/ Réponses aux questions

Question de : MALIN Nathalie - LA BACONNIERE 53240 - le 20/10/2005
Ce nouveau réacteur est-il vraiment indispensable?
Que vont-faire nos enfants de tous ces déchets nucléaires?

Réponse de : EDF
En réponse à votre première question, le choix d'EDF d'engager maintenant le projet Flamanville 3 s'explique de la manière suivante. Une des caractéristiques majeures du parc électronucléaire actuel d’EDF est qu’il a, pour l’essentiel, été mis en service en seulement 10 ans, après le premier choc pétrolier de 1973. Ainsi, de 1980 à 1990, 46 des 58 unités de production nucléaire actuelles ont été raccordées au réseau d’électricité.

Ces centrales ont été conçues pour une durée minimale de fonctionnement de 40 années.

Si chacune de ces centrales s’arrêtait de fonctionner à sa date anniversaire de 40 ans, le pays enregistrerait, en l’espace de 10 ans, une baisse des trois quarts de la capacité de production nucléaire actuelle. Il devrait faire face à une insuffisance de l’offre d’électricité. Le besoin de remplacement des centrales nucléaires existantes pourrait apparaître aux alentours de 2020, quand les premières unités de production nucléaire en service actuellement auront atteint 40 ans, durée pour laquelle elles ont été conçues.

EDF mène dès aujourd’hui des actions d’ingénierie et de maintenance pour assurer une durée de vie optimale de ses installations et poursuivre l’exploitation en toute sûreté, au-delà de 40 ans, des centrales qui seront reconnues aptes. Néanmoins, on ne peut pas exclure que certaines d’entre elles ne puissent pas dépasser significativement cette échéance. Pour se prémunir de ce risque, EDF cherche à être prêt à remplacer par de nouvelles centrales nucléaires tout ou partie de la puissance qui ferait défaut à l’horizon 2020-2030. Cette garantie de savoir-faire serait apportée par la construction, maintenant, du réacteur de Flamanville 3.

La construction ou non d’une série, ainsi que le nombre d’unités seront des décisions à prendre vers 2015, pour pouvoir disposer des moyens de production opérationnels, à partir de 2020, en fonction des besoins en électricité et de la durée de vie effective des centrales actuelles. EDF actualisera sa stratégie industrielle dans le cadre défini par les pouvoirs publics au moment des choix.

Concernant la seconde partie de votre question :
L'EPR utilise les mêmes types de combustibles que les réacteurs actuellement en fonctionnement sur le parc français, mais avec un rendement amélioré.
La gestion des déchets nucléaires mise en place pour les réacteurs actuels sera reconduite pour l'EPR :
- les déchets de faible et moyenne activité sont conditionnés et stockés sur des sites de l'ANDRA (Agence Nationale pour la gestion des Déchets RAdioactifs).
- concernant le combustible usé, la stratégie mise en place par EDF est le retraitement.
Le retraitement permet de séparer les matières valorisables contenues dans les combustibles usés (plutonium et uranium) et de les recycler dans les réacteurs actuels. Les matières non valorisables sont quant à elles conditionnées en toute sûreté par vitrification.

La totalité des déchets produits non évacuables dans les stockages actuels de l'ANDRA est prise en compte dans l'inventaire de l'ANDRA dans le cadre de la loi de 1991 concernant les déchets de haute activité à vie longue.
Dans le cadre de la loi de 1991 et en préparation de la loi fixant les orientations retenues pour la gestion de ces déchets, qui sera soumise au Parlement en 2006, un débat public est en cours jusqu'en janvier 2006 (pour plus d'informations, le site www.debatpublic-dechets-radioactifs.org est à votre disposition).

Question de : SIMEON Marianne - CERISY LA SALLE 50210 - le 20/10/2005
D'autres alternatives à la 3ème centrale ont-elles été envisagées?

Réponse de : EDF
Votre question en pose en réalité deux: la question des alternatives géographiques (pourquoi avoir retenu le site de Flamanville ?) et celle des alternatives techniques (y a-t-il d’autres choix que le réacteur EPR ?).


LE CHOIX DU SITE DE FLAMANVILLE (alternative géographique)
Suite à la décision d'engager le processus de construction d'une centrale électronucléaire tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels, en recherchant les meilleures conditions d’accueil, et le site de Flamanville est apparu comme le plus pertinent pour la tête de série EPR.

- Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production en plus des 2 unités qui s'y trouvent actuellement.
- La situation du site en bord de mer lui confère en outre une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les délais et les coûts.
- Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue.
- Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux.

Pour toutes ces raisons, EDF a choisi le site de Flamanville pour construire sa tête de série EPR en France.

ALTERNATIVES AU PROJET (alternative technique)
Les alternatives au projet ont été étudiées en fonction des attentes de la loi du 13/7/05 fixant les orientations de la politique énergétique de la France ("maintenir l'option nucléaire ouverte").

Première alternative, attendre les réacteurs du futur (2040) pour remplacer le parc actuel.

À l’initiative du Département de l’Énergie (DOE) des USA, dix pays (Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Canada, Corée du Sud, États-Unis, France, Japon, Royaume-Uni et Suisse) se sont associés dans le cadre d’un forum international baptisé “Génération 4” pour étudier les technologies nucléaires du futur. Le forum a retenu six projets de réacteurs.
Quatre systèmes sur six sont à neutrons rapides et cinq font appel au cycle fermé, avec comme objectif le recyclage intégral des actinides présents dans les combustibles usagés.
Les principaux défis à relever pour permettre le développement industriel des réacteurs de génération 4 sont considérables. Ils portent notamment sur la conception de nouveaux cœurs (en particulier pour les réacteurs rapides à gaz), le développement de matériaux résistant à des produits très corrosifs (par exemple le plomb ou l’eau supercritique) et/ou à de très hautes températures (supérieures à 1 000°C pour le VHTR), la maîtrise des risques d’instabilité neutronique et thermo-hydraulique.

Comme l’ont précisé les experts nationaux participant au forum Génération 4, c’est au plus tôt à l’horizon 2040/45 que ces réacteurs pourront équiper des centrales électronucléaires, avec la maturité industrielle suffisante pour leur déploiement en série en toute sûreté.
À cet horizon, toutes les centrales nucléaires françaises auront dépassé leur durée de vie de conception de 40 ans et 21 d’entre elles auront dépassé les 60 années de fonctionnement, ou en seront très proches.
Attendre les réacteurs de génération 4 obligerait EDF à faire un double pari industriel sur :
• la mise à disposition effective et compétitive des réacteurs de génération 4 dès 2040. Ceci suppose que tous les problèmes technologiques et techniques seront résolus de manière sûre et compétitive et à des niveaux de puissance suffisants, pour pouvoir commencer à remplacer les centrales actuelles ;
• la prolongation significative de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires actuelles, pour atteindre 70 ans en moyenne, jusqu’à la mise en service de ces nouveaux moyens de production en 2040.

Attendre les réacteurs de génération 4 pour renouveler les centrales existantes est un pari industriel risqué qui ne satisfait pas aux orientations de politique énergétique du pays.

Seconde alternative : attendre le moment du renouvellement (2015) pour lancer directement la série.

Au plan industriel, il s’agirait pour EDF, d’envisager de lancer directement une série de plusieurs réacteurs de génération 3 pour faire face à la perte rapide d’une part significative de la capacité de production en France due à l’arrêt concomitant de plusieurs unités de production nucléaire arrivées en fin de vie.
Pour être en mesure de renouveler les centrales nucléaires, la construction de la première unité de production nucléaire de remplacement devrait débuter au plus tard en 2015 pour être opérationnelle vers 2020.
Pour ce faire, les conditions suivantes doivent être remplies :
• Disposer d’un modèle de réacteur techniquement éprouvé et conforme aux exigences de la Direction Générale de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection.
Dans la l’hypothèse où aucun réacteur n’aura été construit en France depuis plus de 15 ans, il serait très difficile de satisfaire cet objectif. Même en partant d’un modèle existant sur le marché international, il faut en effet faire face en même temps aux difficultés techniques de conception (adaptation d’un modèle du commerce aux spécifications techniques françaises), de fabrication et d’exploitation (appropriation par les exploitants français).
• Disposer d’une organisation industrielle opérationnelle pour construire en série des unités de production électronucléaires en France à un prix compétitif.
Ne disposant plus d’une organisation industrielle éprouvée pour la réalisation d’un premier réacteur, EDF serait contrainte de faire appel aux constructeurs mondiaux satisfaisant au premier objectif ci-dessus. De plus, les constructeurs de centrales clés en main fixent leurs prix en fonction du prix du marché et non pas du prix de revient des différents composants. Or en 2015/2020, les conditions de renouvellement du parc européen1 laisseront peu de marges aux électriciens pour négocier les prix de leurs investissements avec les grands constructeurs mondiaux d’unités de forte puissance. À cela, s’ajoutent toutes les contraintes économiques et industrielles liées à l’engagement simultané de plusieurs unités de production à un rythme soutenu.
• Attendre 2015 hypothèque fortement le transfert de compétences entre générations et réduit la maîtrise des coûts de construction des futurs ouvrages de production.
Si on attend 2015, on risque de perdre une grande partie des compétences essentielles d’ingénierie qui ont permis à EDF d’être, depuis toujours, l’architecte de ses centrales et d’en maîtriser le coût et les options techniques de conception et d’évolution avec une approche d’exploitant responsable de ses installations.


Le projet Flamanville 3 a pour but premier de se préparer au renouvellement partiel ou total du parc existant de centrales nucléaires. En effet, le développement des énergies renouvelables et les actions de maîtrise de la demande d’énergie ne seront pas suffisantes pour satisfaire à eux-seuls la demande à long terme.
EDF souhaite poursuivre dans le nucléaire, mais investit également dans les énergies renouvelables. Le groupe EDF compte en effet investir d’ici 2010 de l’ordre de 3 milliards d’Euros, soit autant que pour le projet Flamanville 3.

Question de : FERRET Patrice - COUR ET BUIS 38122 - le 04/11/2005
Les réserves en uranium seront épuisées à terme. Le surgénérateur permettait de produire de l'énergie avec les "déchets" des autres réacteurs . Pourquoi l'a-t-on arrêté ?

Réponse de : EDF
Votre question porte d'une part sur les ressources en uranium naturel et d'autre part sur la filière des surgénérateurs.

Selon l'Agence Internationale de l'Energie Atomique (AIEA), les réserves connues s'élèvent à 4 millions de tonnes . Elles correspondraient à une consommation d'environ 60 ans au taux actuel de consommation. On estime à 16 millions de tonnes les réserves non encore découvertes, ce qui augmenterait considérablement la durée de consommation.

La filière des surgénérateurs n'a pas été abandonnée, elle concerne 4 des 6 projets de réacteur retenu par le consortium international qui regroupe, à l'initiative du Département de l’Énergie des USA, dix nations dont la France, les États-Unis, le Japon ou le Royaume-Uni pour préparer la nouvelle génération de réacteurs nucléaires (Génération 4). En outre, le réacteur surgénérateur "Phénix" est toujours en exploitation sur le site de Marcoule (Gard).
Selon les experts nationaux participants au consortium international, c'est au plus tôt à l'horizon 2040/2045 que ces réacteurs pourront équiper des centrales électronucléaires avec la maturité industrielle suffisante pour leur déploiement en série en toute sûreté. En effet, la reprise de la construction d'un surgénérateur nécessite la résolution préalable de problèmes techniques et l'intégration d'améliorations sur le plan de la sûreté et de la compétitivité.

Question de : POUYFAUCON Robert - le 07/11/2005
J'ai bien noté que la CPDP a pour but d'assurer l'information et l'expression du public.
A ce titre, elle transmettra à EDF les questions du public et en exigera les réponses, ce qui devrait se faire sans difficulté puisque "EDF aborde ce débat dans un esprit d'ouverture et de transparence".
Dans le cas hautement improbable de mauvaise volonté d'EDF, la CPDP serait donc amenée à souligner auprès du public les questions litigieuses.
J'espère vivement que les questions suivantes n'en feront pas partie.

1- Où se trouvent les 1,6 millions de personnes qui seront alimentées par Flamanville 3 ? Le département de la Manche en représente à peine le quart.
Le transport de l'électricité à longue distance nécessite des transformateurs et des lignes à tension d'autant plus haute que la distance est importante. Les coûts afférents croissent encore plus vite.

2- EDF justifie le choix du site par sa situation en bord de mer permettant le refroidissement de l'installation.
Il convient de rappeler qu'un réacteur nucléaire produit essntiellement de la chaleur dont une partie est convertie en électricité. Sachant qu'une partie de cette électricité sera convertie en chaleur, pourquoi ne pas vendre cette chaleur résiduelle aux consommateurs?
En Islande, on transporte de l'eau chaude géothermique sur plusieurs kilomètres? Sommes-nous incapables de faire de même?
Les esprits avisés remarqueront que ces thermies pourraient remplacer avantageusement des thermies pétrolières productrices de gaz à effet de serre.
Pour mémoire, la ville de Paris dispose d'un réseau public de distribution d'eau chaude.
Dans ces conditions, pourquoi ne pas construire cette centrale à proximité immédiate du point de besoin?

Les esprits chagrins avanceront des raisons de sécurité.
Ce serait ignorer les arguments d'EDF qui nous "garantit en toute circonstance la sûreté de la conduite des installations" ainsi que la "protection des éventuelles agressions externes".
Pourquoi devrions-nous douter de la sincérité d'EDF qui nous disait, dans les années 70: " Nos centrales sont sûres. La preuve: nos agents y habitent."
En conclusion, ainsi que le disait le regretté Albert Ducrocq,"Comme toute centrale thermique, une centrale nucléaire doit être bâtie au point de besoin. Si elle n'est pas sûre, elle ne doit pas être bâtie.

Réponse de : EDF
Votre première question porte sur le réseau de transport et de distribution d’électricité.

Le système électrique français est basé sur le principe de mutualisation des moyens de production. Celui-ci a pour avantage d’assurer en toute circonstance l’alimentation de chacun quelle que soit sa localisation géographique. Dans ce contexte, Flamanville 3 alimentera bien au delà des seuls habitants de la presqu’île du Cotentin. C’est l’ensemble du réseau national (donc tous les clients) qui bénéficiera du kWh compétitif de Flamanville 3.

Pour plus d’information sur ce sujet, nous vous proposons de vous rapprocher du Réseau de Transport de l’Electricité (RTE) ou de la commission particulière en charge du débat public « ligne Très Haute Tension Cotentin-Maine » qui se déroule en parallèle au débat public sur le projet EPR (www.debatpublic-thtcotentin-maine.org).

Concernant votre seconde question, vous avez raison de préciser qu'une centrale thermique (classique ou nucléaire) produit de la chaleur. L'objectif de rendement de Flamanville 3 est de 37%, ce qui signifie que 63% de l'énergie produite par la centrale sera dissipée sous forme de chaleur. Cependant cette chaleur est à relativement basse température (aux alentours de 35°C) et ne peut être utilisée pour le chauffage urbain.

EDF avec les collectivités territoriales des sites d'implantation réfléchit à une meilleure utilisation des rejets thermiques de ses centrales. Nous pouvons citer par exemple, sur le site de Gravelines dans le nord de la France, l'utilisation des rejets thermiques du site pour la pisciculture et en particulier l'élevage de bars ou encore sur le site de Chinon le chauffage de serres.

Il est techniquement possible de faire des installations mixtes qui produisent de la chaleur à plus haute tepérature et de l'électricité. Mais dans ce cas, la production de chaleur se fait au détriment de celle de l'électricité. On prélève en effet de la vapeur avant qu'elle ne soit complètement détendue dans la turbine pour produire la chaleur qui est ensuite véhiculée jusqu'aux utilisateurs finaux par un réseau de tuyauteries.
A notre connaissance, il n'existe en Europe qu'une seule centrale nucléaire qui produise de la chaleur, en Suisse.

Cette technique, qui doit être prévue à la conception, impose comme vous le précisez dans votre question la proximité des lieux de production et de consommation. Elle présente en outre quelques inconvénients : un réseau de tuyauteries de grand diamètre, et l'interruption de la fourniture de chaleur quand la centrale est arrêtée (9% du temps pour l'EPR).

Ce n'est pas pour des raisons de sécurité que nos sites d'implantation sont situés à l'extérieur des villes, mais pour des raisons pratiques. La centrale doit être implantée à proximité d'un cours d'eau ou de la mer pour permettre son refroidissement et elle nécessite une surface au sol importante, de l'ordre d'une centaine d'hectares. De telles surfaces, à des coûts acceptables, ne se trouvent que dans les zones non urbanisées.

Question de : BERHAULT Alain - LANDEAN 35133 - le 14/11/2005
La nouvelle centrale est-elle necessaire?
La décision de sa construction est-elle arrètée?

Réponse de : EDF
La première partie de votre question porte sur la nécessité de la construction d'un réacteur EPR.

L'implantation dès aujourd'hui d'une centrale électronucléaire de type EPR permettra à EDF d'être prêt lorsqu'il devra renouveler son parc de production actuel.

En effet, une des caractéristiques majeures du parc électronucléaire actuel d’EDF est qu’il a, pour l’essentiel, été mis en service en seulement 10 ans, après le premier choc pétrolier de 1973. Ainsi, de 1980 à 1990, 46 des 58 unités de production nucléaire actuelles ont été raccordées au réseau d’électricité. Ces réacteurs ont été conçus pour une durée minimale de fonctionnement de 40 années.

Si chacun de ces réacteurs s’arrêtait de fonctionner à sa date anniversaire de 40 ans, le pays enregistrerait, en l’espace de 10 ans, une baisse des trois quarts de la capacité de production nucléaire actuelle. Il devrait faire face à une insuffisance de l’offre d’électricité. Le besoin de remplacement des réacteurs nucléaires existants pourrait apparaître aux alentours de 2020, quand les premières unités de production nucléaire en service actuellement auront atteint 40 ans, durée pour laquelle elles ont été conçues.

Concernant la décision de sa construction, celle-ci ne pourra être prise qu'à l'issue du débat public qui se déroule actuellement.

Question de : LEGASTELOIS Marcel - PERCY 50410 - le 14/11/2005
la sagesse aurait voulu que l'on installe cette nouvelle centrale de production près d'un lieu de consommation (seine maritime pour l'alimentation de Paris, côte atlantique pour Nantes et la Bretagne), alors pourquoi le choix de Flamanville pour l'EPR?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur l'opportunité de construire le réacteur EPR sur le site de l'actuelle centrale de Flamanville dans la Manche.

Pour choisir l'implantation de la tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels à partir de critères technique précis. C'est le site de Flamanville qui est apparu comme le plus pertinent pour la tête de série EPR.

Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production.
La situation du site en bord de mer lui confère une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les coûts.
Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue.
Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux qui se sont portés candidat à l'accueil du projet.

Pour toutes ces raisons, EDF a retenu le site de Flamanville pour envisager la construction de la tête de série EPR en France.

Néanmoins, l'accroissement de la capacité de production du Nord Cotentin ne peut se faire sans développer le réseau de transport d'électricité. Plus précisément, les études réalisées par le RTE montrent que, pour garantir en permanence la sûreté de fonctionnement du système électrique français lors de la mise en service de Flamanville 3, il serait nécessaire de construire une nouvelle ligne électrique à 400 000 volts.

Cette ligne de transport serait nécessaire principalement pour des raisons de stabilité du réseau électrique.
Ce point particulier est traité dans le cadre du débat public "Cotentin -Maine". Vous trouverez tous les renseignements sur le projet et le débat public sur le site www.debatpublic-thtcotentin-maine.org.


Pour autant, la décision définitive ne sera prise qu'à l'issue du débat public qui se déroule actuellement.

Question de : BEARDS Keith - JUVIGNE 53380 - le 14/11/2005
Est-ce que le besoin de Flamanville 3 est bien établi?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur la nécessité de la construction d'un réacteur EPR.

L'implantation dès aujourd'hui d'une centrale électronucléaire de type EPR permettra à EDF d'être prêt losqu'il devra renouveler son parc de production actuel.

En effet, une des caractéristiques majeures du parc électronucléaire actuel d’EDF est qu’il a, pour l’essentiel, été mis en service en seulement 10 ans, après le premier choc pétrolier de 1973. Ainsi, de 1980 à 1990, 46 des 58 unités de production nucléaire actuelles ont été raccordées au réseau d’électricité.

Ces réacteurs ont été conçus pour une durée minimale de fonctionnement de 40 années.

Si chacun de ces réacteurs s’arrêtait de fonctionner à sa date anniversaire de 40 ans, le pays enregistrerait, en l’espace de 10 ans, une baisse des trois quarts de la capacité de production nucléaire actuelle. Il devrait faire face à une insuffisance de l’offre d’électricité. Le besoin de remplacement des réacteurs nucléaires existants pourrait apparaître aux alentours de 2020, quand les premières unités de production nucléaire en service actuellement auront atteint 40 ans, durée pour laquelle elles ont été conçues.

Question de : CHEROT Jean - SAINT PAIR SUR MER  50380 - le 14/11/2005
Le Cotentin et Flamanville en particulier n'ont-ils pas été choisis pour l'EPR, parce qu'il est impossible d'implanter un EPR en Bretagne ? (Rappelez-vous de Plogoff !)

Réponse de : EDF
Votre question porte l'opportunité de construire le réacteur EPR sur le site de l'actuelle centrale de Flamanville dans la Manche.

Le choix d’implanter l’EPR à Flamanville n’est pas directement lié au besoin de renforcer les moyens de production pour alimenter la Bretagne.
Pour choisir l'implantation de la tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels à partir de critères technique précis.
C'est le site de Flamanville qui est apparu comme le plus pertinent pour la tête de série EPR. Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production. La situation du site en bord de mer lui confère une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les délais et les coûts. Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue. Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux.
Pour toutes ces raisons, EDF a retenu le site de Flamanville pour envisager la construction de la tête de série EPR en France. Pour autant, la décision définitive ne sera prise qu'à l'issue du débat public qui se déroule actuellement.

Question de : MOUCHE  - le 14/11/2005
Quelle est la nécessité d'un réacteur nucléaire supplémentaire?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur la nécessité de la construction d'un réacteur EPR. L'implantation dès aujourd'hui d'une centrale électronucléaire de type EPR permettra à EDF d'être prêt lorsqu'il devra renouveler son parc de production actuel.
En effet, une des caractéristiques majeures du parc électronucléaire actuel d’EDF est qu’il a, pour l’essentiel, été mis en service en seulement 10 ans, après le premier choc pétrolier de 1973. Ainsi, de 1980 à 1990, 46 des 58 unités de production nucléaire actuelles ont été raccordées au réseau d’électricité. Ces réacteurs ont été conçus pour une durée minimale de fonctionnement de 40 années.
Si chacun de ces réacteurs s’arrêtait de fonctionner à sa date anniversaire de 40 ans, le pays enregistrerait, en l’espace de 10 ans, une baisse des trois quarts de la capacité de production nucléaire actuelle. Il devrait faire face à une insuffisance de l’offre d’électricité. Le besoin de remplacement des réacteurs nucléaires existants pourrait apparaître aux alentours de 2020, quand les premières unités de production nucléaire en service actuellement auront atteint 40 ans, durée pour laquelle elles ont été conçues.
Avec Flamanville 3, EDF veut avoir la maîtrise technique et opérationnelle d’un réacteur de nouvelle génération (construction et exploitation pendant plusieurs années) afin de pouvoir décider dans de bonnes conditions quand il s’agira de renouveler le parc nucléaire.

Question de : CERISIER Isabelle - ANDOUILLE 53240 - le 17/11/2005
Dans le document RTE (page 32 points 5) on note que le Cotentin est une zone de forte production électrique mais de faible consommation. Pourquoi dans ce cas décider d'implanter un nouveau réacteur dans cette zone ?

Réponse de : EDF
Quelle que soit leur localisation sur le territoire français, les grosses unités de production d’électricité fournissent leur électricité à un réseau de transport interconnecté à très haute tension qui permet le transport de l’électricité des lieux de production vers les gros centres de consommation (grandes villes, pôles industriels…).

Le réseau de transport interconnecté s'est construit progressivement. Au tout début de l'histoire de l'électricité, une usine n’alimentait qu’un village ou une petite ville sans secours mutuel entre les régions. Quand la centrale était arrêtée, il n'y avait plus d'électricité. Rapidement l’intérêt du secours mutuel est apparu : si l’on interconnecte les deux villes, et si une des deux centrales est hors service, celle qui reste peut alimenter l’autre ville. Le principe s’est étendu et les interconnections ont concerné les régions, puis les états. A présent toute l’Europe est interconnectée du sud de l’Espagne jusqu’en Pologne, de la pointe de la Bretagne à la Grèce.
Le réseau de transport interconnecté permet le secours mutuel, mais également le transport de l’électricité sur de longues distances à un coût très faible en raison de la très haute tension qui réduit très fortement les pertes (selon RTE, les pertes sur le réseau 400 000Volts sont de 1% de l’énergie transportée). Le réseau de transport permet ainsi d’optimiser la production d’électricité. On peut ainsi privilégier les centrales les moins polluantes et les moins chères, puisque l’on peut aller chercher plus loin de l’électricité produite par une centrale plus performante.
A présent, grâce au réseau de transport, il n’est plus indispensable d’implanter les centrales au plus près des lieux de consommation.
Le choix de l’implantation d’une nouvelle centrales appartient au producteur. Celui-ci a la charge de se raccorder au réseau de transport. Le gestionnaire du réseau de transport, RTE pour la France, a la responsabilité de vérifier que ce raccordement est compatible avec la capacité du réseau et le cas échéant de l’adapter. Cette répartition des rôles est définie par la loi.

Pour choisir l'implantation de la tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels à partir de critères technique précis. C'est le site de Flamanville qui est apparu comme le plus pertinent.
Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production.
La situation du site en bord de mer lui confère une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les délais et les coûts.
Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue.
Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux. Pour toutes ces raisons, EDF a retenu le site de Flamanville pour envisager la construction de la tête de série EPR en France. Pour autant, la décision définitive ne sera prise qu'à l'issue du débat public qui se déroule actuellement.

Question de : JOSSOME Mickaël - BUAIS 50640 - le 21/11/2005
Pourquoi l'EPR dans la Manche, pourquoi ne pas l'installer dans la région qui en bénéficiera?

Réponse de : EDF
Votre question porte l'opportunité de construire le réacteur EPR sur le site de l'actuelle centrale de Flamanville dans la Manche.

Quelle que soit leur localisation sur le territoire français, les grosses unités de production d’électricité fournissent leur électricité à un réseau de transport à très haute tension interconnecté qui permet le transport de l’électricité des lieux de production vers les gros centres de consommation (grandes villes, pôles industriels…).
Le réseau de transport interconnecté s'est construit progressivement. Au tout début de l'histoire de l'électricité, une usine n’alimentait qu’un village ou une petite ville sans secours mutuel entre les régions. Quand la centrale était arrêtée, il n'y avait plus d'électricité dans la zone concernée. Rapidement l’intérêt du secours mutuel est apparu : si l’on interconnecte les deux villes entre elles, et si une des deux centrales est hors service, celle qui reste peut alimenter les deux villes. Le principe s’est étendu et les interconnexions ont concerné les régions, puis les états. A présent toute l’Europe est interconnectée du sud de l’Espagne jusqu’en Pologne, de la pointe de la Bretagne à la Grèce.

Le réseau de transport interconnecté permet le secours mutuel, mais également le transport de l’électricité sur de longues distances à un coût très faible en raison de la très haute tension qui réduit très fortement les pertes (selon RTE, le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité français, les pertes sur le réseau 400 000Volts sont de 1% de l’énergie transportée).

Le réseau de transport permet ainsi d’optimiser le parc de production d’électricité. On peut privilégier les centrales les moins polluantes et les moins chères, puisque l’on peut aller chercher plus loin de l’électricité produite par une centrale plus performante.
A présent, grâce au réseau de transport, il n’est plus indispensable d’implanter les centrales au plus près des lieux de consommation. Le choix de l’implantation d’une nouvelle centrale appartient au producteur en fonction des disponibilités foncières à proximité de sources froides (cours d’eau ou mer) et des contraintes environnementales locales (zones protégées…). Le producteur a aussi en charge de se raccorder au réseau de transport.

Le gestionnaire du réseau de transport, RTE pour la France, a la responsabilité de vérifier que ce raccordement est compatible avec la capacité du réseau et le cas échéant de l’adapter. Cette répartition des rôles est définie par la loi.

Pour choisir l'implantation de la tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels à partir de critères technique précis. C'est le site de Flamanville qui est apparu comme le plus pertinent. Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production. La situation du site en bord de mer lui confère une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les délais et les coûts. Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue. Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux. Pour toutes ces raisons, EDF a retenu le site de Flamanville pour envisager la construction de la tête de série EPR en France. Pour autant, la décision définitive ne sera prise qu'à l'issue du débat public qui se déroule actuellement.

Question de : HÜSSLER Noël - NANTES 44000 - le 21/11/2005
L'électricité produite par l'EPR et la ligne THT contribueront-elles à l'alimentation électrique du nord de la Bretagne (St Breux-Morlaix) ?
Même question pour le sud de la Bretagne (Lorient-Quimper-Brest).

Réponse de : EDF
Quelle que soit leur localisation sur le territoire français, les grosses unités de production d’électricité fournissent leur électricité à un réseau de transport à très haute tension interconnecté qui permet le transport de l’électricité des lieux de production vers les gros centres de consommation (grandes villes, pôles industriels…).
Le réseau de transport interconnecté s'est construit progressivement. Au tout début de l'histoire de l'électricité, une usine n’alimentait qu’un village ou une petite ville sans secours mutuel entre les régions. Quand la centrale était arrêtée, il n'y avait plus d'électricité dans la zone concernée. Rapidement l’intérêt du secours mutuel est apparu : si l’on interconnecte les deux villes entre elles, et si une des deux centrales est hors service, celle qui reste peut alimenter également l’autre ville. Le principe s’est étendu et les interconnexions ont concerné les régions, puis les états. A présent toute l’Europe est interconnectée du sud de l’Espagne jusqu’en Pologne, de la pointe de la Bretagne à la Grèce.

Le réseau de transport interconnecté permet le secours mutuel, mais également le transport de l’électricité sur de longues distances à un coût très faible en raison de la très haute tension qui réduit très fortement les pertes (selon RTE, qui est le gestionnaire français du réseau de transport de l’électricité, les pertes sur le réseau 400 000 Volts sont de 1 % de l’énergie transportée).
Le réseau de transport permet ainsi d’optimiser le parc de production d’électricité. On peut privilégier les centrales les moins polluantes et les moins chères, puisque l’on peut aller chercher plus loin de l’électricité produite par une centrale plus performante.
A présent, grâce au réseau de transport, il n’est plus indispensable d’implanter les centrales au plus près des lieux de consommation.

Le choix de l’implantation d’une nouvelle centrale appartient au producteur en fonction des disponibilités foncières à proximité de sources froides (cours d’eau ou mer) et des contraintes environnementales locales (zones protégées…). Le producteur a aussi en charge de se raccorder au réseau de transport.
Le gestionnaire du réseau de transport, RTE pour la France, a la responsabilité de vérifier que ce raccordement est compatible avec la capacité du réseau et le cas échéant de l’adapter. Cette répartition des rôles est définie par la loi.

Il est donc difficile de répondre précisément à votre question, même si la position géographique de Flamanville la prédispose à écouler au moins une partie de sa production vers la Bretagne.

Toutefois RTE a apporté des éléments de réponse plus précis sur les flux d’énergie électrique sur le réseau grand transport dans son dossier élaboré pour le débat public « Cotentin-Maine ». Il apporte certains éléments à votre question et vous pouvez obtenir ce dossier en vous adressant à la Commission Particulière du Débat Public ou en le téléchargeant directement sur Internet à l’adresse http://www.debatpublic-thtcotentin-maine.org/

Question de : LAMY François - GRANVILLE 50400 - le 06/12/2005
Pourquoi le choix du site de Flamanville, qui est excentré et nécessite de nouvelles lignes THT ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur le choix du site de Flamanville pour accueillir le réacteur EPR si le projet est confirmé à l'issue du débat public.
Suite à la décision d'engager le processus de construction d'une centrale électronucléaire tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels, en recherchant les meilleures conditions d’accueil, et le site de Flamanville est apparu comme le plus pertinent pour la tête de série EPR.

Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production en plus des 2 unités qui s'y trouvent actuellement.
La situation du site en bord de mer lui confère en outre une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les délais et les coûts. –
Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue.
Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux.

Pour toutes ces raisons, EDF a choisi le site de Flamanville pour construire sa tête de série EPR en France. Néanmoins, l'accroissement de la capacité de production du Nord Cotentin ne peut se faire sans développer le réseau de transport d'électricité. Plus précisément, les études réalisées par le RTE montrent que, pour garantir en permanence la sûreté de fonctionnement du système électrique français lors de la mise en service de Flamanville 3, il serait nécessaire de construire une nouvelle ligne électrique à 400 000 volts. Cette ligne de transport serait nécessaire principalement pour des raisons de stabilité du réseau électrique. Ce point particulier est traité dans le cadre du débat public "Cotentin -Maine". Vous trouverez tous les renseignements sur le projet et le débat public sur le site www.debatpublic-thtcotentin-maine.org.

Question de : ROUSSEL Jean-Claude - SOURDEVAL 50150 - le 12/12/2005
Pourquoi choisir Flamanville pour l'EPR?
Pourquoi ne pas construire l'EPR dans la région qui demande + d'électricité ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur l'opportunité de construire le réacteur EPR sur le site de l'actuelle centrale de Flamanville dans la Manche.

Avant tout, nous tenons à préciser que quelle que soit leur localisation sur le territoire français, les grosses unités de production d’électricité fournissent leur électricité à un réseau de transport interconnecté à très haute tension qui permet le transport de l’électricité des lieux de production vers les gros centres de consommation (grandes villes, pôles industriels…). Il n’y a donc pas de lien direct entre le lieu d’implantation d’une unité de production de grande puissance et les lieux de distribution.

Pour choisir l'implantation de la tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels à partir de critères techniques précis. C'est le site de Flamanville qui est apparu comme le plus pertinent pour la tête de série EPR.

Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production.
La situation du site en bord de mer lui confère une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les coûts.
Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue.
Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux qui se sont portés candidat à l'accueil du projet.

Pour toutes ces raisons, EDF a retenu le site de Flamanville pour envisager la construction de la tête de série EPR en France.

Néanmoins, l'accroissement de la capacité de production du nord Cotentin ne peut se faire sans développer le réseau de transport d'électricité. Plus précisément, les études réalisées par le RTE montrent que, pour garantir en permanence la sûreté de fonctionnement du système électrique français lors de la mise en service de Flamanville 3, il serait nécessaire de construire une nouvelle ligne électrique à 400 000 volts.

Cette ligne de transport serait nécessaire principalement pour des raisons de stabilité du réseau électrique.
Ce point particulier est traité dans le cadre du débat public "Cotentin -Maine". Vous trouverez tous les renseignements sur le projet et le débat public sur le site www.debatpublic-thtcotentin-maine.org.

Question de : LEMESLE Sylvain - PERRIERS EN BEAUFICEL 50150 - le 12/12/2005
pourquoi monter un EPR si loin des besoins en électricité?

Réponse de : EDF
Votre question porte l'opportunité de construire le réacteur EPR sur le site de l'actuelle centrale de Flamanville dans la Manche en fonction des lieux de consommation prioritaires.

Quelle que soit leur localisation sur le territoire français, les grosses unités de production d’électricité fournissent leur électricité à un réseau de transport à très haute tension interconnecté qui permet le transport de l’électricité des lieux de production vers les gros centres de consommation (grandes villes, pôles industriels…).

Le réseau de transport interconnecté s'est construit progressivement. Au tout début de l'histoire de l'électricité, une usine n’alimentait qu’un village ou une petite ville sans secours mutuel entre les régions. Quand la centrale était arrêtée, il n'y avait plus d'électricité dans la zone concernée. Rapidement l’intérêt du secours mutuel est apparu : si l’on interconnecte les deux villes entre elles, et si une des deux centrales est hors service, celle qui reste peut alimenter les 2 villes. Le principe s’est étendu et les interconnexions ont concerné les régions, puis les états. A présent toute l’Europe est interconnectée du sud de l’Espagne jusqu’en Pologne, de la pointe de la Bretagne à la Grèce.

Le réseau de transport interconnecté permet le secours mutuel, mais également le transport de l’électricité sur de longues distances à un coût très faible en raison de la très haute tension qui réduit très fortement les pertes (selon RTE, les pertes sur le réseau 400 000 Volts sont de 1% de l’énergie transportée).

Le réseau de transport permet ainsi d’optimiser le parc de production d’électricité. On peut privilégier les centrales les moins polluantes et les moins chères, puisque l’on peut aller chercher plus loin de l’électricité produite par une centrale plus performante. A présent, grâce au réseau de transport, il n’est plus indispensable d’implanter les centrales au plus près des lieux de consommation. Le choix de l’implantation d’une nouvelle centrale appartient au producteur en fonction des disponibilités foncières à proximité de sources froides (cours d’eau ou mer) et des contraintes environnementales locales (zones protégées…). Le producteur a aussi en charge de se raccorder au réseau de transport.
Le gestionnaire du réseau de transport, RTE pour la France, a la responsabilité de vérifier que ce raccordement est compatible avec la capacité du réseau et le cas échéant de l’adapter. Cette répartition des rôles est définie par la loi.

Pour choisir l'implantation de la tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels à partir de critères technique précis. C'est le site de Flamanville qui est apparu comme le plus pertinent. Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production. La situation du site en bord de mer lui confère une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les délais et les coûts. Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue. Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux. Pour toutes ces raisons, EDF a retenu le site de Flamanville pour envisager la construction de la tête de série EPR en France. Pour autant, la décision définitive ne sera prise qu'à l'issue du débat public qui se déroule actuellement.

Question de : JUMELAIS Joseph - ST ELLIER DU MAINE 53220 - le 12/12/2005
cette production pour EDF est-elle indispensable ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur l’opportunité de construire le réacteur EPR maintenant.

Une des caractéristiques majeures du parc électronucléaire actuel d’EDF est qu’il a, pour l’essentiel, été mis en service en seulement 10 ans, après le premier choc pétrolier de 1973. Ainsi, de 1980 à 1990, 46 des 58 unités de production nucléaire actuelles ont été raccordées au réseau d’électricité.

Ces centrales ont été conçues pour une durée minimale de fonctionnement de 40 années.

Si chacune de ces centrales s’arrêtait de fonctionner à sa date anniversaire de 40 ans, le pays enregistrerait, en l’espace de 10 ans, une baisse des trois quarts de la capacité de production nucléaire actuelle. Il devrait faire face à une insuffisance de l’offre d’électricité. Le besoin de remplacement des centrales nucléaires existantes pourrait apparaître aux alentours de 2020, quand les premières unités de production nucléaire en service actuellement auront atteint 40 ans, durée pour laquelle elles ont été conçues.

EDF mène dès aujourd’hui des actions d’ingénierie et de maintenance pour assurer une durée de vie optimale de ses installations et poursuivre l’exploitation en toute sûreté, au-delà de 40 ans, des centrales qui seront reconnues aptes. Néanmoins, on ne peut pas exclure que certaines d’entre elles ne puissent pas dépasser significativement cette échéance. Pour se prémunir de ce risque, EDF cherche à être prêt à remplacer par de nouvelles centrales nucléaires tout ou partie de la puissance qui ferait défaut à l’horizon 2020-2030. Cette garantie de savoir-faire serait apportée par la construction, maintenant, du réacteur de Flamanville 3.

La construction ou non d’une série, ainsi que le nombre d’unités seront des décisions à prendre vers 2015, pour pouvoir disposer des moyens de production opérationnels, à partir de 2020, en fonction des besoins en électricité et de la durée de vie effective des centrales actuelles. EDF actualisera sa stratégie industrielle dans le cadre défini par les pouvoirs publics au moment des choix.

Question de : CHENBAULT Pierre - GRENOBLE 38000 - le 19/12/2005
Compte-tenu du modeste taux de marche des énergies renouvelables, quels systèmes de production sont prévus en l’absence de vent : centrale à gaz, charbon, importations… ?

Réponse de : EDF
Vous faites référence au fait que les éoliennes ne fonctionnent que par intermittence.
Effectivement, la puissance électrique garantie d'une éolienne correspond à 10 à 20% de sa puissance installée. Au-delà de cette garantie, il peut être nécessaire de faire appel aux autres moyens de production, qu'ils soient thermiques, nucléaires ou hydrauliques, mais chaque kWh produit par les éoliennes permet d'économiser sur d’autres moyens de production qui utilisent en particulier les énergies fossiles de plus en plus rares et émettrices de CO2 dans l’atmosphère. C’est pourquoi la gestion d’un parc de production électrique est la combinaison de tous ces moyens de production en fonction de leurs caractéristiques et de leur disponibilité pour fournir à tout instant l’électricité la plus sûre, la plus respectueuse de l’environnement et la moins chère.

Question de : COURTAUD Michel - LA TRONCHE 38700 - le 19/12/2005
Il semble que Powéo et Gaz de France vont lancer la construction d’une centrale à gaz. RTE annonce un déficit de 1 000 méga watt par an à partir de 2008 : la construction de l’EPR n’est-elle pas la solution plutôt que d’utiliser du gaz générateur de gaz à effet de serre ?

Réponse de : EDF
Vous vous interrogez sur les impacts environnementaux des choix de certains opérateurs pour l’énergie thermique.

En effet, plusieurs aspects montrent que le choix de la production d'énergie nucléaire est meilleur que celui de la production énergie thermique pour la production de base.
Le choix de l'EPR répond à une demande croissante en électricité. En France, la consommation d’électricité augmente régulièrement depuis les années 70.
Les prévisions du Ministère de l’Economie et des Finances pour 2020 font état de la poursuite de cette augmentation y compris avec l’hypothèse d’une implication forte de l’Etat dans la recherche d’une meilleure efficacité énergétique et de maîtrise de la demande d’énergie.
C’est aux alentours de 2020 que les premières centrales de la génération actuelle atteindront 40 ans (durée de vie pour laquelle elles ont été conçues ) et pourraient progressivement être mises à l’arrêt. Sans préjuger des décisions futures, EDF souhaite être en mesure de les remplacer par de la production nucléaire.
Construire Flamanville 3 maintenant permettrait de répondre à cette attente.
La construction ou non d’une série, ainsi que le nombre d’unités seront des décisions à prendre vers 2015, pour pouvoir disposer des moyens de production opérationnels, à partir de 2020, en fonction des besoins en électricité et de la durée de vie effective des centrales actuelles.

D’autre part, les centrales nucléaires et les usines hydroélectriques en service dans le monde évitent chaque année l’émission de près de 1.2 milliards de tonnes de carbone par an, lequel est responsable du réchauffement de la planète et du dérèglement des climats.
40% du CO2 rejeté dans l’atmosphère dans le monde vient de la production d’électricité.
Certes le nucléaire ne résout pas le problème des gaz à effet de serre mais il y contribue : en France, seulement 8% des émissions proviennent de la production d’électricité.
Le kWh d’origine nucléaire ne s’accompagne que d’une infime quantité de CO2 (de 11 à 22g) à comparer aux rejets de CO2 accompagnant la production du kWh à partir de combustible fossile (supérieur à 800g pour le charbon, entre 388 et 688g pour le gaz).
Ce point est primordial dans le cadre du respect du protocole de Kyoto sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre principales sources du dérèglement climatique constaté actuellement selon les experts internationaux.

Par ailleurs, si l’électricité produite par le nucléaire devait être produite à partir du gaz, cela augmenterait la facture énergétique de la France de 20 milliards d’euros. Le coût de l’uranium ne représente que 5% du coût du kWh produit, contre 50% à 70% pour le gaz et le pétrole.

Le nucléaire est donc un moyen de base, non émetteur de gaz à effet de serre, capable de s’adapter aux besoins des clients. La gestion d’un parc de production électrique est la combinaison de tous ces moyens de production en fonction de leurs caractéristiques et de leur disponibilité pour fournir à tout instant l’électricité la plus sûre, la plus respectueuse de l’environnement et la moins chère.

Question de : RENAULT Damien - ANGERS 49000 - le 19/12/2005
ASPECTS ECONOMIQUES - Pourquoi un réacteur nucléaire de plus ? La France exporte 15% de son électricité. Elle a trop d’électricité en base et pas assez en pointe. EDF est endettée à hauteur de 35 à 41 milliards d’euros + le démantèlement + les déchets + la soulte des retraites + l’EPR ? Le but n’est-il pas uniquement industriel, permettre à Areva de faire du commerce avec les chinois ?

Réponse de : EDF
Votre question aborde plusieurs sujets :
- pourquoi la construction d'un réacteur tête de série EPR,
- quel est le lien avec les exportations d'électricité en France
- et les questions sur les coûts de l'EPR, et les engagements de long terme d'EDF.

L'implantation dès aujourd'hui d'une centrale électronucléaire de type EPR permettra à EDF d'être prêt lorsqu'il devra renouveler de son parc de production actuel.
En effet, une des caractéristiques majeures du parc électronucléaire actuel d’EDF est qu’il a, pour l’essentiel, été mis en service en seulement 10 ans, après le premier choc pétrolier de 1973. Ainsi, de 1980 à 1990, 46 des 58 unités de production nucléaire actuelles ont été raccordées au réseau d’électricité. Ces centrales ont été conçues pour une durée minimale de fonctionnement de 40 années. Si chacune de ces centrales s’arrêtait de fonctionner à sa date anniversaire de 40 ans, le pays enregistrerait, en l’espace de 10 ans, une baisse des trois quarts de la capacité de production nucléaire actuelle. Il devrait faire face à une insuffisance de l’offre d’électricité.
Le besoin de remplacement des centrales nucléaires existantes pourrait apparaître aux alentours de 2020, quand les premières unités de production nucléaire en service actuellement auront atteint 40 ans, durée pour laquelle elles ont été conçues. EDF mène dès aujourd’hui des actions d’ingénierie et de maintenance pour assurer une durée de vie optimale de ses installations et poursuivre l’exploitation en toute sûreté, au-delà de 40 ans, des centrales qui seront reconnues aptes. Néanmoins, on ne peut pas exclure que certaines d’entre elles ne puissent pas dépasser significativement cette échéance. Pour se prémunir de ce risque, EDF cherche à être prêt à remplacer par de nouvelles centrales nucléaires tout ou partie de la puissance qui ferait défaut à l’horizon 2020-2030. Cette garantie de savoir-faire serait apportée par la construction, maintenant, du réacteur de Flamanville 3. La construction ou non d’une série, ainsi que le nombre d’unités seront des décisions à prendre vers 2015, pour pouvoir disposer des moyens de production opérationnels, à partir de 2020, en fonction des besoins en électricité et de la durée de vie effective des centrales actuelles. EDF actualisera sa stratégie industrielle dans le cadre défini par les pouvoirs publics au moment des choix.

EPR ne répond donc pas à un besoin d'exportations mais bien à la question du renouvellement des moyens de production en France. Pour information, le solde des échanges d'électricité en 2004 représentait 11% de la production électrique en France. Ces échanges reposent pour une grande part sur des contrats que les électriciens européens ont signés avec EDF dans les années 80, et qui prévoient des droits et des obligations mutuelles dont le but est d'éviter toute rupture d'approvisionnement sur les territoires nationaux. Ils nous offrent donc également la possibilité de faire appel à des importations lorsque le système électrique français est en situation tendue. Entre 2003 et 2004, les importations d'électricité en France ont augmenté de 20% ; les importations d'électricité en France ont augmenté de 20% et nous avons importé 30 TWh et exporté 90 TWh ; ceci marque bien la fin des surcapacités.
Concernant les coûts relatifs à l'EPR, EDF est parfaitement en mesure d’autofinancer la tête de série EPR dont le coût complet est estimé à 3 milliards d'euros. Lissés sur 6 ans, l’investissement nécessaire à la tête de série EPR représente 500 Millions d’euros par an, soit 6% seulement de la capacité d’autofinancement d’EDF. Il faut rapprocher ce chiffre de ce que dépense EDF pour la maintenance de son parc de production nucléaire : 2 milliards d’euros par an. Ce sont des dépenses que tout exploitant qui dispose d’un parc de production se doit de réaliser afin d’entretenir son outil industriel.

EDF provisionne dès la mise en service des moyens de production le financement des opérations liées au traitement et au stockage des déchets, ainsi que celles pour la déconstruction des centrales en fin de vie. Le montant des provisions pour fin du cycle nucléaire s’élevait au 31 décembre 2004 à 13,4 milliards d’euros dans les comptes consolidés du groupe. Ces provisions comprennent le retraitement des combustibles usés ainsi que le stockage des déchets correspondants. Les provisions pour la déconstruction des installations figurent également dans les comptes consolidés du Groupe ; elles s’élevaient, au 31 décembre 2004, à 9,6 milliards d’euros pour l’ensemble du parc nucléaire français. Ces provisions incluent toutes les opérations et l’ingénierie associée, ainsi que le traitement et le stockage des déchets générés par les opérations. Par ailleurs, le Conseil d’Administration d’EDF SA s’est réuni le 5 septembre dernier sous la Présidence de Pierre Gadonneix et les comptes semestriels consolidés du Groupe ont été arrêtés. Au 1er semestre 2005, le Groupe EDF poursuit l’amélioration de ses performances financières. Le résultat net augmente de 24 % par rapport au 1er semestre 2004 et la dette financière nette enregistre une nouvelle baisse d’environ 600 millions d’euros. L’endettement financier net a été ramené à 19,1 Mds€. Enfin, la croissance des capitaux disponibles pour investir (cash flow opérationel) contribue fortement à la réduction de la dette.

Question de : TRAHAY Maïté - MONTIGNE LE BRILLANT 53970 - le 29/12/2005
EPR ET CHOIX DU SITE : Pourquoi construire l’EPR à Flamanville alors que l’électricité produite est destinée essentiellement à Rennes et au Mans ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur le choix du site de Flamanville pour la construction du réacteur tête de série EPR.

Le système électrique français actuel est basé sur la mutualisation des moyens de production, ce qui garantit à chacun, quelle que soit sa localisation, l’approvisionnement en électricité à tout moment. Le législateur a confié à RTE la mission de service public qui consiste à veiller à l’équilibre entre l’offre d’électricité et la demande à tout moment sur le territoire. Par conséquent, la construction d’un réacteur EPR sur le site de Flamanville dans la Manche n’est absolument pas liée à de Rennes ou du Mans.

Suite à la décision d'engager le processus de construction d'une centrale électronucléaire tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels, en recherchant les meilleures conditions d’accueil, et le site de Flamanville est apparu comme le plus pertinent pour la tête de série EPR.
- Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production en plus des 2 unités qui s'y trouvent actuellement.
- La situation du site en bord de mer lui confère en outre une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les délais et les coûts.
- Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue.
- Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux.
Pour toutes ces raisons, EDF a choisi le site de Flamanville pour construire sa tête de série EPR en France.

Néanmoins, l'accroissement de la capacité de production du Nord Cotentin ne peut se faire sans développer le réseau de transport d'électricité. Plus précisément, les études réalisées par le RTE montrent que, pour garantir en permanence la sûreté de fonctionnement du système électrique français lors de la mise en service de Flamanville 3, il serait nécessaire de construire une nouvelle ligne électrique à 400 000 volts. Cette ligne de transport serait nécessaire principalement pour des raisons de stabilité du réseau électrique. Ce point particulier est traité dans le cadre du débat public "Cotentin -Maine".
Vous trouverez tous les renseignements sur le projet et le débat public sur le site www.debatpublic-thtcotentin-maine.org.

Question de : GAULTIER Stéphane - MERAL 53230 - le 29/12/2005
CHOIX DU SITE EPR : Pourquoi cette concentration du nucléaire sur le département de la Manche (rôle du Conseil général) ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur le choix du site de Flamanville pour implanter le réacteur EPR tête de série.

Le système électrique français actuel est basé sur la mutualisation des moyens de production, ce qui garantit à chacun, quelle que soit sa localisation, l’approvisionnement en électricité à tout moment. Le législateur a confié à RTE la mission de service public qui consiste à veiller à l’équilibre entre l’offre d’électricité et la demande à tout moment sur le territoire.

Suite à la décision d'engager le processus de construction d'une centrale électronucléaire tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels, en recherchant les meilleures conditions d’accueil, et le site de Flamanville est apparu comme le plus pertinent pour la tête de série EPR.
- Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production en plus des 2 unités qui s'y trouvent actuellement.
- La situation du site en bord de mer lui confère en outre une capacité importante de refroidissement et évite la construction d’une tour de refroidissement, ce qui réduit sensiblement les délais et les coûts.
- Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue.
- Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux.

Pour toutes ces raisons, EDF a choisi le site de Flamanville pour construire sa tête de série EPR en France.

Néanmoins, l'accroissement de la capacité de production du Nord Cotentin ne peut se faire sans développer le réseau de transport d'électricité. Plus précisément, les études réalisées par le RTE montrent que, pour garantir en permanence la sûreté de fonctionnement du système électrique français lors de la mise en service de Flamanville 3, il serait nécessaire de construire une nouvelle ligne électrique à 400 000 volts. Cette ligne de transport serait nécessaire principalement pour des raisons de stabilité du réseau électrique. Ce point particulier est traité dans le cadre du débat public "Cotentin -Maine".

Vous trouverez tous les renseignements sur le projet et le débat public sur le site www.debatpublic-thtcotentin-maine.org.

Question de : ROUSSEL Guillaume - LANDIVY 53190 - le 29/12/2005
EPR ET ALTERNATIVES : 800 Mds d’euros de dettes en France + chômage. Comment peut-on investir autant dans une centrale au lieu de créer une multitude d’ENR qui permettrait le développement de l’emploi et surtout de ne pas laisser à nos enfants une pollution sur des milliers d’années. L’EPR ne relève-t-il pas d’une aberration poussée par un lobbying financier digne de la mafia ?

Réponse de : EDF
Vous vous interrogez sur les coûts d'investissements de l'EPR par rapport à des investissements dans des moyens de production d’électricité renouvelable, ainsi que sur l'impact en terme d'emploi de ces différents moyens de production.
Vous posez également la question de la gestion des déchets nucléaires.

EDF considère le développement des énergies renouvelables essentiel pour l’équilibre de son portefeuille de production : il n’y a donc pas lieu d’opposer les énergies renouvelables et le nucléaire. Pour mémoire, EDF est déjà un acteur majeur en Europe dans le domaine des énergies renouvelables grâce à ses ouvrages hydrauliques.
Le projet EPR Flamanville 3 est estimé à environ 3 milliards d’euros, ce qui intègre la totalité des coûts de développement. Ramené sur 6 ans (soit 500 millions d’euros par an), l’investissement dans EPR représente seulement 6% de la capacité d’autofinancement d’EDF, ce qui permet de conserver des capacités de financement pour la recherche dans d’autres domaines comme la Maîtrise de la Demande des Energies ou le développement des énergies nouvelles renouvelables (éoliennes ou solaires par exemple). Il faut également rapprocher ce chiffre de ce que dépense EDF pour la maintenance de son parc de production nucléaire : 2 milliards d’euros par an. Ce sont des dépenses que tout exploitant qui dispose d’un parc de production se doit de réaliser afin d’entretenir son outil industriel.

Par ailleurs, le groupe EDF a prévu d’investir autant dans l'éolien que dans l'EPR d’ici 2010 : le Groupe compte développer, seul ou avec des partenaires, de l'ordre de 3300 MW de capacité éolienne supplémentaire à l'horizon 2010 dans le monde, soit environ 3 milliards d'euros d'investissements. Ces éoliennes pourront produire 7 à 8 TWh/an pendant 20 ans. Il s'agira d'investissements en France et dans d'autres pays d'Europe, ainsi qu'aux USA.

En ce qui concerne les emplois liés à la production d’électricité, la construction des éoliennes crée des emplois qui sont aujourd’hui plutôt localisés à l’étranger. Le nombre d’emplois par contre est faible sur la durée de l’exploitation.
La filière nucléaire dans son ensemble représente plus de 100 000 emplois en France et des compétences rares exportables dans le monde. Le chantier de l’EPR à Flamanville emploierait 2000 salariés et les 300 emplois permanents liés à l'exploitation constitueraient pour le Cotentin un enjeu économique important. EDF s'engage à garantir une implication des acteurs locaux dans la réalisation des travaux, en travaillant en liaison étroite avec les Chambres de Commerce et d'Industrie et l'ANPE. Les besoins nouveaux qui vont naître de l'apport de population, la consommation locale des salaires distribués et les impôts versés aux collectivités soutiendront durablement l'activité et généreront des emplois induits.

Concernant la gestion des déchets radioactifs, en tant qu'industriel EDF est responsable légalement et financièrement des déchets qu'il produit. Tous les déchets ont aujourd'hui, dans l'attente de solution définitive, une solution de gestion, sûre, validée et contrôlée par l’Autorité de Sûreté.
Cette gestion des déchets nucléaires mise en place pour les réacteurs actuels sera reconduite pour l'EPR :
- les déchets de faible et moyenne activité (90 % des déchets nucléaires) sont conditionnés et stockés sur des sites de l'ANDRA (Agence Nationale pour la gestion des Déchets RAdioactifs).
- le combustible usé qui contient des déchets de haute activité à vie longue (10 % des déchets nucléaires) est retraité. Cette solution permet de séparer les matières valorisables contenues dans les combustibles usés (plutonium et uranium) et de les recycler comme combustible dans les réacteurs actuels. Les matières non valorisables sont quant à elles conditionnées et entreposées en toute sûreté dans des matrices de verre inerte, stable sur plus de 100 000 ans d’après les résultats des recherches effectuées sous la responsabilité de l’ANDRA.
La production d'électricité d'origine nucléaire nécessite chaque année la combustion de 1150 tonnes de combustible (1050 tonnes d'UO2 et 100 tonnes de MOX). La COGEMA traite et recycle chaque année 850 tonnes de combustible usé d'EDF (soit 80 % du combustible UO2 usé). Ce recyclage permet de récupérer 95 % de matières valorisables qui serviront à produire du combustible pour les réacteurs actuels (combustible MOX) ou futurs (réacteurs dits de génération 4).

La totalité des déchets produits non évacuables dans les stockages actuels de l'ANDRA est prise en compte dans l'inventaire de l'ANDRA dans le cadre de la loi de 1991 concernant les déchets de haute activité à vie longue. Dans le cadre de la préparation de la loi fixant les orientations retenues pour la gestion de ces déchets, qui sera soumise au Parlement en 2006, un débat public est en cours jusqu'en janvier 2006 (pour plus d'informations, le site www.debatpublic-dechets-radioactifs.org est à votre disposition).

Question de : FRETIGNE Marie-André - AGNEAUX 50180 - le 12/01/2006
Des études ont-elles été réalisées afin de trouver une autre solution que l'EPR et en quoi l'EPR est la seule hypothèse pouvant répondre aux besoins ?

Réponse de : EDF
Une des caractéristiques majeures du parc électronucléaire actuel d’EDF est qu’il a, pour l’essentiel, été mis en service en seulement 10 ans, après le premier choc pétrolier de 1973. Ainsi, de 1980 à 1990, 46 des 58 unités de production nucléaire actuelles ont été raccordées au réseau d’électricité.

Ces centrales ont été conçues pour une durée minimale de fonctionnement de 40 années. Si chacune de ces centrales s’arrête de fonctionner à sa date anniversaire de 40 ans, le pays enregistrera, en l’espace de 10 ans, une baisse des trois quarts de la capacité de production nucléaire actuelle. Face à ce constat, la stratégie d’EDF comporte trois axes.

Le groupe EDF, déjà premier producteur européen d’énergies renouvelables grâce à ses barrages hydroélectriques (15 % de la production nationale d’électricité), veut s'appuyer sur les énergies renouvelables. EDF compte ainsi développer 3300 MW de capacité éolienne supplémentaire dans le monde (soit un investissement de 3 milliards d’euros équivalent à celui consenti pour construire l’EPR s'il est confirmé). EDF investit également dans le solaire et a engagé un programme de recherche pour le développement d’hydroliennes (utilisant les courants marins pour produire de l’électricité). Mais ces formes d’énergie renouvelables ne permettant de produire de l’électricité que par intermittence, elles ne pourront constituer qu’une partie du bouquet électrique du futur. En effet, notre volonté de fournir de l'électricité à tout moment sur tout le territoire impose que des moyens de production puissent délivrer du courant même quand les panneaux solaires, les éoliennes et les autres énergies renouvelables ne produisent pas. Ces moyens de production sont principalement les centrales thermiques à combustible fossile (pétrole, charbon ou gaz) ainsi que les centrales nucléaires.

Mais, EDF cherche ensuite à limiter autant que possible la production d’électricité à partir de combustibles fossile. En effet, leur raréfaction, leur coût croissant et leur impact sur le climat via les gaz à effet de serre que leur combustion dégage rend leur utilisation très incertaine, coûteuse et nocive pour l’environnement.

EDF mène donc dès aujourd’hui des actions d’ingénierie et de maintenance pour assurer une durée de vie optimale de ses installations nucléaires actuelles et poursuivre l’exploitation en toute sûreté, au-delà de 40 ans, des centrales qui seront reconnues aptes. Néanmoins, on ne peut pas exclure que certaines d’entre elles ne puissent pas dépasser significativement cette échéance. Pour se prémunir de ce risque, EDF cherche à être prêt à remplacer par de nouvelles centrales nucléaires tout ou partie de la puissance qui ferait défaut à l’horizon 2020-2030. Cette garantie de savoir-faire serait apportée par la construction, maintenant, du réacteur de Flamanville 3.

Ainsi, le projet Flamanville 3 a pour objectif de mettre EDF en mesure de construire de nouvelles centrales pour répondre à l’arrêt massif des centrales actuelles après 2020. C’est en 2015, date à laquelle la construction ou non d’une série, ainsi que le nombre d’unités seront des décisions à prendre, que les alternatives comme la maîtrise de l’énergie ou l’utilisation de certaines énergies renouvelables pourront influer sur le projet industriel d’EDF.

Question de : TENDRON Henri - TREILLIERES 44119 - le 19/01/2006
Est-ce bien une nouvelle usine, si oui ? pourquoi la faire dans dans un coin extérieur ? Pourquoi pas en Sologne ou au centre de la France moralité : qui en veut ?
Pourquoi pas des panneaux solaires ?

Réponse de : EDF
Vous posez la question du choix du site de Flamanville pour installer le réacteur tête de série EPR en fonction des lieux de consommation. Vous vous interrogez également sur l’opportunité de choisir la production d’électricité nucléaire plutôt que les énergies renouvelables telle que l’énergie solaire.

Concernant la première partie de votre question, nous pouvons vous rappeler les principes de la production d’électricité sur un réseau de transport interconnecté tel que celui que nous avons en France. Quelle que soit leur localisation sur le territoire français, les grosses unités de production d’électricité fournissent leur électricité à un réseau de transport à très haute tension interconnecté qui permet le transport de l’électricité des lieux de production vers les gros centres de consommation (grandes villes, pôles industriels…).
Le réseau de transport interconnecté s'est construit progressivement. Au tout début de l'histoire de l'électricité, une usine n’alimentait qu’un village ou une petite ville sans secours mutuel entre les régions. Quand la centrale était arrêtée, il n'y avait plus d'électricité dans la zone concernée. Rapidement l’intérêt du secours mutuel est apparu : si l’on interconnecte les deux villes entre elles, et si une des deux centrales est hors service, celle qui reste peut alimenter les deux villes. Le principe s’est étendu et les interconnexions ont concerné les régions, puis les états. A présent toute l’Europe est interconnectée du sud de l’Espagne jusqu’en Pologne, de la pointe de la Bretagne à la Grèce.

Le réseau de transport interconnecté permet le secours mutuel, mais également le transport de l’électricité sur de longues distances à un coût très faible en raison de la très haute tension qui réduit très fortement les pertes (selon RTE, le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité français, les pertes sur le réseau 400 000Volts sont de 1% de l’énergie transportée).

Le réseau de transport permet ainsi d’optimiser le parc production d’électricité. On peut privilégier les centrales les moins polluantes et les moins chères, puisque l’on peut aller chercher plus loin de l’électricité produite par une centrale plus performante.
A présent, grâce au réseau de transport, il n’est plus indispensable d’implanter les centrales au plus près des lieux de consommation. Le choix de l’implantation d’une nouvelle centrale appartient au producteur en fonction des disponibilités foncières à proximité de sources froides (cours d’eau ou mer) et des contraintes environnementales locales (zones protégées…). Le producteur a aussi la charge de se raccorder au réseau de transport.

Le gestionnaire du réseau de transport, RTE pour la France, a la responsabilité de vérifier que ce raccordement est compatible avec la capacité du réseau et le cas échéant de l’adapter. Cette répartition des rôles est définie par la loi.


Pour choisir l'implantation de la tête de série EPR, EDF a examiné ses 19 sites de production électronucléaire actuels à partir de critères techniques précis.
C'est le site de Flamanville qui est apparu comme le plus pertinent pour la tête de série EPR. Il dispose en effet de la capacité foncière nécessaire et de pré-aménagements pour de nouvelles unités de production. La situation du site en bord de mer lui confère une capacité importante de refroidissement. Par ailleurs, les industries qui travaillent pour le nucléaire sont très bien implantées dans la région de Flamanville où l’activité de COGEMA (usines de La Hague) et de la DCN (Direction des Constructions Navales) reste très soutenue.
Enfin, le projet de Flamanville 3 a fait l’objet d’un consensus fort et d’une large mobilisation des élus et des acteurs économiques locaux. Pour toutes ces raisons, EDF a retenu le site de Flamanville pour envisager la construction de la tête de série EPR en France. Pour autant, la décision définitive ne sera prise qu'à l'issue du débat public qui se déroule actuellement.


Concernant la deuxième partie de votre question, le groupe EDF, déjà premier producteur européen d’énergies renouvelables grâce à ses barrages hydroélectriques (15 % de la production nationale d’électricité) veut intégrer au maximum les énergies renouvelables dans son bouquet énergétique.
Ainsi, le Groupe EDF compte développer 3300 MW de capacité éolienne supplémentaire dans le monde (soit un investissement de 3 milliards d’euros équivalent à celui consenti pour construire l’EPR) à l’horizon 2010.

Dans le domaine du solaire, EDF via sa filiale Tenesol a déjà produit 25 MW c (soit une surface de 250 000 m2) de panneaux solaires en 2004 et construit une nouvelle usine de fabrication à Toulouse. Celle-ci pourra produire des panneaux générant au total 15 MW, soit 150 000 m2 de panneaux solaires par an. A la Réunion, en Guadeloupe et en Martinique, des panneaux solaires sont installés pour une puissance d’environ 5 MW chaque année.

Mais ces formes d’énergies renouvelables ne permettant de produire de l’électricité que par intermittence, elles ne pourront constituer qu’une partie du bouquet électrique du futur. En effet, notre volonté de garantir en tous lieux une fourniture d'électricité permanente impose que des moyens de production puissent délivrer du courant même quand les panneaux solaires, les éoliennes et les autres énergies renouvelables ne produisent pas faute de soleil, de vent...

C'est pourquoi EDF souhaite se préparer dès maintenant à renouveler les centrales nucléaires actuelles en parallèle du développement des énergies renouvelables.

Question de : pouyfaucon robert - Cantenac 33460 - le 21/01/2006
Dans votre réponse du 18 janvier dernier, vous indiquez que le rendement attendu de Flamanville 3 est de 37%.
Ce qui confirme que l'activité principale d'EDF est de chauffer les poissons et les nuages.
A cela, il convient d'ajouter les pertes en ligne dues au fait que les plus gros consommateurs sont éloignés des producteurs. Le rendement de l'ensemble est encore amoindri par l'interconnexion des centrales en raison de l'énergie réactive due à l'imperfection de synchronisation des alternateurs.
Vous prétendez que l'énergie résiduelle (63% de l'énergie produite) est dissipée à 35°C.
Cette température n'est pas celle de l'eau à la sortie de la turbine car, dès 100°C, elle n'a plus de force motrice.
Il s'agit probablement de la température relevée au secondaire de l'échangeur de sortie, donc après une forte dilution calculée pour, précisément, atteindre cette valeur.

Vous avouez qu'aucune centrale française n'a été conçue pour valoriser l'eau de refroidissement. Pourquoi?

Il y a des solutions aux contraintes techniques et les centrales comprennent au moins deux tranches qui ne sont jamais arrêtées en même temps. Et même les arrêts peuvent être gérés par le système EJP appliqué au chauffage.
Quant au prix du foncier, il est peu de choses en regard du coût de la centrale.

Mais vous avez certainement dû, en industriel avisé, étudier cette hypothèse avant d'édifier les précédentes centrales. Vous pouvez donc publier les chiffres qui démontrent que ma suggestion n'est pas viable.

Je serais ravi d'en avoir la primeur.

Cordialement.

Robert POUYFAUCON

Réponse de : EDF
Votre question comporte plusieurs aspects: le rendement de l'installation, les valeurs des températures des eaux de refroidissement, leur valorisation et en dernier lieu les possibilités de valorisation en utilisant de la cogénération.

Le rendement
Le rendement attendu de 37% est remarquable pour ce type d'installation. Les meilleures centrales nucléaires REP actuelles ont des rendements inférieurs. Le rendement d'une installation thermodynamique fonctionnant selon le cycle de Carnot (globalement toutes les machines à vapeur) est fonction de deux paramètres, la température de la source froide (l'eau de mer) et celle de la source chaude (l'eau du circuit du réacteur pour les centrales nucléaires). Plus ces températures sont éloignées, meilleur est le rendement. A titre indicatif, les meilleurs rendements des installations produisant de l'électricité à partir de chaleur sont les centrales à cycle combiné fonctionnant au gaz ou au fioul, on obtient des rendements proches de 60%, mais la température de la source chaude atteint 1000°C. La température de la source chaude des réacteurs actuels atteint 330 °C, valeur limite au delà de laquelle on rencontrerait des phénomènes de corrosion incompatibles avec l'exploitation industrielle des réacteurs.
Cette gamme de rendement, de l'ordre de 1/3 est très courante pour les machines tirant leur énergie de la chaleur. Par exemple, le rendement des automobiles est de cet ordre.

La température des eaux de refroidissement
Nous vous confirmons que la température des eaux de rejet (eau de mer réchauffée utilisée pour le refroidissement) est bien aux alentours de 35°C, cette valeur varie légèrement selon la puissance produite et la température de la mer. On estime que le réchauffement moyen, est d'environ 12°C (différence de température entre la prise d'eau et le rejet). Cette température correspond à celle qui règne dans la partie inférieure du condenseur. Elle est aussi basse grâce au vide poussé qui règne dans le condenseur (pression de l'ordre de 50 millibars absolus soit un vingtième de la pression atmosphérique). L'intérêt de faire le vide dans le condenseur est de pouvoir récupérer le maximum d'énergie possible de la vapeur en se mettant à des températures de saturation les plus proches possibles de celles de la source froide (en abaissant la pression dans le condenseur à 50mb, la température d'ébullition de l'eau est aux alentours de 35°C) .
Il n'y a donc aucune dilution des eaux de refroidissement, mais une recherche permanente de la meilleure efficacité énergétique.

La valorisation des eaux de refroidissement
La température des eaux de refroidissement est trop basse pour le chauffage urbain.
L’eau de mer réchauffée peut cependant être utilisée pour d’autres usages tels que la pisciculture, en particulier l'élevage de bars (à Gravelines dans le Nord de la France), ou le chauffage de serres (à Chinon en Indre et Loire). EDF est ouverte à de tels projets et réfléchit à d’autres applications en liaison avec des entrepreneurs locaux.

La cogénération
La production de chaleur à plus haute température combinée avec la production d’électricité est envisageable pour les centrales nucléaires. Le Canada, le Japon, la Suisse et plusieurs pays de l’Europe de l’Est le font ou l’on fait en toute sûreté, cependant cela reste l’exception puisque moins de 1% de la chaleur produite par les centrales nucléaires est employée pour le chauffage urbain ou pour la fourniture industrielle de chaleur.

La production de chaleur à haute température se fait en prélevant de la vapeur à différents étages de la turbine, donc au détriment de la production d’électricité.
Cette vapeur est utilisée dans un échangeur de chaleur pour produire soit de la vapeur soit de l’eau chaude dans un circuit indépendant qui dessert les utilisateurs. Cette disposition, qui est commune à toutes les centrales de cogénération, permet d’avoir des réseaux « fournisseurs » et « clients » complètement indépendants.
On peut ainsi obtenir de la vapeur à haute pression pour les usages industriels (de 10 à 70 bars avec des températures jusqu’à 250°C) ou pour le chauffage urbain (quelques bars et des températures de 100 à 150°C).
Si théoriquement, il est simple d’envisager cette production combinée, la mise en œuvre pratique pose des problèmes techniques et limite les utilisations potentielles car la chaleur se transporte très mal, quelques kilomètres au maximum, et impose donc d’avoir les centres de consommation à proximité immédiate de la production. De plus les clients exigent la continuité de fourniture, ce qui impose d’avoir plusieurs unités capables de produire de la chaleur, pouvant chacune prendre le relais en cas d’arrêt d’une autre d’entre elles.

Pour ce qui concerne le chauffage urbain, les infrastructures de distribution de la chaleur sont très importantes et très coûteuses (réseaux de tuyauteries de gros diamètre, échangeurs). De plus, l’aspect saisonnier de la fourniture ne rend cette option intéressante que dans les pays aux hivers très froids et très longs. Enfin, les centrales nucléaires françaises étant situées loin des centres de consommation, les applications au chauffage urbain semblent très limitées.

Pour la fourniture de chaleur industrielle, les applications semblent plus prometteuses, mais il faut que les industriels viennent s’installer à proximité des centrales nucléaires, ou inversement. EDF a étudié plusieurs projets de ce type en association avec des industriels. La faisabilité technique a été établie, mais aucun de ces projets ne s’est concrétisé, malgré l’intérêt et l’implication d’EDF. Les industries susceptibles d’être intéressées par cette association doivent être grosses consommatrices de chaleur, par exemple des papetiers.

Dans le monde l’application la plus intéressante de cogénération avec une centrale nucléaire est le dessalement d’eau de mer. Le Japon et le Kazakstan ont des installations qui ont prouvé leur efficacité et leur rentabilité.

Question de : benoit jean-christophe - rennes 35700 - le 23/01/2006
Alternative au nucléaire : la pile à combustible à hydrogène.
Je souhaiterais savoir pourquoi EDF ne parle pas du développement des piles à combustibles à hydrogène. C'est une alternative des plus crédible pour sortir du nucléaire qui nous complique la vie plus qu'il nous l'améliore (de mon point de vue)
Cette solution offre de nombreux avantages : ressource non épuisable, indépendance énergétique, proximité des lieux de consommation, pas de pollution ni de déchets, pas besoin de lignes THT, bon rendement, possibilité d'obtention de l'hydrogène à partir de l'éolien et du solaire. Puissance disponible 100 à 200 MW. En cas de panne, un fonctionnement partiel ou réduit est encore possible. De plus, l'hydrogène est un stockeur d'énergie répondant à beaucoup de nos besoins énergétiques ( électricité, chaleur, transports(moteur)).
Inconvénient : l'hydrogène est explosif
Mais d'ici 2020, on aurait le temps d'industrialiser et fiabiliser cette technologie. D'autres pays s'y sont mis (USA, Allemagne), EDF ne devrait pas rater cette opportunité plutôt que de miser sur beaucoup de nucléaire et un peu d'éolien.

Réponse de : EDF
Tout comme d’autres pays, la France travaille sur la production d’hydrogène et y consacre des budgets importants essentiellement via le Commissariat à l’Energie Atomique (CEA).

L’hydrogène n’est pas directement disponible dans la nature. Il a cependant l’avantage de pouvoir être produit à partir des trois grandes sources que sont les énergies fossiles, nucléaire et renouvelables.
Mais pour être économiquement et écologiquement viable, la production d’hydrogène doit répondre à trois critères :
• la compétitivité : les coûts de production ne doivent pas être trop élevés ;
• le rendement énergétique : la production d’hydrogène ne doit pas nécessiter trop d’énergie ;
• la propreté : le processus de fabrication doit être non polluant sous peine d’annuler l’un des principaux atouts de l’hydrogène.
Plusieurs méthodes sont aujourd’hui opérationnelles, mais aucune ne répond pour l’instant parfaitement à ces trois critères. Les coûts de production restent notamment très élevés, ce qui est un obstacle pour des utilisations massives. De nouvelles voies prometteuses sont en cours d’élaboration.
Parmi les procédés envisageables, deux sont actuellement à l’étude : l’électrolyse et la dissociation de la molécule d’eau par cycles thermochimiques.
L’électrolyse permet de décomposer chimiquement l’eau en oxygène et hydrogène sous l’action d’un courant électrique.
L’autre procédé de décomposition de la molécule d’eau par cycles thermochimiques permet d’opérer la dissociation de la molécule à des températures de l’ordre de 800° à 1 000 °C. De telles températures pourraient être obtenues par le biais de réacteurs nucléaires à haute température de nouvelle génération, actuellement à l’étude.
Ainsi, un des 6 projets retenus par le « forum génération 4 » (pour la mise au point des réacteurs nucléaires du futur) est un réacteur à gaz (hélium) à très haute température (900 à 1500 °C). La mise en exploitation pour une utilisation industrielle de tels réacteurs n’est pas attendue avant 2040/2045.

Question de : MEKNI NasrEddine - beja 9000 - le 07/02/2006
je voudrais bien savoir les perspectives française en ce qui concerne la construction des nouvelles centrales nucléaires à l'horizon de 2020 ?

Réponse de : EDF
Votre question porte sur le renouvellement futur des centrales nucléaires.

Aujourd’hui, seule la construction d’un réacteur de type EPR sur le site de Flamanville, est en projet. Celui-ci est annoncé comme une tête de série, c’est à dire précurseur de ce que pourraient être les réacteurs futurs pour remplacer le parc de production actuel. Ce projet de réacteur Flamanville 3fait l’objet d’un débat public actuellement,.

La construction dès aujourd'hui d'une centrale électronucléaire de type EPR permettrait à EDF d'être prêt lorsqu'il devra renouveler de son parc de production actuel. En effet, une des caractéristiques majeures du parc électronucléaire actuel d’EDF est qu’il a, pour l’essentiel, été mis en service en seulement 10 ans, après le premier choc pétrolier de 1973. Ainsi, de 1980 à 1990, 46 des 58 unités de production nucléaire actuelles ont été raccordées au réseau d’électricité. Ces centrales ont été conçues pour une durée minimale de fonctionnement de 40 années. Si chacune de ces centrales s’arrêtait de fonctionner à sa date anniversaire de 40 ans, le pays enregistrerait, en l’espace de 10 ans, une baisse des trois quarts de la capacité de production nucléaire actuelle. Il devrait faire face à une insuffisance de l’offre d’électricité. Le besoin de remplacement des centrales nucléaires existantes pourrait apparaître aux alentours de 2020, quand les premières unités de production nucléaire en service actuellement auront atteint 40 ans, durée pour laquelle elles ont été conçues.

EDF mène dès aujourd’hui des actions d’ingénierie et de maintenance pour assurer une durée de vie optimale de ses installations et poursuivre l’exploitation en toute sûreté, au-delà de 40 ans, des centrales qui seront reconnues aptes. Néanmoins, on ne peut pas exclure que certaines d’entre elles ne puissent pas dépasser significativement cette échéance.
Pour se prémunir de ce risque, EDF cherche à être prêt à remplacer par de nouvelles centrales nucléaires tout ou partie de la puissance qui ferait défaut à l’horizon 2020-2030. Cette garantie de savoir-faire serait apportée par la construction, maintenant, du réacteur de Flamanville 3.

La construction ou non d’une série, ainsi que le nombre d’unités seront des décisions à prendre vers 2015, pour pouvoir disposer des moyens de production opérationnels, à partir de 2020, en fonction des besoins en électricité et de la durée de vie effective des centrales actuelles et de la place que prendrons les ENR à cet horizon.
EDF actualisera sa stratégie industrielle dans le cadre défini par les pouvoirs publics au moment des choix. En effet, il est à ce jour trop tôt pour donner des perspectives précises du rythme de construction des nouvelles centrales à l’horizon 2020.