la
thermo-
sensibilité des centrales. De son côté, l’État considère que cette question ne constitue
pas un risque pour le réseau électrique et que les pertes de productions estivales seront
compensées par une mobilisation accrue des énergies renouvelables.
D -
La nécessité de mieux apprécier la contrainte hydrique
Les évolutions climatiques
vont modifier l’état de l’environnement dans lequel les
prélèvements et les rejets sont réalisés et sont ainsi susceptibles
d’avoir une influence sur les
résultats des études
d’impact.
Comme évoqué précédemment, les principales évolutions hydro-
climatiques sont l’augmentation de la température de l’eau et les évolutions de débit des cours
d’eau,
ce dont peut découler une incertitude croissante sur la disponibilité de la ressource en
eau et le
régime thermique du cours d’eau en amont de chaque centrale.
1 -
Les prévisions sur la ressource en eau
Comme cela a été évoqué dans la 1ère
partie du rapport consacrée à l’examen des
conséquences des évolutions climatiques sur les débits des cours d’eau, l’État
117
, à travers le
projet Explore 2070 travaille depuis 2012 sur les impacts du changement climatique sur les
milieux aquatiques et la re
ssource en eau pour évaluer et élaborer des stratégies d’adaptation.
Les nouvelles projections hydro-
climatiques qui doivent être établies à l’issue du programme
Explore 2
permettront de préparer les documents de planification des usages de l’eau.
Parallè
lement, EDF conduit ses propres études. Certaines d’entre elles
118
avaient été
réalisées entre 2012 et 2014 sur les deux sites du Bugey et de Golfech
119
pour étudier l’évolution
de la disponibilité de leur source froide à horizon de 30 ans. Ces sites avaient été retenus pour
leur sensibilité aux évolutions de débit et aux limites thermiques. Pour Golfech, la baisse de
disponibilité calculée était de l'ordre de 2 à 3 % par an à horizon 2040 pour le scénario climatique
le plus pénalisant, ces pertes étant liées aux contraintes réglementaires sur les rejets thermiques
(12,5 jours perdus par an en moyenne). Pour la centrale du Bugey, en prenant la même base de
comparaison,
il a été calculé une baisse de disponibilité moyenne de l’ordre de 2
% sur la période
2020-2050, liées également aux contraintes réglementaires sur les rejets thermiques (les scénarios
les plus pénalisants simulés donnent une baisse de 5,4 jours perdus en moyenne par an).
Dans le même temps, eu égard aux enjeux associés aux rejets radioactifs liquides des
centrales nucléaires dans des situations d’étiage prolongé telles que rencontrées durant l’été 2022,
il apparaît opportun que soit examiné le dimensionne
ment des capacités d’entreposage des
centrales avant rejet des effluents liquides, d’autant que les effluents radioactifs sont produits de
manière continue par un réacteur et que son arrêt ne permet non seulement pas d’en interrompre
le flux mais peut l’am
plifier. En outre, quatre centrales nucléaires étant situées sur chacun des deux
fleuves Rhône et Loire (cinq en comptant Civaux sur la Vienne), l’impact des consommations en
eau et des rejets radioactifs et chimiques peut dans ce cas se cumuler et les enjeux au regard de la
masse d’eau concernée doivent être abordés en prenant en compte ces situations de cumul.
117
En collaboration avec les principaux organismes de recherche et centres universitaires français
118
Études menées par la direction de la R&D d’EDF dans le cadre du projet MATIS
119
Études menées entre 2012 et 2014 par la direction de la R&D d’EDF dans le cadre du projet MATIS
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
73
L’État, comme EDF, doivent donc poursuivre et généraliser à l’ensemble du parc les études
et prévisions en cours dans les meilleurs délais, ce qui permettra de combiner les projections
climatiques et le fonctionnement futur des tranches (consommation d’eau, limites thermiques) et
d’étudier l’évolution globale de la disponibilité du parc sur les dix à vingt prochaines années.
2 -
La justification des seuils de prélèvement et de rejet
L’effet de la température de l’eau sur les organismes aquatiques a constitué un thème central
des recherches dans les années 1970, en réponse aux interrogations sur l’impact des installations
industrielles utilisant l’eau comm
e source froide en la restituant, plus chaude, dans les cours
d’eau
120
. Des seuils de température (25°C) et d’échauffement (3°C) en rivière à partir desquels
un effet serait observable sur les peuplements aquatiques ont été admis. La limite de 28°C en aval
d
es installations (25°C + 3°C) est devenue la référence pour les masses d’eau réceptrices où sont
installées les CNPE de bord de rivière
121
. Le seuil de température aval de 28°C reste donc
aujourd’hui la référence de limite considérée comme n’ayant pas d’inci
dences notables pour le
milieu aquatique.
Les valeurs de température ainsi identifiées ont grandement contribué à la définition des
limites thermiques actuellement prescrites aux CNPE par l’ASN. La définition de ces seuils
notamment depuis l’apparition plus fréquente d’épisodes caniculaires depuis 2003 est contestée
par EDF qui souligne l’effet pénalisant des limites imposées à certains sites sur la température
aval, alors que l’évolution des températures conduit à des dépassements de la température limite
en amont des centrales. Ainsi, le CNPE de Golfech, bien que responsable d’un échauffement
minime de quelques dixièmes de degrés, doit cesser sa production lorsque la température de la
Garonne atteint 28°C
en amont. Pour les réacteurs dotés d’un refroidisse
ment en circuit fermé,
EDF souhaiterait que ne soit appliquée qu’une limite d’échauffement entre l’amont et l’aval, seul
paramètre de la responsabilité de l’exploitant.
Des recherches sur
l’influence de la température sur le fonctionnement des écosystèmes
aquatiques ont été conduites, notamment
par l’agence de l’eau Rhône
-Méditerranée avec
l’
étude thermique du Rhône (1999-2014)
122
et par
la direction de la recherche d’EDF
avec le
programme de recherche thermie-hydrobiologie (2008- 2013). Ce dernier programme a été
reconduit sur la période 2016-2020
123
. Il a fait l’objet en fin d’année 2022 d’une restitution
scientifique ouverte à l’ensemble des parties prenantes (EDF, administrations, acteurs
académiques). Un nouveau programme sera reconduit pour la période 2023-2027.
120
Selon la biotypologie de Verneaux (1973), la structuration biologique des
cours d’eau (poissons et invertébrés)
est définie en fonction de la température, de la dureté de l’eau, de la section mouillée à l’étiage, de la pente et de
la largeur du cours d’eau
.
121
Ces seuils ont été repris dans les directives européennes (DC
E), pour les eaux cyprinicoles et l’alimentation en
eau potable, puis dans la réglementation française (arrêté ICPE du 2 février 19
98) à laquelle fait référence l’arrêté
INB et qui sont applicables à toutes les installations (nucléaires ou conventionnelles).
122
Cette étude fait actuellement l’objet d’une mise à jour dont les résultats devraient être rendus publics en 2023.
123
Les actions de recherche menées dans le cadre de ce
programme ont fait l’objet de partenariats de recherche
nationaux et internationaux,
en particulier avec l’INRAE et les universités de Lyon, Toulouse, Perpignan, Tours,
Bielefeld (Allemagne) et Maastricht (Pays-Bas) et conduit à au moins 26 publications dans des journaux
internationaux (dont
Science of The Total Environment
,
Freshwater Biology
,
Ecological Indicators
,
Ecography
).
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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74
Quelques enseignements des programmes de recherche thermie-hydrobiologie
Les suivis hydro-écologiques réglementaires des CNPE, mis en place depuis leur construction
dans les années 1980 et 1990, ont permis d’acquérir des séries temporelles permettant d’étudier les
évolutions des écosystèmes aquatiques des grands fleuves français.
La température de l’eau des fleuves étudiés a progressivement augmenté, notamment au
printemps avec une augmentation moyenne de + 0.8°C par décennie. En parallèle, les débits ont
diminué d’environ 5% par décennie. La qualité d’eau de ces fleuves a aussi drastiquement changé,
notamment avec une forte réduction de l’eutrophisation, liée à une importante diminution des
phosphates et de la chlorophylle-a.
Ces tendances ont eu des conséquences marquées à tous les niveaux du réseau trophique.
Concernant les invertébrés benthiques et poissons, les changements observés sont concordants, avec
une augmentation de la diversité des peuplements et de l’abondance de nombreuses espèces. Cep
endant,
cet enrichissement apparent masque des changements profonds dans les stratégies écologiques des
espèces, en lien notamment avec le remplacement d’espèces septentrionales à affinité pour les eaux
fraiches par des espèces méridionales, thermophiles et historiquement non-présentes sur ces stations.
De manière systématique, aucune différence significative n’a été observée entre les tendances
biologiques relevées sur les stations localisées à l’amont des CNPE et celles localisées à l’aval, que
ce soit pour le phytoplancton, les invertébrés benthiques ou les poissons. Les changements globaux
sont les déterminants principaux des évolutions biotiques constatées.
S’agissant de l’influence de la température sur l’état sanitaire de la faune piscicole, très peu
d’études se sont intéressées à cette problématique dans un contexte d’échauffement artificiel des eaux
(e.g. rejets thermiques). Néanmoins, une étude a suivi l’état sanitaire des populations piscicoles du
Rhône en amont et en aval du CNPE de Tricastin. Celle-
ci n’a pas mis en évidence de différence
significative entre l’amont et l’aval après mélange dans les indices de condition moyens et dans la
prévalence des lésions externes des poissons. De manière générale, il s’avère très difficile, voire
impossible,
de se prononcer de manière catégorique sur l’influence d’un échauffement de l’eau sur
l’état sanitaire des peuplements piscicoles, en raison du trop grand nombre de paramètres intervenant
dans l’établissement et la propagation des maladies.
Les programmes de recherche thermie-hydrobiologie ont permis
d’appréhender
l’évolution des écosystèmes aquatiques des grands fleuves français au cours des quatre
dernières décennies. Si elles semblent conclure à ce stade au faible impact de la présence des
centrales au regard des autres déterminants des évolutions constatées, il apparaît nécessaire de
les poursuivre
afin d’affiner la connaissance de l’évolution d
u milieu récepteur dans un contexte
de changement climatique.
L’existence de seuils de températures pour les r
ejets des centrales est essentielle mais la
fixation des valeurs est ancienne et mérite d’être interrogée. Les services de l’État, en lien avec
l’ASN, doivent conduire ce travail en veillant à ce qu’une expertise indépendante puisse
objectiver cette problématique, tant pour la préservation de la biodiversité autour des
installations nucléaires que pour la sécurité et le bon fonctionnement de ces dernières. Ce travail
devra associer EDF,
qui dispose de données de mesures complètes et poursuit d’importants
programmes de recherche en thermie-hydrobiologie.
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
75
E -
Des innovations explorées mais sans perspectives opérationnelles
à ce stade pour limiter la consommation d’eau du parc actuel
Les dispositions matérielles et organisationnelles répondant à l’
augmentation des
températures extérieures ou les risques
d’inondations font l’objet de réévaluations régulières
dans le cadre des réexamens de sûreté. S’agissant des sécheresses ou des canicules, elles
peuvent également avoir des impacts sur la disponibilité du parc (cf. supra).
Dans ce contexte, u
ne veille active est menée par l’exploitant en matière d’innovations
émergentes ou existantes pour faire face au changement climatique. En s’appuyant sur les
travaux menés par l’AIEA, EDF se concentre principalement sur les dispos
itifs pouvant être
déployés à un niveau industriel et qui répondent aux enjeux principaux en matière d’aléas
climatiques (températures d’air et d’eau élevées, sécheresse entrainant des débits de cours d’eau
faibles, augmentation du niveau de la mer).
Les systèmes de refroidissement utilisés industriellement pour les besoins de sûreté
(circuit SEC) ou de production d’électricité (circuit CRF) se répartissent en deux types de
circuit, ouvert ou fermé (cf.
supra
). Lorsqu’
il
s utilisent un circuit fermé, l’échan
geur de chaleur
en contact avec l’environnement est un aéroréfrigérant humide (l’environnement correspond
alors à l’air ambiant). Certaines installations industrielles, situées dans d’autres pays ou ayant
des contraintes différentes, utilisent parfois des systèmes de refroidissement générant moins de
rejets thermiques (par rapport au circuit ouvert) ou consommant moins d’eau (par rapport au
circuit fermé sur aéroréfrigérant humide). Les principaux systèmes alternatifs sont l’utilisation
d’un circuit mixte (avec refroidissement en circuit ouvert pour une partie de l’eau, et en circuit
fermé sur aéroréfrigérant pour l’autre), d’un circuit fermé sur tour aéroréfrigérante sèche
124
, ou
encore d’un circuit fermé sur aérocondenseur
125
.
À ce stade, EDF considère toutefois que les études dont elle dispose ne conduisent pas à
faire évoluer la conception des sources froides des installations nucléaires
, qu’il s’agisse des
stations de pompage ou des échangeurs associés
et aucune innovation n’a été déployée sur le
parc en fonctionnement.
EDF estime en effet que le niveau de maturité de ces technologies, les retours d’expériences,
le rapport coûts/bénéfices
126
associé à leur mise en œuvre ou encore la structuration des filières
industrielles concernées la conduit à confirmer ses choix technologiques actuels : circuit ouvert
pour des sites en bord de mer, aéroréfrigérants humides pour des sites en bord de rivière. Le circuit
ouvert serait le plus pertinent vis-à-vis de la consommation d'eau dans les situations où la ressource
124
La tour aéroréfrigérante sèche est constituée de tubes avec des ailettes dans lesquels circule l’eau chaude qui vient
du condenseur et à l’extérieur desquels circule l’air. Il n’y a donc pas de contact direct
entre l’eau à refroidir et l’air
ambiant, et donc, pas d’évaporation d’eau. La consommation en eau de ce système de refroidissement est donc nulle.
125
Un aérocondenseur condense directement la vapeur issue de la turbine. Le condenseur et la tour de
refroid
issement ne forment qu’un seul et même élément. Ce système est équivalent à un condenseur refroidi
directement par de l’air. Il se compose d’un ensemble d’échangeurs thermiques permettant la condensation directe
de la vapeur à l’intérieur de ses tubes, sans contact direct avec le fluide qui sert au refroidissement. Comme il n’y
a pas de contact direct entre l’eau à refroidir et l’air, il n’y a pas d’évaporation et donc pas de consommation d’eau
.
126
Les coûts et bénéfices peuvent être financiers : coûts liés au développement ou à la fiabilisation de la
technologie, pertes ou gains de production. Ils peuvent également être non financiers : aspects techniques, risques
et opportunités associés à la mise en œuvre. Ils doivent également intégrer les aspects enviro
nnementaux et
d’acceptabilité dans les territoires.
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COUR DES COMPTES
76
est d
isponible puisqu’il en consomme peu (la quasi
-
totalité de l’eau prélevée est rejetée),
disposerait d’avantages environnementaux (empreinte au sol, moindre impact visuel, moindre
bruit, pas de déchets de tartre ou de boues comme avec les aéroréfrigérants) et serait plus
performant en matière de production d'électricité (meilleur rendement). De la même manière, le
circuit fermé avec aéroréfrigérants humides serait le compromis le plus pertinent lorsque la
ressource en eau est limitée (les aéroréfrigérants secs ou hybrides demandant des empreintes au
sol supérieures, pour des coûts plus importants et des performances thermiques moindres).
Il en est de même des projets d
’installation de tours aéroréfrigérantes sur
les centrales à
circuit ouvert. EDF a conduit des études exploratoires pour les trois sites potentiellement
concernés situés en bord de Rhône : St Alban, Bugey (2-
3) et Tricastin. Selon l’entreprise,
« la
faisabilité technique et foncière est très complexe et difficile à mettre en œuvre
. Les coûts sont
très élevés :
un coût d’installation de l’ordre 500 millions d’euros et des coûts de maintenance
significatifs restant à évaluer ».
EDF souligne par ailleurs que la construction d’un
aéroréfrigérant ne répondrait
qu’imparfaitement aux
enjeux climatiques en limitant
l’augmentation de température du fleuve et la quantité d’eau prélevée, mais
en générant
d’autres
inconvénients environnementaux (
consommation d’eau du fleuve par évaporation et rejets
). La
construction de tours pose, enfin, des questions sur le plan paysager.
Dans ce cadre, les investissements réalisés en lien avec cette question sont restés pour le
moment de nature plus modeste. Ainsi, dans le cadre du 4
e
réexamen de sûreté de Tricastin, les
moteurs des aéroréfrigérants ont été remplacés par de nouveaux moteurs dimensionnés pour
résister à des températures plus élevées et de nouveaux groupes frigorifiques ont été mis en
place pour augmenter les capacités de refroidissement pour le bâtiment abritant le réacteur et
celui hébergeant des circuits auxiliaires.
Toutefois, en dépit des contraintes qui découleraient de
la construction d’un
aéroréfrigérant mentionnées ci-dessus, et au regard des
perspectives d’évolutions climatiques
qui rendent
la question de l’eau de plus en plus sensible, EDF n’exclut p
as de recourir à de tels
investissements à partir des cinquièmes visites décennales,
notamment dans l’hypothèse où
l’entreprise solliciterait une
poursuite de fonctionnement supplémentaire de certains réacteurs.
Il demeure que, pour l’heure, aucune innovation technique notable résultant de la veille
scientifique n’a été mise en œuvre par l’entreprise sur le parc existant pour permettre une
moindre consommation d’eau ou améliorer
la capacité de dilution du milieu récepteur en
situation d’étiage. Au titre de
la R&D sur les systèmes de refroidissement sobres en eau et le
réemploi de l’eau, l’entreprise a indiqué qu’elle a réalisé
en 2022
une analyse préliminaire d’un
procédé de récupération
d’eau des panaches d’aéroréfrigérants
et qu’
un démonstrateur de ce
procédé serait
mis en œuvre à partir de 2023
sur le site de Bugey.
Par ailleurs, la
technologie d’aéroréfrigérants impose, du fait du développement
microbiologique pathogène, de réaliser d
es traitements biocides qui sont source d’effluents
chimiques
127
. Les effets du changement climatique rendent dès à présent nécessaire de réaliser
ces traitements plus fréquemment et sur des périodes plus longues. Accélérer la recherche en
ce domaine s’avère
nécessaire
dans la perspective d’une réduction des débits des cours d’eau,
d’une dilution moindre des rejets d’effluents chimiques et de leurs effets cumulés sur un même
cours d’eau au bord duquel plusieurs centrales
dotées de cette technologie sont présentes.
127
Des légionelles et amibes peuvent se former dans les circuits et les tours aéroréfrigérantes, notamment lorsque
la température de l’air et de l’eau du cours d’eau sont élevées.
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
77
L’entreprise doit ainsi s’attacher à poursuivre les études qu’elle conduit et mettre en
œuvre des solutions technologiques innovantes, non seulement sur les systèmes de
refroidissement sobres en eau, mais également sur des systèmes de traitement biocide plus
sobres en réactifs chimiques rejetés dans le milieu naturel.
III -
Les futures installations soumises à des exigences fortes
du fait des évolutions climatiques à long terme
Le parc actuellement en fonctionnement a été conçu puis réalisé à une période où le
changement climatique n’était pas encore perçu comme une contrainte forte
; ce parc va être
confronté au cours des vingt à trente prochaines années, jusqu’à sa fin de vie et en fonction de
scénarios de poursuite de fonctionnement des réacteurs, à une accentuation progressive du
dérèglement climatique en cours, dont l’impact pourrait encore rester limité.
La situation sera très différente pour un futur parc :
d’une part, le changement climatique
s’impose désormais de façon explicite parmi les différente
s contraintes à prendre en
considération dès le stade de la conception de nouveaux réacteurs, en particulier au titre de la
consommation d’eau ou de l’élévation du niveau de la mer
;
d’autre part, un tel parc,
fonctionnant pour l’essentiel pendant la secon
de moitié du XXI
e
siècle, pourrait être alors
confronté à des évolutions du climat et à leurs diverses conséquences d’une autre ampleur que
celles des vingt à trente prochaines années.
A -
Les solutions technologiques et les expériences internationales
Les questions climatiques sont un domaine de recherche largement partagé au niveau
international, non seulement du point de vue de l’adaptation au changement climatique mais
également parce que certaines unités de production d’électricité (qu’elle soit d’origine
nucléaire
ou non) sont installés dans des zones de la planète où le climat est déjà particulièrement
éprouvant pour les infrastructures. La centrale d’Abu Dhabi
« Barakah »
128
, située sur la façade
maritime ouest de l’Émirat, comme le CEPR de Taichan
129
au sud de la Chine dont le climat
est subtropical chaud, en sont des exemples ;
cela a nécessité d’adapter les infrastructures à ces
climats, qui peuvent être qualifiés d’extrêmes par rapport à celui tempéré de l
a France.
Les spécificités de la centrale de Palo Verde, située aux Etats-Unis dans l
’
Arizona,
composée de trois réacteurs, peuvent être soulignées, dans la mesure où elle présente la
particularité de n’être située ni à proximité d’un fleuve, ni du littoral. Elle
est la première et la
seule au monde à utiliser exclusivement des eaux usées pour le refroidissement de ses circuits.
128
Barakah a été construite par un consortium mené par Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC) et par le sud-
coréen Korea Electric Power Corporation (KEPCO), Elle est la première centrale nucléaire dans le monde arabe.
Mise en service en 2020, Baraka-1 est le premier des quatre réacteurs prévus qui doivent fournir, ensemble, un quart
des besoins en électricité des quelques 9 millions d'habitants des Émirats arabes unis (EAU) soit 5600 MWe.
129
Construction de deux réacteurs nucléaires de type EPR (ou CEPR pour
Chinese Evolutionary Power
Reactor
) en Chine. Ce projet a été dirigé par
Taishan Nuclear Power Joint-Venture Company Limited
(TNPJVC),
une coentreprise qui est détenue à 51 % par China General Nuclear Power Corporation (CGNPC), 19 % par
Guangdong YUDEAN Group (YUDEAN) et à 30 % par Électricité de France (EDF). Les réacteurs ont été mis en
service en 2018 et 2019.
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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COUR DES COMPTES
78
Palo Verde, une centrale nucléaire dans le désert qui utilise les eaux usées des villes
La centrale de Palo Verde, de par sa localisation en plein désert de l
’
Arizona, est la première
et la seule au monde à utiliser exclusivement des eaux usées traitées pour le refroidissement de ses
circuits.
Sa construction en plein désert de l’Arizona tendait à répondre à un développement
démographique qui réclamait des ressources complémentaires en électricité. L
’
Arizona Public
Service (APS) a alors proposé de construire une centrale nucléaire en plein milieu du désert et un
consortium de villes dont Phoenix a passé un accord avec l
’
APS pour transférer une partie de ses eaux
usées, de l
’
ordre de 100 millions de mètres cubes par an, vers la future centrale.
La mise en service de la centrale (construction sur 12 ans) débute en 1986 pour les deux
premières tranches (type réacteur à eau pressurisée de puissance nominale 1300 MW), et en 1988
pour la troisième.
Ce sont les eaux usées de la station de traitement de la 91e avenue à Phoenix (
91st Avenue
Wastewater Treatment Plant
) qui sont traitées et réutilisées, pour le refroidissement des trois réacteurs
de la centrale, munis chacun de trois tours de refroidissement. L
’
eau est transportée par gravité puis
par pompage dans des conduites souterraines pendant 46 km jusqu
’
au site de Palo Verde ou elle est
stockée dans deux réservoirs de surface. Ces bassins constituent la source en eau pour répondre aux
besoins du site : eau des circuits primaire et secondaire, eau potable, eau de refroidissement, etc.
Après passages dans les aéroréfrigérants, l
’
eau de refroidissement est déversée dans des bassins
artificiels d
’
évaporation creuses. Le site ne rejette donc pas d
’
effluents dans un point d
’
eau naturel et
ne déclare donc aucun rejet liquide.
Les systèmes de refroidissement, au-delà de leur efficacité technique, ont des coûts
d’investissement et d’exploitation différents
qui
font l’objet d’arbitrage
s au moment de la
construction des centrales. Mais les coûts peuvent également être importants si une adaptation
ultérieure doit être
réalisée pour prendre en compte l’évolution des risques
, par exemple la
raréfaction de la source froide en cours d’exploita
tion. Les approches et les choix en matière de
risques économiques sur cette question diffèrent d’un pays à l’autre.
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
79
Comme exposé précédemment, le refroidissement en circuit ouvert, dont la conception est
la plus simple, implique des coûts d'investissement et d'exploitation minimes ; de plus, la
température relativement basse de l'eau prélevée contribue à un rendement élevé. En revanche,
les systèmes à cycle fermé nécessitent des investissements plus importants au titre de la
construction de tours aéroréfrigérantes ou de bassins, auxquels il faut ajouter une consommation
d'électricité pour la circulation de l'eau ou parfois l’alimentation de ventilateurs, ce qui augmente
les coûts opérationnels
130
.
Il existe également des systèmes de refroidissement à circuit sec, sans contact direct entre
l’eau à refroidir et l’air ambiant (ex
: tour aéroréfrigérante sèche ou aérocondenseur). Ils
utilisent une quantité négligeable d'eau, tant en termes de prélèvement que de consommation et
constituent donc un système optimal à cet égard. Ces systèmes sont néanmoins complexes à
concevoir et ont un rendement moindre en matière de transfert de chaleur ; ils coûteraient de
trois à cinq fois plus cher que les systèmes humides à cycle fermé
131
.
Seule la centrale nucléaire de Bilibino (quatre unités de 12 MWe) en Russie utilise le
refroidissement à sec, mais il existe des exemples de centrales à combustible fossile qui utilisent
cette technologie, en Afrique du Sud, en Turquie et aux États-Unis (Nevada, Texas et
Nouveau-Mexique).
Enfin des circuits mixtes,
c’est
-à-dire utilisant un refroidissement en circuit ouvert pour
une partie de l’eau, et en circuit fermé sur aéroréfrigérant pour l’autre partie
, existent également.
Ce type de système peut être utilisé lorsque l’objectif recherché est
lié à certaines conditions
qui reviennent régulièrement (ex. : saisonnalité, jour/nuit etc.).
Photo n° 1 :
circuit fermé sur tour aéroréfrigérante sèche -
Centrale thermique au charbon de Kendall, Afrique du Sud
Source : EDF
130
Une étude du Département américain de l'énergie (DOE, 2008) m
ontre qu’un système thermoélectrique
(charbon et nucléaire) qui passerait d’un système de refroidissement à cycle ouvert vers un système de
refroidissement à cycle fermé avec des tours entraînerait une diminution globale de 4 % de la capacité nominale.
131
«
Water Use by Thermoelectric Power Plants in the United States
», Yang et Dziegielewski, 2007.
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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COUR DES COMPTES
80
B -
Le changement climatique, élément fondamental, de la conception
et de la localisation des futures centrales
1 -
Le design générique des nouveaux réacteurs et la dimension adaptation
au changement climatique
La première tranche de trois paires de réacteurs EPR2, puis la seconde de quatre paires
supplémentaires en option sont ici plus particulièrement considérées, dans un scénario de mise en
service progressive de 14 réacteurs à horizon 2050. Les évolutions éventuelles en matière de
design se feront par tranches. Elles restent ainsi envisageables pour les quatre paires de réacteurs
EPR2 en option, mais non pour les trois premières dont le design est en voie d’être figé en 2023.
Toutefois, d
ans son rapport Futurs énergétiques 2050, RTE envisage également, dans l’un
de ses six scénarios, l’hypothèse
de déployer des
Small Modular Reactor
(SMR), en plus de
14 EPR2, pour une puissance cumulée de 4 GW (soit environ 24 SMR équivalents à 3 EPR2).
En effet, les 14 EPR2 envisagés, en tranches ferme et optionnelle à ce jour, pourraient ne pas
être suffisants
à horizon de 2050 pour couvrir une consommation d’électricité qui aurait d’ici
là sensiblement augmenté, pour atteindre de l’ordre de 650 TWh, et si une part du nucléaire
autour de 50 %
était souhaitée à cette échéance. Le Commissariat à l’énergie atomique
(CEA),
EDF, Naval Group et TechnicAtome travaillent depuis 2019 sur le projet Nuward TM de petit
réacteur modulaire de ce type. De puissance limitée (170 MW unitaire, dans le cadre d’une
installation par paire, 340 MW au total), il pourrait être plus facilement dupliqué et installé que
des réacteurs de type EPR. Sa mise au point à un coût raisonnable n
’est
toutefois pas attendue
avant la prochaine décennie.
Dans ce contexte, il
convient, d’une part, de veiller à ce que le projet Nuward prenne bien
en compt
e l’adaptation au changement climatique, tant dans la conception des SMR que dans
leur implantation, avant le démarrage d’une éventuelle phase opérationnelle et, d’autre part,
d’étudier, au
-
delà des 14 EPR2 envisagés, les possibilités d’implantation d’EPR2
supplémentaires pour répondre à la demande en électricité à l’horizon de 2050 dans l’hypothèse
où ce projet de SMR n’aboutirait pas.
La logique industrielle retenue pour la conception
des EPR2, dans un souci d’optimisation
des études, est de définir un de
sign générique adapté à la plupart des sites d’implantation en France.
Ce design générique intègre des marges afin d’absorber d’éventuels besoins de changement de
dimensionnement sans modification de conception ; il distingue les EPR2 en bord de mer sans
aéroréfrigérants, des EPR2 en bord de fleuve, dorénavant systématiquement équipés
d’aéroréfrigérants. Ces choix de conception sont encadrés réglementairement
:
l’article 4.1.7 de
l
’
arrêté du 7 février 2012 modifié fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires
de base prévoit que le refroidissement en circuit ouvert pour les sites en bord de rivière est interdit,
sauf justification en particulier sur l
’
acceptabilité des rejets thermiques dans le milieu. Une unique
option de conception est ainsi désormais définie selon le cas de figure (bord de mer/bord de fleuve).
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
81
L’État a commandé deux audits externes en 2019 et en 2021 sur les éléments techniques et
économiques des E
PR2. Le coût de construction d’un programme de trois paires d’EPR2 était
estimé à 51,7
Md€
2020
en scénario médian et hors coûts de financement
132
. Ce montant correspond
à un coût sec de 43,1
Md€
auxquels s’ajoutent 1,7
Md€
2020
de provisions nucléaires pour le
démantèlement des installations et la gestion des déchets nucléaires à long terme et 6,9
Md€
2020
de provisions pour incertitudes, risques, aléas et opportunités. L’estimation du projet à 51,7
Md€
était considérée par les auditeurs comme une estimation ro
buste d’un scénario médian. Il est
néanmoins indispensable de poursuivre la prise en compte du retour d’expérience des autres
chantiers d’EPR, ainsi que les travaux d’affermissement et de levée des risques du projet. La
robustesse des coûts estimés pour les paires 2 et 3 sera également très dépendante du déroulé de
la construction de la première paire, qui devra permettre de confirmer la levée des risques liés à
la maîtrise des fabrications, telle que prévue aujourd’hui dans les estimations d’EDF.
La Cour relève que si
l’adaptation au changement climatique, d’un point de vue technique
et financier, fait l’objet, du côté de l’exploitant comme du côté des autorités de
sûreté
, d’une
analyse précise, critères par critères, selon les référentiels et les guides de sûreté en vigueur,
elle
pâtit d’une approche
fragmentée
qui ne permet pas d’appréhender la démarche dans sa
globalité et d’extraire un
« coût »
de l’adaptation au changement climatique dans l’architecture
budgétaire des futurs programmes.
Le rapport du gouvernement sur les travaux relatifs au nouveau nucléaire de février 2022
précise ainsi que : «
Le chiffrage d’EDF intègre certains risques auxquels la filière nucléaire est
exposée, mais pas l’ensemble des surcoûts possibles. EDF a réalisé une analyse de r
isques
comportant une trentaine de macro-risques caractérisés sur les phases de conception et de
réalisation d’une première paire d’EPR2, pour certains également sur les paires suivantes. Cette
analyse couvre plusieurs familles d’évènements, dont ceux qui
ont été préjudiciables au chantier
de l’EPR de Flamanville
: organisation inadaptée du projet, schéma industriel défaillant, défaut
de ressources humaines, aléas sur le chantier de construction, difficultés d’intégration au sein de
la filière des évolution
s de méthode et d’outil portées par EDF. Certains risques identifiables ne
sont toutefois pas intégrés dans le chiffrage d’EDF, notamment les aléas suivants, et devront faire
l’objet d’un suivi particulier
:
[…] des évènements climatiques et
météorologiques très
perturbants (inondations, intempéries, canicules, vagues de froid) ainsi que le risque pandémique,
ou plus généralement de situation de crise systémique, qui peuvent être particulièrement
préjudiciables à un chantier nucléaire en raison du haut niveau de coactivité sur site
».
D’une façon plus générale, cette problématique est également soulignée dans le dernier
rapport annuel du HCC, qui pointe des approches dispersées et peu lisibles en termes
d’appréhension de l’adaptation au changem
ent climatique dans le cadre du PNACC. La
clarification et la nécessité de changement de paradigme son
t d’autant plus prégnante
s que les
risques de mal-adaptation
133
augmentent et font l’objet d’une vigilance accrue du GIEC et du
HCC. Par ailleurs, comme évoqué
supra
, chaque acteur concerné par l’adaptation au
changement climatique des réacteurs nucléaires a développé, sans la partager, sa propre vision
systémique de l’adaptation, en lien avec son périmètre d’actions et ses champs d’intervention.
132
Afin de préparer les décisions futures sur le mix énergétique français à moyen et long terme, le Gouvernement a conduit
une analyse des conditions techniques e
t économiques d’une décision de construction de nouveaux réacteurs nucléaires
EPR2. Le rapport répond à la demande de la Programmation pluriannuelle de l’énergie 2019
-2028 adoptée le 21 avril
2020. Il synthétise les travaux conduits depuis 2019 avec la fil
ière nucléaire, l’ANDRA et les administrations sur les coûts,
le calendrier et les conditions de déploiement en France de nouveaux réacteurs nucléaires de technologie EPR2.
133
La mal-
adaptation désigne les actions susceptibles in fine d’aggraver le risque d
e conséquences néfastes
associées au climat en ayant un effet négatif directement sur l’aléa ou la vulnérabilité ou bien en contribuant à
renforcer le niveau de changement climatique (exemple de mal-adaptation : la climatisation)
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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COUR DES COMPTES
82
Il est également nécessaire de développer ou de maintenir les moyens humains et les
compétences nécessaires à la conduite des politiques d’adaptation. La Cour relève ainsi que si
l’ASN dispose de spécialistes de l’impact des agression climatiques sur la
sûreté ou de
s
pécialistes en protection de l’environnement, elle ne
compte pas en propre d'effectifs affecté à
ces questions climatiques et s’appuie sur les compétences de l’IRSN, elles
-mêmes assez
modestes en volume. La Cour engage à veiller à ce que ces deux acteurs disposent effectivement
des compétences et des moyens humains nécessaires à l’anticipation et à la prise en compte
concertées des questions liées à l’adaptation du parc nucléaire au changement climatique.
2 -
Le choix des futurs sites d’installation conditionné
entre autres
par les facteurs climatiques
Les questions climatiques sont l’une des données d’entrée concernant le choix
d’implantation de nouveaux EPR.
EDF a évalué la possibilité d’implantation de premières paires de réacteurs EPR2 sur les
sites nucléaires déjà existants, au terme
d’études techniques de préfaisabilité.
Ces études ont ainsi été menées de 2016 à 2018, et ont permis de désigner de premiers sites
d’implantation, Penly et Gravelines, puis le Bugey ou Tricastin. Dix critères sont considérés
(voir
tableau n° 15). Le facteur changement climatique est ainsi pris en compte au travers de ces critères
lorsqu’ils y sont sensibles
; par exemple, sur le critère source froide, la disponibilité de la
ressource en eau est analysée au regard des projections
climatiques. L’adaptation au changement
climatique ne fait donc pas l’objet d’une analyse ou d’une étude
« systémique » ou structurée
134
,
comme évoqué supra, mais chaque critère (cf. tableau 15), qui abrite un facteur sensible au
changement climatique, est examiné
au regard de ses perspectives d’évolution. EDF rappelle à
cet effet que «
les paramètres pris en compte pour étudier la préfaisabilité d’implantation d’une
ou de plusieurs tranches de type EPR (i.e. : EPR et EPR2) en France sont nombreux et couvrent
des domaines très différents (ex. :
sismicité, environnement, …). Les effets du changement
climatique sont intégrés dans ces paramètres au même titre que d’autres, tout aussi importants
comme, par exemple, la nature des sols ou l’environnement. Un arbre
de décisions basé
uniquement sur les paramètres liés au changement climatique ne serait pas pertinent
».
134
« Structurée » signifie
ici que l’adaptation au changement climatique et l’ensemble de ses champs d’application
ne sont pas décorrélés des autres sujets à impact sur la conception et l’implantation des réacteurs.
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
83
Tableau n° 15 :
c
ritères des études de préfaisabilité pour l’implantation des EPR
et sensibilité au changement climatique
Critères
Sensibilité
au changement
climatique
Facteurs
Le plan de masse et la constructibilité
Oui
Réhausse des niveaux marins
Le foncier et l’urbanisme
Oui
(Pour les sites de bord de mer / submersion)
La source froide (sûreté et production)
Oui
Disponibilité de la ressource en eau
Température de l’eau
Le risque inondation externe
Oui
Submersions, inondations
L’aléa sismique
?
Liens en cours d’étude
Les contraintes liées au sol
Oui
La sensibilité environnementale des sites
Oui
Environnement aquatique,
disponibilité de la ressource
Sensibilité thermique du milieu
Sensibilité de la biocénose à la thermie
Les impacts environnementaux des rejets
Oui
Débit des fleuves et calculs d’impacts
environnemental et sanitaire liés aux rejets
chimiques et radioactifs
Débit des fleuves e
t calculs d’échauffement
liés aux rejets thermiques
La connexion au réseau haute tension 400 kV
Oui
Dans le cadre d’une approche systémique
La capacité d’injection
et la stabilité du réseau
N/A
Source :
Cour des comptes sur la base d’éléments transmis
par EDF
S’agissant des projets de réacteurs EPR2 de bord de mer, dont la situation est différente, les
futurs réacteurs de Penly seront installés à 11 mètres au-
dessus du niveau de la mer, ce qui n’est
pas le cas de ceux de Gravelines. Comme indiqué précédemment, EDF prend en compte une
prévision qui permet de couvrir l’élévation du niveau marin due au changement climatique à
horizon 2100 selon le scénario le plus pessimiste du GIEC. Ces nouveaux réacteurs sont conçus
pour résister à des aléas climatiques de niveau décamillénal et intègrent une marge de + 1 mètre,
sans toutefois inclure
une marge à la hauteur des effets éventuels d’une accélération possi
ble de
la fonte des calottes glaciaires. Il s’agit d’un évènement à faible probabilité mais à fort impact,
dont le HCC estime qu’il est prudent de tenir compte pour des installations sensibles de long
termes, et qui induit dès 2075 une élévation du niveau de la mer de 0,9 à 1,25 mètres, soit plus de
deux fois ce qui est projeté à la même date dans le scénario SSP5-8.5
135
.
Pour les huit EPR2 en option dont les sites n’ont pas encore été désignés, EDF
a précisé
que de nouveaux sites d’implantation ne sont pas
envisagés à ce stade et
qu’en l’état actuel des
connaissances, aucun site en exploitation
n’est exclu
. A
u vu des analyses menées par l’exploitant,
il convient d’appeler l’attention
sur les conséquences à terme de la thermo-sensibilité de certains
sites, pour lesquels le réchauffement climatique devrait accroître les pertes de productible à
horizon 2050.
Ce risque pourrait être accentué en cas d’effets
de cumul des rejets résultant de la
prolongation du parc actuel et de la concentration d’EPR2 sur certains
fleuves.
La question du choix de la localisation des huit EPR2 en option devra être attentivement
examinée lors des études de préfaisabilité (cf. tableau 15). La consolidation du plan de
déploiement de ces
EPR2, et en particulier les plannings de construction et de mise en service,
peuvent en effet
difficilement être entérinés en l’absence de ces études.
135
cf. courbes SSP5-8.5 Low confidence 83rd percentile et SSP5-8.5 Low confidence 95rd percentile du Graphique 5.
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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COUR DES COMPTES
84
______________________ CONCLUSION INTERMÉDIAIRE ______________________
Le changement climatique ne faisait pas partie des déterminants qui ont présidé à la
conception initiale des centrales actuelles. Les impératifs de sûreté nucléaire ont toutefois
conduit à appréhender les phénomènes climatiques et les aléas naturels à travers l’examen des
risques d’agressions externes. Les importantes marges retenues pour le dimensionnement de
la résistance à ce
s phénomènes et leurs évolutions successives ont, de fait, permis d’intégrer
les évolutions climatiques.
À l’occasion
des visites décennales, l’ASN a renforcé ses
prescriptions et ses référentiels qui ont été mis en œuvre par EDF dans le cadre des
démonstrations de sûreté contre les agressions. Ainsi intégrés et régulièrement réévalués, les
risques consécutifs au changement climatique
seraient donc, selon l’ASN,
sans incidence sur
le niveau de sûreté du parc nucléaire. EDF a toutefois du mal à évaluer précisément le coût de
l’adaptation du parc actuel au changement climatique, qui demeure modeste en termes
d’investissements. L’entreprise devra s’employer à identifier et mesurer l’ensemble de ces
coûts, en fonctionnement comme en investissement.
À côté des paramètres pris en compte au titre de la sûreté, le parc nucléaire est soumis à
des normes environnementales de prélèvements d’eau et de rejets thermiques, propres à chaque
site, conçues pour limiter les impacts sur le milieu aquatique en aval et permettre le partage de
la ressource en eau pour d’autres usages. Des accords transfrontaliers peuvent, en outre,
assujettir certains CNPE à un cadre restrictif. Ces normes, associées à des épisodes de canicule
et de sécheresse, de plus en plus fréquents, peuvent con
traindre l’exploitation et la disponibilité
du parc, notamment pour les sites thermosensibles en bord de fleuves.
Les pertes de production découlant du changement climatique demeurent limitées en
moyenne annuelle mais peuvent être ponctuellement importantes. Le
risque d’indisponibilité en
cas de canicule ou de sécheresse est essentiellement concentré sur cinq sites. Depuis quelques
années, une nouvelle augmentation significative des arrêts pour causes climatiques a néanmoins
été constatée et les études prospectives mettent en évidence une multiplication par trois ou quatre
des indisponibilités liées au réchauffement climatique à échéance de 2050 ; des risques de tension
accrus sur le réseau et des pertes potentiellement plus significatives sur le plan économique
pourraient en résulter.
Cette intensification des contraintes nécessitera pour l’État de mieux apprécier la
contrainte hydrique pour les centrales comme pour l’environnement en poursuivant les études
sur l’évolution quantitative et qualitative de la
ressource en eau et en mettant à jour les
fondements scientifiques justifiant les limites réglementaires applicables aux rejets thermiques
des réacteurs. EDF devra, pour sa part, renforcer la recherche et la mise en œuvre de systèmes
de refroidissement sobres en eau et de systèmes de traitement biocide plus sobres en réactifs
chimiques rejetés dans le milieu naturel.
Le changement climatique est pris en compte dans le cadre du nouveau programme
nucléaire, et intégré à la conception des EPR2, sans
faire l’ob
jet
toutefois ni d’une approche
qui permettrait un chiffrage précis dans les budgets à venir de la part correspondant à
l’adaptation au changement climatique
,
ni d’une approche systémique commune à l’ensemble
des parties prenantes.
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DES EFFETS PRIS EN COMPTE AU TITRE DE LA SÛRETÉ, ENCORE LIMITÉS
POUR LA DISPONIBILITÉ DU PARC EXISTANT ET À ANTICIPER POUR LE NOUVEAU NUCLÉAIRE
85
S’agissant de
la localisation des 8 EPR2 en option, les réponses apportées par
l’exploitant
n’apparaissent pas suffisantes à ce stade pour assurer et consolider le projet et le
calendrier de déploiement de cette tranche optionnelle. Si les critères climatiques ont été pris
en compte pour les six EPR2 de la tranche ferme (choix de sites littoraux ou sur le Rhône), ces
mêmes critères peuvent d’ores et déjà éclairer les contraintes existantes pour les sites les plus
thermosensibles, pour
lesquels une
implantation
semble difficile
sans
innovations
technologiques fortes sur la question du prélèvement, de la consommation et des rejets en eau.
À ce stade et au regard des expériences internationales en matière d’innovations sur ces sujets,
l’approche de l’exploitant appara
ît encore peu opérationnelle.
En conséquence, la Cour formule les recommandations suivantes :
1.
i
dentifier et mesurer les coûts d’adaptation au changement climatique du parc de
production nucléaire, en fonctionnement et en investissement (EDF, 2023).
2.
mesurer et publier les impacts de la contrainte hydrique sur les centrales nucléaires situées
en bord de rivière ou d’estuaire et adapter si nécessaire leurs capacités d’entreposage
avant rejet des effluents liquides (EDF, MTE, 2023).
3.
consolider et mettre à jour les fondements scientifiques justifiant les limites réglementaires
applicables aux rejets thermiques des réacteurs nucléaires (MTE, ASN, 2023).
4.
renforcer la recherche et développement sur les systèmes de refroidissement sobres en eau
ainsi que sur des systèmes de traitement biocide plus sobres en réactifs chimiques rejetés
dans le milieu naturel (EDF, 2023).
5.
développer une approche commune
de l’adaptation au changement climatique pour le
nouveau nucléaire, intégrée et déclinée par site (MTE, ASN, IRSN, EDF, 2024).
6.
produire les études de préfaisabilité prenant en compte le changement climatique
concernant les huit EPR2 en option (MTE, EDF, 2025).
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Liste des abréviations
AEN
............................
A
gence pour l’énergie nucléaire
AIEA
...........................
Agence internationale de l’énergie atomique
ASN
.............................
Autorité de sûreté nucléaire
BRGM
.........................
Bureau de recherches géologiques et minières
CDF-t
............................
(Cumulative Distribution Function
–
Transform) méthode statistique développée
pour générer les fonctions de répartition d’une variable climatique locale en climat
futur à partir des fonctions de répartition de cette même variable observée dans le
climat de référence et estimée par les simulations climatiques pour la période
historique et pour les périodes futures.
CERFACS
...................
Centre européen de recherche et de formation avancée en calculs scientifiques
CEREMA
....................
C
entre d’études et d’expertise sur les risques, l’environnement, la mobilité et l’aménagement
CNPE
..........................
Centre nucléaire de production d'électricité (EDF).
CMIP
...........................
Coupled Model Intercomparison Project
Corium
.........................
A
mas de combustibles et d’éléments de structure du cœur d’un
réacteur nucléaire
fondus
et mélangés, pouvant se former en cas d’accident grave
DGALN
.......................
Direction générale de l'aménagement, du logement et de la nature
DPNT
..........................
Direction de la production nucléaire et thermique
DRIAS
.........................
Portail d’accès aux
scénarios climatiques
régionalisés français pour l’impact
et l’adaptation de nos sociétés et environnements
DUS
.............................
D
iesel d’ultime secours
EAS-ND
......................
C
ircuit de refroidissement permettant le refroidissement du cœur fondu
ainsi que l’évacuation de la puissance résiduelle hors de l’ence
inte
ECS
.............................
Sensibilité climatique à l'équilibre
Effluent radioactif
.......
Gaz ou liquide contenant des substances radioactives, sous-
produit d’un processus
industriel ou de laboratoire, qui peut être recyclé, traité ou rejeté
dans
l’environnement après que son
activité a été réduite par des dispositifs
appropriés avant le rejet ou l'utilisation
Effluents gazeux
..........
Les effluents gazeux émis dans une installation nucléaire de base sont collectés puis
traités. Ils sont également stockés dans des réservoirs, afin de laisser décroître leur
radioactivité qui est mesurée périodiquement. Le contenu de ces réservoirs est
ensuite relâché dans l'atmosphère par une cheminée. Les capteurs situés dans cette
cheminée mesurent la radioactivité effectivement rejetée dans l'environnement
ENSREG
.....................
European Nuclear Safety REgulators Group (groupe à haut niveau de l’Union
européenne sur la sûreté nucléaire et la gestion des déchets
–
anciennement GHN).
EPR
.............................
Evolutionary Pressurized Reactor
EPTP
...........................
Établissement public territorial de bassin
EURO-CORDEX
........
Branche européenne de l'initiative CORDEX, créée par le programme mondial
de recherche sur le climat (WCRP) pour générer des projections régionales
du changement climatique pour toutes les régions terrestres
FARN
..........................
F
orce d’action rapide nucléaire
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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COUR DES COMPTES
88
GCM/RCM Global Climate Model modèles climatiques globaux / Regional Climate Model modèles
climatiques régionaux
GES
.............................
Gaz à effet de serre
GIEC
...........................
Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution de Climat
GLOBC
.......................
Modélisation du climat et de son changement global (CERFACS)
HCC
............................
Haut conseil pour le climat
INB
..............................
Installations nucléaires de base
IRSN
............................
Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire
LPEC
...........................
Loi de programmation énergie climat
MTECT
.......................
Ministère de la transition écologique et de la cohésion des territoires
ONERC
.......................
Observatoire national sur les effets du réchauffement climatique
PBES
...........................
Plus basses eaux de sécurité
PNACC
.......................
Plan national d’adaptation au changement climatique
PPE
..............................
Programmation pluriannuelle de l’énergie
Radier
..........................
Dalle de fondation en béton armé de
forte épaisseur servant d’assise stable
sous le bâtiment du réacteur.
RCP
.............................
Representative Concentration Pathways
ou p
rofils représentatifs d’évolution
de concentration
RECS
...........................
Rapports d’
évaluation complémentaire de sûreté
RFS
..............................
Règle fondamentale de sûreté
RPC
.............................
Règles particulières de conduite
RP4 1300
.....................
Quatrièmes visites décennales des réacteurs de 1 300 MWe
SEU
.............................
S
ource d’eau ultime
SNBC
..........................
Stratégie nationale bas carbone
VD3 1300
....................
Troisièmes visites décennales des réacteurs de 1 300 MWe
VD4 900
......................
Quatrièmes visites décennales des réacteurs de 900 MWe
WCRP
.........................
Programme mondial de recherche sur le climat
WENRA
......................
Association des autorités de sûreté européennes
(
Western European Nuclear
Regulators’ Association
)
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Annexes
Annexe n° 1 : courriers
...........................................................................................................................
90
Annexe n° 2 : liste des personnes rencontrées
........................................................................................
94
Annexe n° 3 : source de refroidissement des réacteurs nucléaires français :
le circuit ouvert ou le circuit fermé
........................................................................................................
98
Annexe n° 4
: scénarios d’émissions de gaz à effets de serre
................................................................
99
Annexe n° 5
: présentation générale d’un réacteur à eau pressurisée et de ses besoins principaux en eau
.....
102
Annexe n° 6
: besoin en eau d’une centrale nucléaire
..........................................................................
104
Annexe n° 7
: les rejets thermiques et les rejets d’effluents liquides (chimiques et radioactifs)
.........
105
Annexe n° 8 : bilan des interactions des sites nucléaires avec le milieu aquatique
..............................
106
Annexe n° 9 : approche systémique des effets du changement climatique sur la sûreté nucléaire
et la radioprotection IRSN
....................................................................................................................
107
Annexe n° 10 : les réexamens périodiques de sûreté
...........................................................................
108
Annexe n° 11
: illustrations d’aménagements contre le risque d’inondation par submersion marine
........
110
Annexe n° 12 : principaux dispositifs prévus dans le cadre du déploiement du noyau dur
.................
112
Annexe n° 13
: organisation de la Force d'Action Rapide Nucléaire (FARN) d’EDF
....................................
114
Annexe n° 14 : bilan des pertes de production
.....................................................................................
115
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90
Annexe n° 1 :
courriers
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ANNEXES
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ANNEXES
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94
Annexe n° 2 :
liste des personnes rencontrées
EDF
Direction du Parc Nucléaire et Thermique (DPNT)
-
M. Cédric LEWANDOWSKI, directeur
-
M. Etienne DUTHEIL, directeur de la division production nucléaire
-
Mme Cécile LAUGIER, directrice environnement et prospective
-
M. Pierre THOMSON, direction gestion finance
-
Direction du pôle ADAPT / RSE
-
Mme Catherine HALBWACHS, directrice du projet ADAPT
-
Mme Aurélie FRIONNET, équipe projet ADAPT
-
Mme Tiphaine HAUDUROY, équipe projet ADAPT
-
Division de l’Ingénierie du Parc et de l’Environnement (DIPDE)
-
M. Thierry BERNARD-COFFRE, coordinateur État-Major
–
Design Authority
Direction de l’Ingénierie et Projet du Nouveau Nucléaire (DIPNN)
-
M. Xavier URSAT, directeur
-
M. Hervé CORDIER, chef du Groupe « Doctrine Agressions »
EDF Hydro
–
Direction Technique Générale (DTG)
-
M. Joël GAILHARD, ingénieur hydrologue
Direction de la R&D
Laboratoire National d’Hydraulique et Environnement (LNHE)
-
M. Vito BACCHI, chef du projet MOÏSE
-
Mme Laure PELLET, cheffe de département
-
M. Bruno CARLOTTI, ingénieur-chercheur
-
M. Frédéric HENDRICKX, ingénieur-chercheur
-
M. Clément BUVAT, ingénieur-chercheur
-
M. Anthony MAIRE, ingénieur-chercheur
-
Mme Céline BOUTELEUX, ingénieure-chercheur
Groupe « Météo, Climat, et Prévisions EnR »
-
Mme Valérie MERIGUET, cheffe de groupe « Météo, Climat et Prévisions EnR »
-
Mme Sylvie PAREY, ingénieur-chercheur
-
M. Paul-Antoine MICHELANGELI, ingénieur-chercheur
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ANNEXES
95
CNPE de Nogent
-
M. Laurent ARQUIN, directeur technique
DGEC (MTE)
-
M. Laurent MICHEL, d
irecteur général de l’énergie et du climat
-
M. Guillaume BOUYT, sous-
directeur de l’industrie nucléaire
-
M. Pierre JANIJEVSKI, bureau des politiques publiques et des tutelles
-
M. Eric BRUN, secrétaire général de l’ONERC
-
Mme Marie GARREGA, adjointe au secrétaire général de l’ONERC
DGPR (MTE)
-
M. Cédric BOURILLET, directeur général de la prévention des risques
DGALN/
direction de l’ea
u (MTE)
-
Mme Stéphanie DUPUY-
LYON, directrice générale du logement, de l’aménagement et de
la nature
-
Mme Marie-Laure METAYER, adjointe au directeur
de l’eau et de la biodiversité
-
M. Pierre-Edouard GUILLAIN, adjoint au directeur
de l’eau et de biodiversité
-
Mme Amélie COANTIC, sous-directrice
de l’eau et des ressources minérales
-
M. Charles HAZET, adjoint à la sous-direction Préservation et gestion de l'eau et ressources
minérales
-
Mme Guglielmina OLIVEROS-TORO, adjointe à la sous-direction Préservation et gestion
de l'eau et ressources minérales
-
Mme Claire-Cécile GARNIER, chef du bureau de la ressource en eau et des milieux
aquatiques
-
M. Géraud LAVEISSIERE, chef de cabinet du directeur
Autorité de sûreté nucléaire (ASN)
-
M. Bernard DOROSZCZUK, président
-
M. Olivier GUPTA, directeur général
-
M. Julien COLLET, directeur général adjoint
-
M. Rémi CATTEAU, directeur des centrales nucléaires
-
M. Cyril BERNABE, direction des centrales nucléaires, responsable environnement
-
M. Vincent CLOITRE, directeur de cabinet du directeur général
Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN)
-
M. Jean-Christophe NIEL, directeur général
-
Mme Karine HERVIOU, directrice générale adjointe
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COUR DES COMPTES
96
-
Mme Claire-Marie DULUC, adjointe au chef du service de caractérisation des sites et des
aléas naturels
-
M. Didier GAY, adjoint au directeur, direction de la stratégie
Réseau de transport d’électricité (
RTE)
-
M. Xavier PIECHACZYK, président du directoire
-
M. Thomas VEYRENC, directeur exécutif pôle stratégie, prospective et évaluation
-
M. Olivier HOUVENAGEL
, directeur adjoint de l’économie du système électrique
-
Mme Pauline LE BERTRE, directrice de cabinet du Président
Haut Conseil pour le Climat
-
Mme Valérie MASSON-DELMOTTE
-
Mme Magali REGHEZZA-ZIT
-
M. Jean-Claude JANCOVICI
-
M. Alain GRANDJEAN
Météo France
-
Mme Virginie SCHWARZ, présidente-directrice générale
-
M. Patrick JOSSE, directeur climatologie et services climatiques
Commissariat à l’énergie atomique (
CEA)
-
M. François-Marie BREON,
Laboratoire des sciences du climat et de l’environnement (LSCE)
-
M. Philippe CHAPELOT,
BRGM (Bureau de recherches géologiques et minières)
-
M. Christophe POINSOT, directeur général délégué et directeur scientifique
-
M. Karim BEN SLIMANE, directeur risques et prévention
CEREMA
(centre d’études et d’expertise sur les risques, l’environnement,
la
mobilité et l’aménagement)
-
M. Pascal BERTEAUD, directeur général
-
M. Didier SOULAGE, directeur délégué en charge du climat
Compagnie générale du Rhône (CNR)
-
M. Julien FRANCAIS, directeur général
-
M. Martin ROCHAT, direction valorisation des énergies, responsable équipe prévision
-
M. Robin NAULET
, direction gestion d’actif et concessions, référent hydrologie
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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ANNEXES
97
Direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du
logements
(DREAL) Auvergne Rhône-Alpes
-
M. Jean-Philippe DENEUVY, directeur régional
-
Mme Estelle RONDREUX, adjointe au directeur
-
Mme Marie-Hélène GRAVIER, chef de service eau, hydroélectricité, nature
-
Mme Nicole CARRIE, cheffe de service, prévention des risques naturels et hydrauliques
Établissement public territorial de bassin (EPTB) Seine Grands Lacs
-
Mme Elise LAUDE, directrice générale adjointe ressources
-
M. Grégoire ISIDORE,
directeur de l’hydrologie
-
Mme Delphine BIZOUARD, responsable du service hydrologie
Agence pour l’énergie nucléaire (AEN)
-
M. Michel BERTHELEMY, économiste de l’énergie
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COUR DES COMPTES
98
Annexe n° 3 :
source de refroidissement des réacteurs nucléaires
français : le circuit ouvert ou le circuit fermé
Schéma n° 2 :
f
onctionnement d’une centrale en cycle ouvert (à gauche)
et en cycle fermé avec aéroréfrigérant (à droite)
Source :
RTE Futurs énergétiques 2050, d’après EDF
Il existe en France deux types de systèmes de refroidissement pour les réacteurs
nucléaires, les réacteurs à circuit ouvert et les réacteurs à circuit fermé.
•
Réacteurs fonctionnant en circuit ouvert (14 réacteurs en bord de mer et 12 réacteurs en bord
de fleuve)
L’eau froide est pompée dans le fleuve ou dans la mer, vient refroidir le circuit secondaire
à travers le condenseur, puis est rejetée dans le fleuve avec une température augmentée. Il y a
donc un échauffement de l’eau, mais une consommation nette quasi nulle.
•
Réacteurs en circuit fermé (30 réacteurs en bord de fleuve)
L’eau prélevée et réchauffée dans le condenseur circule ensuite dans l’aéroréfrigérant,
où
elle est refroidie avant d’être rejetée dans le fleuve. Ce processus entraîne une consommation
nette d’eau
par évaporation
de l’ordre de
23 % en 2020 et 24 % en 2021 pour ce type de
réacteur
136
, mais le prélèvement initial est bien plus faible que pour une centrale à cycle ouvert.
Ce type de fonctionnement permet un échauffement plus faible du
cours d’eau
par rapport à la
température de prélèvement.
136
Pour la centrale de Civaux, cette perte par évaporation s’élève à environ 40
% de l’eau prélevée.
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ANNEXES
99
Annexe n° 4 :
scé
narios d’émissions de gaz à effets de serre
Dans les rapports du GIEC successifs, les scénarios de trajectoires de gaz à effet de serre
selon les évolutions socio-économiques mondiales qui servent à forcer les modèles climatiques,
sont représentés selon des approches et des dénominations qui évoluent.
Les trajectoires RCP
Jusqu’au
quatrième rapport
d’évaluation du GIEC, les projections climatiques étaient
fondées sur les scénarios dits SRES (
Special Reports on Emission Scenarios
), proposant
plusieurs évolutions socio-économiques (A1, A2, B1, B2, A1B). Avec son cinquième rapport
publié en 2014, le GIE
C a changé d’approche, en séparant les travaux sur les hypothèses socio
-
économiques, de ceux sur l’évolution des concentrations de gaz à effet de serre. Ainsi
les
trajectoires RCP (
Representative Concentration Pathway
ou profils représentatifs d’évolution
de concentration) représentent différentes évolutions possibles de la concentration en gaz à effet
de serre. Chaque trajectoire peut ensuite être reliée à des hypothèses socio-
économiques. L’idée
de ce changement d’approche, est de ne pas changer les traje
ctoires à chaque rapport, du fait de
l’évolution des hypothèses socio
-
économiques, permettant d’avoir ainsi une certaine stabilité
dans le temps des trajectoires RCP.
Les trajectoires RCP sont exprimées en forçage radiatif
(en Watts par mètre carré), c’est
-
à-
dire la différence entre l’énergie radiative reçue et l’énergie radiative émise par le système
climatique (Terre), un forçage radiatif positif correspond donc à du réchauffement. Les
trajectoires sont au nombre de quatre pour le cinquième rapport du GIEC, décrivent des profils
d’évolution possible,
et sont
nommées en fonction de l’
augmentation du forçage radiatif en
2100 par rapport à l’année 2000
:
-
+ 2,6 W.m² pour RCP 2.6 ;
-
+ 4,5 W.m² pour RCP 4.5 ;
-
+ 6,0 W.m² pour RCP 6.0 ;
-
+ 8,5 W.m² pour RCP 8.5.
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COUR DES COMPTES
100
Graphique n° 12 :
évolution du forçage radiatif pour les quatre trajectoires RCP
Source :
d’après
le rapport « Le climat de la France au XXI
e
siècle », Volume 4, Scénarios régionalisés : édition
2014 pour la métropole et les régions d’outre
-mer, G. Ouzeau, M. Déqué, M. Jouini, S. Planton, R. Vautard, sous
la direction de Jean Jouzel.
Les scénarios SSP
Les scénarios SSP (
Shared Socio-economic Pathways
) sont des narratifs qui débutent
en 2015, et qui couvrent un large spectre des évolutions futures possibles des facteurs
anthropiques, traduits en ensembles d'hypothèses socio-économiques (population, éducation,
urbanisation, PIB). Ces narratifs décrivent des évolutions alternatives de la société future en
l'absence de changement climatique ou de politique climatique.
Cinq narratifs ont été construits par le GIEC dans le cadre du
sixième rapport :
•
Les SSP1 et SSP5 envisagent des tendances relativement optimistes pour le développement
humain, avec des investissements substantiels dans l'éducation et la santé, une croissance
économique rapide et des institutions qui fonctionnent bien. Cependant, le SSP5 suppose une
économie à forte intensité énergétique et basée sur les combustibles fossiles, alors que le
SSP1 prévoit une évolution croissante vers des pratiques durables.
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ANNEXES
101
•
Les SSP3 et SSP4 envisagent des tendances de développement plus pessimistes, avec peu
d'investissements dans l'éducation ou la santé, une croissance démographique rapide et des
inégalités croissantes. Dans le SSP3, les pays donnent la priorité à la sécurité régionale, tandis
que dans le SSP4, les grandes inégalités au sein des pays et entre pays dominent, conduisant
dans les deux cas à des sociétés qui sont hautement vulnérables au changement climatique.
•
Le scénario SSP2 envisage une trajectoire intermédiaire dans laquelle les tendances se
poursuivent sans déviations substantielles.
Ces narratifs sont ensuite couplés à une valeur de forçage radiatif (en W/m2)
137
atteint
en
fin de siècle, c’est ainsi que les SSP, qui représentent les évolutions socio
-économiques
possibles, sont couplés aux RCP qui représentent différentes évolutions possibles de la
concentration en gaz à effet de serre
et aérosols et en changements d’usage de
s sols. Le couplage
donne lieu aux cinq principaux scénarios utilisés dans le sixième rapport du GIEC :
•
SSP3-7.0 et SSP5-8.5 sont
des scénarios d’émissions de GES élevées et très élevées, avec des
émissions de CO
2
atteignant près du double des niveaux actuels d'ici à 2100 et 2050,
•
SSP2-4.5 est un
scénario d’émissions de GES intermédiaires
avec des émissions de CO
2
qui
restent proches des niveaux actuels jusqu'au milieu du siècle,
•
SSP1-1.9 et SSP1-2.6 sont des scé
narios d’émissions très basses et basses de GES, avec des
émissions de CO
2
diminuant jusqu'à des émissions nettes égales à zéro vers ou après 2050,
suivies de niveaux variables d’émissions nettes négatives de CO
2
.
L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires - Mars 2023
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COUR DES COMPTES
102
Annexe n° 5 :
présentation
générale d’un réacteur à eau
pressurisée
et de ses besoins principaux en eau
Le changement climatique a une influence majeure sur la ressource en eau, élément
essentiel pour le fonctionnement des centrales nucléaires, et plus précisément pour les circuits
de refroidissement. Un réacteur nucléaire comporte deux parties, une première partie
dans
laquelle la fission nucléaire produit de la chaleur
, l’îlot nucléaire
, et une seconde partie où cette
chaleur est transformée en courant électrique
, l’ilot conventionnel.
Trois circuits d’eau pr
incipaux circulent dans les deux îlots précités. Ils ont pour objet
d’évacuer la chaleur dégagée du réacteur et de convertir l’énergie thermique en énergie électrique.
Le circuit primaire est un circuit fermé, il
évacue la chaleur dégagée dans le cœur du
r
éacteur grâce à une circulation d’eau sous pression
dans des boucles de refroidissement. Le
circuit secondaire est également un circuit fermé, il est utilisé
pour convertir l’énergie
thermique produite par le cœur
du réacteur en énergie électrique grâce à des générateurs de
vapeur qui font tourner les turbines qui
produisent l’électricité.
La vapeur est ensuite condensée
en eau et retourne dans le circuit. La question du prélèvement et du rejet de l’eau dans son
environnement concerne en majeure partie le circuit tertiaire. Ce circuit est en contact direct
avec « la source froide »
138
, il prélève l’eau nécessaire pour alimenter en eau froide le
condenseur. Il est présent sur toutes les centrales et selon le modèle de réacteur
139
,
l’eau peut
être ensuite rejetée à la source à une température légèrement plus élevée (réacteur sans
aéroréfrigérant
140
) ou bien refroidie dans un aéroréfrigérant puis réinjecté dans le circuit de
refroidissement (réacteur avec aéroréfrigérant).
138
La source froide est la mer ou le cours d
’eau dans lequel est prélevé l’eau nécessaire aux circuits de refroidissement.
139
Réacteurs en circuit ouvert sans aéroréfrigérants ou en circuit fermé avec aéroréfrigérants.
140
Les tours aéroréfrigérantes permettent l’échange thermique non plus avec l’eau,
comme en circuit ouvert, mais
avec l’air de l’atmosphère.
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ANNEXES
103
Schéma n° 3 :
réacteur à eau sous pression et ses principaux circuits
Source : IRSN
Il existe plusieurs paliers de réacteurs nucléaires en fonction de leur puissance
-
32 réacteurs de près de 900 MWe :
Palier CP0 : quatre réacteurs (tous dans le Bugey). Ce sont les plus anciens
réacteurs en service, depuis la fermeture de la centrale de Fessenheim.
Palier CPY : 28 réacteurs (dans les centrales du Blayais, Dampierre-en-Burly,
Gravelines, Tricastin, Chinon, Cruas-Meysse et Saint-Laurent-des-Eaux).
-
20 réacteurs de près de 1 300 MWe :
Palier P4 : huit réacteurs (dans les centrales de Flamanville, Paluel et Saint-Alban)
Palier P’4
: 12 réacteurs (centrales de Belleville, Cattenom, Golfech, Nogent-sur-
Seine et Penly)
-
Quatre réacteurs de près de 1 450 MWe :
Palier N4 : deux réacteurs à Chooz et deux à Civaux.
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COUR DES COMPTES
104
Annexe n° 6 :
b
esoin en eau d’une centrale nucléaire
L’eau prélevée dans le milieu naturel sert au refroidissement des condenseurs des groupes
turbo-alternateurs des centrales et des circuits auxiliaires (circuit de protection contre
l’incendie, échangeurs de chaleur assurant le refroidissement du réacteur à l’arrêt…). Les
quantités prélevées sont fonction du type de circuit de refroidissement : ouvert ou fermé.
En circuit ouvert,
l’énergie thermique extraite au condenseur est intégralement transférée
au mili
eu aquatique (mer ou cours d’eau). En circuit fermé, la chaleur est au contraire quasiment
totalement cédée à l’atmosphère via les aéroréfrigérants.
L’eau prélevée par les 18 centrales nucléaires françaises est restituée à 98,5
% au milieu,
à proximité du point de prélèvement (100 % pour les centrales de bord de mer, 96 % pour les
centrales en bord de rivière).
Tableau n° 16 :
o
rdre de grandeur des débits d’eau prélevés par réacteur –
circuit ouvert
Types de sites et palier de puissance
Débit d’eau prélevée par réacteurs
Sites fluviaux
Palier 900 MWe (6 réacteurs)
Palier 1300 MWe (2 réacteurs)
45 m
3
/s
57 m
3
/s
Sites marins + estuaires
Palier 900 MWe (10 réacteurs)
Palier 1300 MWe (8 réacteurs)
EPR 1650 MWe (1 réacteur)
38-40 m
3
/s
45 m
3
/s
61 m
3
/s
Source : EDF
Note :
Le débit d‘eau nécessaire au refroidissement des centrales en circuit ouvert dépend de la puissance
thermique à évacuer et de la contrainte fixée en matière d’échauffement. L’échauffement de l’eau et le débit
prélevé sont donc directement liés.
Tableau n° 17 :
ordre de g
randeur des débits d’eau prélevés et évaporés par réacteur –
circuit fermé
Palier de puissance
Débits d’eau prélevés et évaporés par réacteurs
Palier 900 MWe (16 réacteurs)
2 m
3
/s dont 0.67 m
3
/s évaporé
Palier 1300 MWe (10 réacteurs)
2 m
3
/s dont 0.75 m
3
/s évaporé
Palier 1450 MWe (4 réacteurs)
2 m
3
/s dont 0.85 m
3
/s évaporé
Source : EDF
Note :
L’eau prélevée sert donc à compenser la quantité d’eau évaporée dans l’aéroréfrigérant et la purge du circuit.
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ANNEXES
105
Annexe n° 7 :
les
rejets thermiques et les rejets d’effluents liquides
(chimiques et radioactifs)
Les rejets thermiques
Dans une centrale, l’énergie thermique extraite du réacteur est convertie en énergie
électrique, suivant un rendement de l’ordre de 30
%
. L’énergie qui n’est pas transformée en
puissance électrique
via
la turbine est évacuée en puissance thermique par l’eau du circuit de
refroidissement du condenseur. Dans un circuit de refroidissement ouvert, l’énergie non
transformée en électricité est cédée en totalité
au milieu aquatique (fleuve ou mer). L’eau du
circuit de refroidissement est échauffée de 10°C à 15°C avant son rejet dans le milieu. La dilution
du rejet varie suivant le milieu récepteur (mer, fleuve) et la configuration hydraulique spécifique
à chaque site. En circuit fermé, 95 %
de l’énergie non transformée en électricité est transférée à
l’atmosphère par l’intermédiaire des tours aéroréfrigérantes où elle se dissipe par évaporation
(principalement) et par convection. Environ 5 % seulement
de l’énergie
restante sont transférés
dans le cours d’eau (
via
les purges de déconcentration des bassins froids des aéroréfrigérants).
Ainsi, la puissance rejetée dans le milieu aquatique représente le double de la puissance
électrique pour les circuits ouverts et 3 % en moyenne de la puissance électrique pour les circuits
fermés (valeur qui varie avec les conditions météo, les aéroréfrigérants étant plus efficaces en été
qu’en hiver
–
les thermies rejetées sont quatre à six
fois plus importantes en hiver qu’en été par
exemple). Au final, les échauffements apportés au milieu aquatique varient suivant la conception
du circuit de refroidissement et la capacité de dilution du milieu récepteur (notamment le débit
du cours d’eau). En ordre de grandeur, sur les cours d’eau, l’échauffement entre l’aval et l’amont
est de quelques degrés pour les centrales refroidies en circuit ouvert et de quelques dixièmes de
degré dans le cas des centrales équipées d’aéroréfrigérants. Quel que soit le mode de
refroidissement, l’échauffement du
milieu aquatique qui en résulte est limité par les prescriptions
réglementaires de rejets propres à chaque site.
Les rejets d’effluents liquides (chimiques ou radioactifs)
Le fonctionnement d’une centrale nucléaire nécessite l’utilisation de substances
chimiques,
ce qui donne lieu à des rejets d’effluents chimiques par voie liquide dans l’environnement (et
dans une moindre mesure, à des rejets par voie atmosphérique). Ces rejets chimiques sont liés
principalement à l’usure des condenseurs, au conditionne
ment des circuits primaire et secondaire,
aux traitements biocides et antitartre nécessaires au conditionnement du circuit de
refroidissement, ainsi qu’aux rejets de la station de déminéralisation et, dans une moindre mesure,
aux rejets des stations d’épur
ation des sites (STEP). Par ailleurs, le réacteur nucléaire est le siège
de la formation de produits radioactifs (produits de fission, produits d’activation, actinides)
, dont
une infime partie se retrouve dans les effluents liquides rejetés dans l’environn
ement. Les rejets
liquides sont également réglementés suivant des limites propres à chaque site et varient avec les
types de conditionnement retenus pour chaque installation.
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106
Annexe n° 8 :
bilan des interactions des sites nucléaires
avec le milieu aquatique
Le tableau ci-après fait une synthèse des interactions des installations avec le milieu
aquatique et de leur sensibilité aux conditions hydro-climatiques.
Tableau n° 18 :
bilan des interactions des sites nucléaires avec le milieu aquatique
Source : EDF
(*) A noter qu’en juillet 20
19, le site de Gravelines a pour la première fois atteint sa limite de T°rejet, ce qui a
contraint le CNPE à baisser quelques heures une tranche pour respecter cette limite.
(**) seul le CNPE de Bugey, de par la conception historique de sa prise d’eau, doit disposer d’un débit minimum
en amont afin de pouvoir fonctionner à pleine puissance en toute sûreté.
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ANNEXES
107
Annexe n° 9 :
approche systémique des effets du changement climatique
sur la sûreté nucléaire et la radioprotection IRSN
Source : IRSN
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108
Annexe n° 10 :
les réexamens périodiques de sûreté
Le principe des réexamens périodiques des installations nucléaires de bases (INB), tous
les 10 ans, a été acté par la loi relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire du
13 juin 2006
141
, transposée en 2013 dans le code de l’environ
nement. Conformément aux textes
réglementaires, l'exploitant d'une installation nucléaire de base doit procéder périodiquement
au réexamen des risques
142
que présente son installation en prenant notamment en compte le
retour d’expérience acquis de manière générale (dans l’installation concernée par le réexamen
mais aussi dans d’autres installations équivalentes) et les meilleures pratiques applicables les
plus récentes. Ce réexamen doit permettre d’apprécier le niveau de sûreté de l’installation au
regard des règles qui lui sont applicables au moment du réexamen, et prend également en
compte les modifications prévisibles de l’installation pour les années à venir.
Du fait de la standardisation du parc nucléaire en exploitation d’EDF (organisé par
paliers), le processus de réexamen pour les réacteurs nucléaires se fait en deux grandes phases :
une première phase dite « générique », traitant des aspects communs à tous les réacteurs du
palier, et une seconde phase propre à chaque réacteur.
1. Phase générique du réexamen
Durant la phase générique, l’exploitant présente tout d’abord les grandes orientations de
son programme de révision sur l’ensemble des réacteurs concernés et justifie le niveau
d’analyse qu’il envisage pour chacun des aspects de la démonstration de s
ûreté. En tant que
premier responsable de la sûreté de ses installations, c’est en effet à lui de prendre l’initiative
des études à mener pour le réexamen.
L’examen de conformité
Il consiste à comparer l’état réel de l’installation au référentiel de sûreté
et à la
réglementation applicables, comprenant notamment son décret d’autorisation de création et les
prescriptions de l’ASN. Cet examen décennal de conformité ne dispense pas l’exploitant de son
obligation de garantir en permanence la conformité de ses installations. Celle-ci est
régulièrement contrôlée par l’ASN par l’intermédiaire
des nombreuses inspections qu’elle
diligente sur les sites.
La réévaluation de sûreté
Elle vise à apprécier la sûreté de l’installation et à l’améliorer au regard
:
-
des réglementations françaises, des objectifs et des pratiques de sûreté les plus récents,
en
France et à l’étranger
;
-
du retour d’expérience d’exploitation de l’installation
;
-
du retour d’expérience d’autres installations nucléaires en France et à l’étranger
;
-
des enseignements tirés des autres installations ou équipements à risque.
141
Article 29 de la loi n°2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire
(dite « loi TSN »).
142
Il s’agit des risques pour la sûreté, la radioprotection ains
i que des risques conventionnels.
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ANNEXES
109
L’ASN se prononce, après consultation éventuelle du groupe permanent d’experts pour
la sûreté des réacteurs nucléaires (GPR), sur la liste des thèmes choisis pour faire l’objet
d’études de réévaluation de sûreté, et les objectifs associés, lors de la phase dite d’orientation
du réexamen périodique. L
’IRSN instruit ce dossier d’orientation à la demande de l’ASN.
À l’issue de son expertise, l’IRSN présente la synthèse de son analyse
au groupe
permanent d’experts pour les réacteurs nucléaires (GPR)
. Celui-ci
donne un avis à l’ASN
, qui
prend alors position et se prononce sur les objectifs généraux retenus pour le réexamen et
notamment sur les thèmes devant faire l’objet d’un examen app
rofondi.
Sur chacun des thèmes retenus, EDF réalise des études génériques thématiques qui sont
soumises à l’expertise de l’IRSN en vue d’un positionnement de l’ASN sur les conclusions des
études génériques et les améliorations de sûreté qui en découlent. Pendant cette phase,
l’IRSN
examine l’atteinte des objectifs du réexamen en fonction des modifications prévues par EDF,
vérifie l’absence de régression pour la sûreté qui pourrait être induite par les modifications
prévues, et s’assure
que les démonstrations de sûreté fournies par EDF sont pertinentes et
suffisantes. Des modifications supplémentaires par rapport à celles prévues par EDF peuvent
découler de cette phase.
2. Déploiement des améliorations issues du réexamen sur chaque réacteur
La deuxième phase du réexamen de sûreté concerne chacun des réacteurs. L
’exploitant
réalise les vérifications et contrôles permettant de statuer sur la conformité du réacteur au
référentiel de sûreté et à la réglementation et met en œuvre l’ensemble des modifications actée
s.
À l’issue des études réalisées par
EDF sur chacun des thèmes retenus, des modifications
permettant des améliorations de sûreté sont définies.
Les travaux sont réalisés la plupart du temps durant la « visite décennale », qui est un
arrêt de réacteur particulier imposé par la réglementation tous les 10 ans afin de permettre la
réalisation de tests et d’essais techniques spécifiques sur certains équipements, dont l’épreuve
hydraulique du circuit primaire et l’épreuve d’étanchéité de l’enceinte de confineme
nt. Pour
déterminer le calendrier des visites décennales, EDF doit tenir compte des échéances de
réalisation des épreuves hydrauliques fixées par la réglementation des équipements sous
pression nucléaires et de la périodicité décennale des réexamens périod
iques. L’ASN vérifie
que les modifications permettent d’atteindre les objectifs du réexamen.
À l’issue de la visite décennale, l’exploitant adresse à l’ASN un rapport de conclusions
du réexamen (RCR) périodique. Dans ce rapport, l’exploitant prend position
sur la conformité
réglementaire de son installation, ainsi que sur les modifications réalisées visant à remédier aux
écarts constatés ou à améliorer la sûreté de l’installation. Le rapport de réexamen est composé
des éléments prévus à l’article 24 du décr
et n° 2007-
1557 du 2 novembre 2007 modifié. L’ASN
communique au ministre en charge de la sûreté nucléaire son analyse du rapport et peut fixer à
l’exploitant des prescriptions complémentaires.
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110
Annexe n° 11 :
i
llustrations d’aménagements contre le risque
d’inondation pa
r submersion marine
Vues des digues de la centrale du Blayais
Source : © EDF 2009
–
Didier Marc
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111
Vues de la digue de la centrale de Gravelines
Source : © EDF 2014
–
Jean-Louis Burnod
Source : EDF
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112
Annexe n° 12 :
principaux dispositifs prévus
dans le cadre du déploiement du noyau dur
Le noyau dur est un ensemble de moyens matériels, complétés par des moyens
organisationnels, visant à éviter des rejets radioactifs massifs et des effets durables dans
l’environnement en cas de survenue de situations extrêmes issues du retour d’expérience de
l’accident de Fukushima (perte de l’ensemble des sources électriques et/ou de la source froide
sur un site) potentiellement consécutives à une agression naturelle externe (séisme, inondation,
tornade) qui serait très au-delà des référentiels en vigueur.
Pour ces situations, le noyau dur déployé par EDF permet de prévenir la fusion du réacteur
en permettant l’évacuation de la puissance résiduelle par les circuits secondaires
, ainsi que de
prévenir toute dégradation du combustible entreposé en piscine, y compris en cours de
manutention. En cas de situation qui évoluerait vers la fusion du réacteur (situation dite « accident
grave »
), le noyau dur permet d’en limiter les conséquences en assurant l’évacuation de la
puissance résiduelle sans nécessiter l’ouverture de l’évent filtré de l’enceinte et en stabilisant et
refroidissant le corium
143
sur le radier
144
du bâtiment réacteur en cas de percée de la cuve.
La figure suivante présente les principales dispositions du noyau dur.
Source : EDF
143
A
mas de combustibles et d’éléments de structure du cœur d’un réacteur nucléaire fondus et mélangés, pouvant
se former en cas d’accident grave
.
144
D
alle de fondation en béton armé de forte épaisseur servant d’assise stable
sous le bâtiment du réacteur.
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ANNEXES
113
Force d’
action rapide du nucléaire (FARN) :
équipes en charge d’acheminer les moyens
matériels et humains pour appuyer les équipes de la centrale dans la gestion d’une situation
d’urgence
.
Diesels
d’
ultime secours (DUS) : une alimentation électrique supplémentaire pour chaque
réacteur, en cas de perte de l’ensemble des sources électriques
.
Source d’eau diversifiée
: permettant le refroidissement des réacteurs (via le système de
refroidissement second
aire) et des piscines d’entreposage (
« réalisée »).
Disposition de diversification du refroidissement de la piscine combustible (PTR-bis).
EAS-ND :
circuit de refroidissement permettant le refroidissement du cœur fondu ainsi que
l’évacuation de la puissance résiduelle hors de l’enceinte
.
Source froide diversifiée mobile : circuit de refroidissement pour les dispositions EAS-ND ou
PTR-bis, acheminé par la FARN.
Stabilisation du corium :
dispositif en fond de réacteur pour conserver le cœur fondu sur le
radier dans le bâtiment.
Refroidissement secondaire du noyau dur : alimentation de secours de générateurs de vapeur
permettant l’évacuation de la puissance hors de l’enceinte
.
Centre de crise local (CCL) :
bâtiment permettant la gestion d’une situation d’urgence dans la
durée, avec une accessibilité, une autonomie et une habitabilité suffisante en cas de crise.
Les principales dispositions « noyau dur » (ND) sont reprises ci-après par grandes
thématiques de sûreté.
Source : EDF
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114
Annexe n° 13 :
o
rganisation de la Force d'Action Rapide Nucléaire (FARN) d’EDF
En complément des modifications du « noyau dur » réalisées sur les sites, EDF a mis en
œuvre la
f
orce d’
action rapide nucléaire (FARN), qui dispose des moyens pour pouvoir
intervenir après une agression naturelle (ou une combinaison d’agressions naturelles).
La FARN a été créée pour renforcer la capacité de l'organisation de crise à faire face à
des situations imprévues, au-delà du dimensionnement, en amenant de l'extérieur du CNPE une
aide matérielle et humaine. Opérationnelle depuis janvier 2016 avec 250 équipiers formés et
équipés, la FARN est répartie en quatre services régionaux implantés sur les CNPE de Bugey,
Civaux, Dampierre et P
aluel et d’un état
-major à Saint Denis (93). La FARN dispose également
d’une base nationale de réserve de matériels à Saint
-Leu-
d’Esserent (60).
La FARN est en capacité d’accéder
à un site en moins de 12 heures et est complétement
opérationnelle en 24 heu
res. Elle est autonome pendant 72 heures pour s’insérer dans une région
en difficulté et met en œuvre des moyens de réalimentation en air, en eau et en électricité pour
assurer si nécessaire un moyen ultime de refroidissement. Ces moyens humains et matériels
participent à la résilience de l’exploitant face à des phénomènes d’agressions naturelles.
Chaque service régional est constitué de cinq détachements d’intervention, appelés
« colonnes »
, composés de 14 équipiers. Une colonne est d’astreinte chaque sema
ine dans
chacun des services régionaux. Au sein de l’état
-major de la FARN, une équipe de
reconnaissance et de commandement de trois personnes est également d’astreinte chaque
semaine. La majorité des équipiers des services régionaux poursuivent leur activité à hauteur
de 50 %
de leur temps de travail dans leur métier d’origine, l’autre moitié de leur temps étant
consacrée aux activités FARN (formation, entraînements, exercices et astreinte).
La FARN est organisée pour travailler en totale autonomie pendant 72 heures. Elle constitue
pour EDF un renfort à la disposition de l’organisation nationale de crise.
Ce renfort prend la forme
de quatre colonnes FARN, de l'équipe de reconnaissance et de moyens techniques nationaux
spécifiques (pompes à gros débit, centrales électriques, plateformes flottantes...). Chaque service
régional, équipé à l'identique, est en mesure de prendre en charge le soutien d'une paire de tranches.
La FARN débute sa mission 12 heures après sa mobilisation et est complètement
opérationnelle 24 heures après sa mobilisation. Un service régional pouvant être empêché ou
retardé dans son déplacement, les trois autres services respectent les chronogrammes de la
FARN. En cas d’intervention en appui du dispositif local de crise d’u
n CNPE, le chef du
dispositif FARN déployé est placé sous l’autorité du directeur local de crise ou de son délégué
opérationnel qui conserve la responsabilité d’exploitant nucléaire.
Le poste de commandement
opérationnel de la FARN est installé sur une base arrière, éloignée de 20 à 30 km du CNPE.
Les méthodes d'intervention de la FARN mettent l'accent sur la capacité d'adaptation des
équipes à diverses conditions d'intervention : en milieu contaminé, en présence d'un risque
chimique, en situation d'inondation. Il est ainsi impératif de privilégier la polyvalence des méthodes,
des matériels et des organisations. Le choix des matériels prend en compte le retour d'expérience
des utilisateurs aguerris aux conditions d'intervention en milieu déstructuré (pompiers, sécurité
civile, militaires). Ce choix permet de garantir l'interopérabilité avec les moyens des SDIS (services
départementaux d'incendie et de secours) et de la sécurité civile. En effet, en situation de crise
justifiant l'intervention de la FARN, ces unités pourront être rapidement mobilisées également.
Le personnel de la FARN suit un cursus de formation spécifique. L'acquisition des
compétences initiales est validée à l'occasion d'une mise en situation à l'échelle de l'équipe.
Le coût depuis sa cré
ation (2013) est de 82 M€ (dont 23 M€ d’investissements).
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ANNEXES
115
Annexe n° 14 :
bilan des pertes de production
Tableau n° 19 :
pertes de production (en MWh) par année entre 2000
et le 31/08/2022 attribuées au respect de la réglementation
concernant la température et les débits des fleuves
Source : EDF
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COUR DES COMPTES
116
Tableau n° 20 :
pertes de production (en MWh) par site entre 2000
et le 31/08/2022 attribuées au respect de la réglementation concernant
la température et les débits des fleuves
Source : EDF
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