Intérêt initial de l'EPR

La fin des années 1980 marque le début de difficultés pour l'industrie nucléaire : le contre-choc pétrolier et la catastrophe de Tchernobyl entraînent le ralentissement voire l'abandon des programmes nucléaires dans la plupart des pays occidentaux. L'aboutissement du programme de construction des 58 réacteurs nucléaires français et des réacteurs nucléaires allemands entraîne également un excédent de production électrique, limitant la nécessité de mise en chantier de nouveaux réacteurs. Enfin le ralentissement de l'activité de construction de nouvelles centrales nucléaires fait peser un risque de perte d'emplois important et donc de nombreuses compétences de l'ensemble de la filière nucléaire. L'industrie nucléaire se tourne alors vers l'exportation, un marché où la rude compétition internationale invite à la consolidation des principaux acteurs nucléaires européens, et à la création d'un réacteur commun franco-allemand^[2],[3].

Rapprochement franco-allemand et naissance de l'EPR

Dans ce contexte, le français Framatome et l'allemand KWU (future filiale de Siemens) se rapprochent début 1986. L'objectif est de développer et commercialiser une technologie unique de réacteur nucléaire à eau pressurisée, d'abord pour les besoins des deux pays, puis pour l'ensemble des producteurs mondiaux d'électricité nucléaire. La même année, EDF présente une première esquisse de son réacteur du futur, le REP 2000 (pour « réacteur à eau pressurisée de l’an 2000 »), pour remplacer ceux en fonctionnement à l’horizon 2000-2015^[4]. Si ses caractéristiques sont encore à préciser, EDF l’imagine « évolutionnaire » et non « révolutionnaire ». Il s’agit d’optimiser et d’améliorer les paliers précédents par des progrès dans la sûreté, la puissance du réacteur, les coûts de production ainsi que l’utilisation de l'uranium^[5].

Le 13 avril 1989, un accord de coopération entre Framatome et Siemens est signé et voit la création d'une compagnie commune, Nuclear Power International (NPI). Cette dernière a pour but la conception d'un « Produit Commun » correspondant à l'îlot nucléaire^{[alpha 1],[2], [6]}. Ce rapprochement est soutenu par les deux États, qui associent les autorités de sûreté française et allemande dans une instance commune, la DFD (Deutsch-Französischer Direktionausschuss)^[2],[7].

De 1989 à 1992, les programmes nucléaires franco-allemands ne sont pas unifiés : Framatome poursuit le programme REP2000, commandé par EDF en développant les réacteurs N4⁺ (successeurs des réacteurs du dernier palier N4), et Siemens-KWU le programme Planungsauftrag, commandé par les électriciens allemands en développant les réacteurs Konvoi B (successeurs des réacteurs Konvoi). En 1989, EDF, neuf producteurs d'électricité allemands et NPI amorcent un rapprochement des trois programmes (Produit Commun, REP2000 et Planungsauftrag), finalement concrétisé le 14 janvier 1992 par la naissance d'un projet unique : l'EPR, ou European Pressurized Water Reactor^[2].

Après la « déclaration commune » des autorités de sûreté française et allemande en 1993, puis d'un « avis favorable » sur les grands concepts de sûreté de l'EPR, EDF et les énergéticiens allemands commandent à NPI en 1995 des études de « Basic Design, » qui s'achèvent en juin 1997 après plus d'un million d'heures d'ingénierie. L’avant-projet détaillé est proposé en octobre 1997 aux autorités de sûreté, ouvrant la voie aux études de réalisation plus détaillées^[2],[3],[7]. Il n'est à ce stade pas décidé d'un lieu pour la construction d'un réacteur « tête de série^{[alpha 2]} ».

Instabilités politiques et industrielles

La fin des années 1990 est marquée par un changement de majorité politique des deux pays, marquée par l'arrivée au pouvoir du premier gouvernement Jospin en juin 1997 et de la coalition SDP/Les Verts du gouvernement Schröder en Allemagne en octobre 1998. Le premier est très réticent au développement du nucléaire en France et le deuxième fermement opposé au nucléaire en Allemagne, opposition concrétisée par le vote de l'abandon du nucléaire civil allemand en 2001. Les études détaillées de réalisation ne sont pas entreprises et une nouvelle version du « Basic Design » est remise à l'ASN en 1999, l'autorité de sûreté Allemande s'étant retirée du projet^[7]. La même année, EDF se voit refuser l'accord du Gouvernement pour construire un EPR en France.

L'absence de perspective de nouveau réacteur nucléaire en Allemagne entraîne un retrait progressif de Siemens dès 1999, qui fusionne ses activités nucléaires avec Framatome SA dans une nouvelle société, Framatome ANP (Advanced Nuclear Power), laquelle fusionne à son tour dans Areva avec la COGEMA, devenant Areva NP (Nuclear Power). En 2011, Siemens revend sa participation dans Areva NP à Areva pour 1,62 milliard €^[7],[8]. En 2015-2016, EDF rachète Areva NP, qui redevient Framatome.

En 2002, le changement de majorité politique français, plus favorable au nucléaire, et la sélection de l'EPR à l'appel d'offre de l'électricien finlandais TVO en 2003 permettent à EDF d'insister sur la nécessité de la construction d'un EPR « tête de série » en France. Le site de Flamanville est retenu en octobre 2004, le décret d’autorisation de construction signé en avril 2007, et le premier béton coulé en décembre 2007^[7].

Génie civil

Quantités utilisées pour le génie civil principal (bâtiments de l'îlot nucléaire et de l'îlot conventionnel) d'un EPR (données Flamanville) : 400 000 m³ de béton, 50 000 t d’armatures (sept fois le poids de la tour Eiffel)^[14].

Pièces forgées

La cuve du réacteur EPR ne présente pas de traversées en fond de cuve.

La cuve du réacteur EPR fait 11 mètres de haut et pèse plus de 425 tonnes^[15]. L'absence de traversée de fond de cuve (permettant le passage de l'instrumentation du cœur) permet une simplification du forgeage du fond inférieur de la cuve ; en contrepartie, l'instrumentation passe au travers du couvercle de la cuve, rendant sa réalisation plus complexe. De plus, la virole accueillant les tubulures du circuit primaire assure aussi le support du couvercle de la cuve, en faisant alors une pièce forgée de dimension exceptionnelle^[16].

Les usines de Framatome à Chalon-Saint-Marcel et au Creusot Forge ne peuvent pas forger la totalité des pièces du cœur de l'EPR, notamment de la cuve. Un partenariat avec l'entreprise japonaise Japan Steel Works (JSW) a donc été conclu en 2008, cette dernière étant la seule au monde à pouvoir forger la virole de la cuve de l'EPR^[17]. Concernant l'EPR de Flamanville, 80 % de la cuve a été forgée par JSW et 20 % par Creusot Forge ; les générateurs de vapeurs ont eux été forgés à 70 % au Creusot et à 30 % par JSW^[15]. Pour l'EPR d'Olkiluoto, la cuve a été forgée par Mitsubishi Heavy Industries^[15].

La fabrication du cœur (assemblage, chaudronnerie, soudage, usinage et contrôles) est entièrement réalisée en France par Framatome^[15]. De 2006 à 2009, le Creusot Forge a investi dans sa chaîne de fabrication afin de pouvoir forger 90 % des 80 pièces critiques nécessaires à la réalisation d'un réacteur EPR^[17].

Meilleure sûreté

Meilleures performances

Avec de nouveaux générateurs de vapeur, la pression secondaire atteint quasiment 80 bars, ce qui, d'après les promoteurs de l'EPR, représente la valeur conduisant au maximum de rendement pour un cycle à eau vapeur saturée, soit sensiblement 37 % contre 33 % pour les réacteurs REP antérieurs^[23].

La conception générale a été revue de façon à accroître la disponibilité. On peut notamment citer l'augmentation de la redondance de certains équipements, de façon à pouvoir en assurer la maintenance sans avoir à arrêter l'exploitation du réacteur.

Meilleure utilisation du combustible et réduction des déchets

Risque d'explosion de vapeur d'eau

Une étude de l'Association internationale des médecins pour la prévention de la guerre nucléaire (IPPNW) estimait, en 2003, que le réacteur EPR pourrait occasionner de puissantes explosions de vapeur qui pourraient rompre l'enceinte de confinement^[29] ; l’Institut de protection et de sûreté nucléaire (IPSN) avait d'ailleurs identifié un risque possible dans une première analyse en 2000^[30]. En 2005, selon le Commissariat à l'énergie atomique (CEA), le problème était connu et résolu^[31]. Le CEA et l'IRSN (issu en 2001 de la fusion de l’IPSN et de l’OPRI) ont confirmé la résolution du problème pour l'EPR en 2008^[32].

De plus, une telle explosion de vapeur d'eau provoquée par le contact du corium avec l'eau qui serait présente sous la cuve nécessiterait, au préalable, la fonte du cœur puis la percée de la cuve du réacteur par le corium, ce qui est un des accidents les plus graves possibles pour un réacteur à eau pressurisé^[33]. Ce scénario se rapprocherait de celui de Tchernobyl mais le RBMK (réacteur de grande puissance à tubes de force) est difficilement comparable à un REP (le RBMK ayant un coefficient de vide positif, une vitesse d’insertion des barres de contrôle trop lente et une terminaison de ces barres en graphite, un combustible peu enrichi, une absence d'enceinte étanche de confinement). À Fukushima, les REB (réacteur à eau bouillante) privés de toute source d'alimentation électrique et de refroidissement pendant plusieurs jours ont, certes, subi une fonte importante du combustible^[34]. Mais un tel événement ne s'est jamais produit sur un réacteur du parc REP actuel (durant l'accident nucléaire de Three Mile Island, il y a bien eu fusion partielle du cœur, mais la cuve est restée intègre).

« Pour l’EPR, les résultats des études de sûreté, réalisées par AREVA et examinées par le régulateur britannique aboutissent à une fréquence de fusion de cœur de 2,7 10^–7 par année-réacteur, soit près de 200 fois moins que pour les réacteurs EDF de 900 MW^[35]. »

Risque lié à la chute d'un avion (accident ou terrorisme)

Par rapport à une centrale classique, l'enceinte de confinement du réacteur EPR était initialement renforcée pour résister aux dégâts provoqués par la chute d'un avion de chasse. À la suite des événements du 11 septembre 2001, la conception initiale a été vérifiée et adaptée pour tenir compte de l'ensemble des conséquences liées à la chute d'un avion de ligne. Ceci a conduit à un renforcement généralisé de la protection de l'installation vis-à-vis d'un impact direct et de ses conséquences^[36].

Les capacités réelles de résistance de l'enceinte en béton sont en partie classées secret défense. Selon les autorités, il s'agit d'éviter que des terroristes éventuels puissent dimensionner leur attaque en fonction de sa résistance.

L'organisation Réseau Sortir du nucléaire conteste les affirmations d'Areva et estime que l'EPR ne résisterait pas à une chute d'avion de ligne : elle a rendu public, en 2003, un document confidentiel défense issu d'EDF relatif à la prise en compte du risque de chute d'avion dans la conception de l'EPR^[37]. John Large (en), expert britannique indépendant mandaté par Greenpeace, affirmait en mai 2006 que « l'analyse d'EDF semble être technique et solide » mais affirme que la quantité de carburant embarquée dans un avion commercial pourrait éventuellement provoquer une explosion et qu'il n'est pas impossible que les locaux abritant le combustible pourraient ne pas résister au choc causé par la chute de l'appareil^[38],[39].

Pour EDF, « EPR prend en compte la chute d’un avion commercial et comporte des dispositions pour se prémunir contre les effets et conséquences d’une telle chute » (existence de quatre trains de sauvegarde distincts, d’une coque de protection en béton autour de certains bâtiments, la mise en place de sondes sur la centrale devant permettre l’arrêt automatique du réacteur en cas de crash, explosion ou tremblement de terre)^[40].

La classification confidentiel défense des informations techniques fait l'objet d'une polémique^[41] ; Stéphane Lhomme, à l'époque porte-parole de Réseau Sortir du nucléaire, est placé en garde à vue le 16 mai 2006 par la Direction de la surveillance du territoire (DST), sur réquisition de la section antiterroriste du Parquet de Paris, pour possession d'un document classifié confidentiel défense relatif à la sûreté du réacteur EPR vis-à-vis du risque de chute d'avion, ce qui suscite diverses protestations^[42]. Le lendemain, pour protester contre cette garde à vue, diverses organisations (Réseau Sortir du nucléaire, Greenpeace, Les Amis de la Terre, etc.) publient sur leur site Web une copie du document confidentiel défense^[43].

Fin 2013, l’autorité de sûreté nucléaire américaine (NRC) valide la « résistance de l’EPR à la chute d’un grand avion gros porteur »^[44].

Risque lié au système informatique de sûreté

Le 2 novembre 2009, les autorités de sûreté nucléaire du Royaume-Uni, de la Finlande et de la France ont émis des inquiétudes au sujet du système informatique de sûreté qui ne distinguerait pas les opérations quotidiennes des fonctions capitales^[45]. En effet, la partie du logiciel chargée de contrôler le fonctionnement normal et celle agissant en cas de problème seraient trop dépendantes l'une de l'autre même si la robustesse du réseau en lui-même n'est pas remise en cause^[46].

Le 9 juillet 2010 l'ASN française a fait savoir à EDF que les éléments transmis n'ont toujours pas été jugés convaincants et a demandé des compléments^[47],[48].

Le 12 novembre 2010, à la suite des réponses d'EDF et d'Areva dans le cadre du processus de certification de l'EPR au Royaume-Uni, l'Office for Nuclear Regulation (l'Autorité de sûreté nucléaire du Royaume-Uni) a levé le point bloquant, ouvert en avril 2009, concernant le système informatique de sûreté (contrôle-commande numérique)^[49],[50].

Début avril 2012, dans un courrier adressé à EDF, l'ASN française a levé ses réserves sur l’architecture du contrôle-commande de l’EPR Flamanville 3. Les Autorités de sûreté américaine, britannique et finlandaise poursuivent leur analyse technique sur ce sujet^[51].

Risque de perte des alimentations électriques

Dans ses études d’accident de perte totale des alimentations électriques extérieures, EDF prend en compte la récupération de ces alimentations électriques extérieures au bout de 24 heures^[52], néanmoins, les alimentations électriques de secours de l’EPR auront une autonomie de 72 heures^[53].

Afin de pouvoir mieux répondre à ce type d’accident sur ses centrales actuelles en fonctionnement, EDF a annoncé la création d’une « force opérationnelle » nationale d’intervention, la Force d’action rapide du nucléaire (FARN)^[54], incluant en particulier la constitution de matériels complémentaires d’apport en électricité mobilisables dans les 24 heures à l’échelle d’un site^[55],[56].

Flamanville 3 : risque lié à la tenue de la cuve

En avril 2015, l'Autorité de sûreté nucléaire révèle que la cuve du réacteur EPR de Flamanville, forgée par Areva, présente des anomalies de fabrication^[57] pouvant entraîner l'interdiction de leur utilisation, ce qui aurait des conséquences lourdes sur les plans industriel et financier. En effet, les cuves sont déjà installées dans les réacteurs en construction et leur retrait exigerait de détruire en partie les réacteurs. Il faudrait aussi fabriquer de nouvelles cuves. La cuve affectée est celle de l'EPR de Flamanville^[57]. Celles des EPR chinois fournies par Mitsubishi et Dongfang Electric Corporation^[58] et celle de l'EPR finlandais sous-traitée par Areva au japonais Mitsubishi ne seraient pas concernées^[59],[60].

En juin 2017, à la suite de nouvelles études lancées afin de déterminer la gravité exacte des anomalies et de pouvoir trancher sur l'utilisation ou non des cuves^[61], l'ASN demande à EDF de changer le couvercle de la cuve de l'EPR de Flamanville avant 2024^[62], puis, le 11 octobre 2017, autorise la mise en service du réacteur sous conditions^[63].

Flamanville 3 : risque d'inondation

Pour l'EPR de Flamanville, le scénario le plus négatif envisagé^{[alpha 4]} conduit à une vague à 8 m au-dessus du niveau moyen de la mer actuel, ce qui laisse une marge théorique de 4,60 m^{[alpha 5]}, le réacteur étant construit à une hauteur de 12,60 m. Selon Jacques Foos, scientifique membre de la CLI (commission locale d'information) de Flamanville, qui cite EDF, les moteurs Diesel qui serviraient à l'alimentation des pompes de refroidissement du réacteur en cas de perte du réseau électrique auraient été noyés s'il y avait eu la même vague que lors des accidents nucléaires de Fukushima^[64]. Cependant, le risque d’une telle catastrophe naturelle est quasiment nul dans la Manche : il n'y a pas jonction entre plaques océaniques ou continentale sous cette mer, et la faible profondeur n'entraîne pas de risque de glissement de terrain sous-marin. La survenue d’un tsunami de 17 m sur la côte normande est donc improbable^[65].

Flamanville 3

La Cour des comptes identifie en 2020 une « liste des raisons du dérapage », notamment^[1] :

• l'EPR est un projet franco-allemand lancé en 1989, « la conception du réacteur demeure marquée par cette sorte de double paternité qui a constitué une source importante de complexité ». De plus, « l'Allemagne se retire de ce projet en 1998, après l'entrée des Verts dans le gouvernement outre-Rhin » ;
• le projet a souffert de la rivalité entre EDF et Areva. « Cette compétition entre les deux entreprises n'a pas été arbitrée par les pouvoirs publics et a conduit, dans une sorte de surenchère, au lancement précipité des chantiers de construction des deux premiers EPR », en Finlande, à Olkiluoto, ainsi qu'en France, à Flamanville, accompagnée par une « sous-estimation de la complexité de la construction » ;
• chez EDF, « une équipe dédiée pour piloter le projet n’a été mise en place qu’à partir de 2015. » « Ce défaut de pilotage résulte en premier lieu de la confusion entre la maîtrise d'ouvrage et la maîtrise d'œuvre » ;
• « le suivi du chantier et de sa rentabilité prévisionnelle n'a pas été suffisant de la part des autorités de tutelle ».

La Cour des comptes estime que « La construction de l’EPR de Flamanville est un échec opérationnel aux causes multiples [...] qui constitue une dérive considérable, même pour un réacteur « tête de série » [...] Malgré un choix technologique désormais éprouvé en Chine et l’amélioration apportée au pilotage de ces grands chantiers, les gains financiers et techniques attendus du projet EPR 2 doivent être confirmés ».

Chine : Taishan 1 et 2

Le 26 novembre 2007, Areva et l'électricien chinois CGNPC annoncent la signature d'un contrat portant sur la construction de deux centrales nucléaires EPR sur le site de Taishan dans la province du Guangdong^[72], associé à un contrat de fourniture de combustible de services et un transfert de technologie^[73]. Le montant du contrat s'élève à huit milliards d'euros. La signature de ce contrat fait suite à un appel d'offres, en 2006, de la Chine pour la construction de six réacteurs nucléaires de troisième génération ; Westinghouse remporte le contrat pour la construction de quatre AP1000, au prix d'un important transfert de technologie. AREVA, après plus de trois ans de discussions, remporte la construction de deux réacteurs. La maîtrise d'ouvrage est assurée par la coentreprise TNPJVC, créée entre l'électricien chinois CGNPC (70 %) et EDF (30 %), en vue de la construction et de l'exploitation de ces deux EPR^{[74],[75],[76]}. L'exploitation commerciale est initialement prévue en 2013^[77] et le projet est baptisé CEPR pour Chinese EPR^[78].

En octobre 2009, le premier béton (partie nucléaire) de la tranche 1 est coulé, celui de la tranche 2 en avril 2010^[79]. En janvier 2015, la fin de construction est annoncée pour fin 2015^[80] et la mise en service commerciale pour 2016^[81]. Selon un article du Monde publié en juillet 2015, « Des « observateurs » estiment que l’EPR n'aurait pas d'avenir en Chine, car les ingénieurs chinois sont désormais capables de construire eux-mêmes des centrales nucléaires »^[82].

Le 29 juin 2018, Taishan 1 est couplé au réseau et devient le premier réacteur EPR à produire de l'électricité^[83],[84] et sa mise en service commercial est prononcée le 13 décembre 2018, après réalisation des tests de mise en service en puissance^[85]. L'autorisation de chargement du combustible dans l’unité 1 avait été donnée en avril 2018 par le ministère chinois de l'Écologie et de l'Environnement^[86]. Puis la divergence du réacteur avait eu lieu le 6 juin 2018, avec un retard de quatre ans sur le planning initial, après avoir été mis en chantier quatre ans après l'EPR finlandais et deux ans après l'EPR français^[87],[88]. En 2010, Le Figaro, avançait trois explications : les enseignements des deux chantiers précédents (Olkiluoto et Flamanville) ont permis d'éviter certaines erreurs, le génie civil chinois s'est montré particulièrement efficace et l'autorité de sûreté chinoise, la NNSA, « parvient sans doute à faire la part des choses, en séparant les dispositions de sûreté pertinentes de celles ajoutées par les Verts allemands pour rendre l'EPR inconstructible »^[89].

Le 29 juin 2019, Taishan 2 est couplé au réseau^[90] et devient le deuxième réacteur nucléaire EPR en service. Il avait eu sa première réaction en chaîne le 28 mai 2019^[91]. Sa mise en service commercial a été déclarée le 7 septembre 2019^[92].

Sur l'année 2019, Taishan 1 a fourni 12 TWh d'électricité au réseau électrique chinois, devenant ainsi, quelques mois après son couplage au réseau, le premier réacteur mondial du point de vue de la production électrique^[93],[94]. Ensemble, les deux EPR de Taishan fournissent au réseau électrique chinois jusqu'à 24 TWh d'électricité par an, soit l'équivalent de la consommation annuelle de cinq millions de Chinois. Le site est, par ailleurs, prévu pour accueillir deux autres réacteurs^[95]. Cependant un incident survenu en juin 2021 à la centrale de Taishan 1 provoque la mise à l'arrêt du réacteur. Un défaut d'usure prématuré de certaines barres de combustibles s'expliquerait par un défaut de conception de la cuve du réacteur^[96]. La circulation de l'eau sous haute pression ne s'y passe pas comme dans les réacteurs classiques et entraîne des vibrations qui usent précocement les assemblages de combustible. Pour corriger ce défaut, le constructeur a installé un déflecteur qui s'avère insuffisant. En janvier 2022, dans l'attente d'un rapport d'expertise de cet incident par EDF à l'ASN^[97], le démarrage de la centrale de Flamanville est reporté^[98]. En juin 2022, le même type de problème, d'après un communiqué de l'ASN, est détecté dans l'autre réacteur, Taishan 2^[99]. Le 15 août 2022, le réacteur Taishan 1 a redémarré, après une dernière inspection favorable de l’Autorité de sûreté nucléaire chinoise fin juillet 2022. EDF et Framatome ont défini plusieurs solutions afin de prévenir la récurrence d’un tel phénomène sur l’EPR Flamanville 3^[100].

Finlande : Olkiluoto 3

Projet d'EPR à Olkiluoto en Finlande (photomontage).

Un EPR a été construit à Olkiluoto 3, dont le maître d'ouvrage est la société TVO. Il est opérationnel (première connexion au réseau) depuis fin 2022^[101].

En 2010, le principe de la construction de deux nouveaux réacteurs nucléaires (type de réacteur non encore choisi), l'un sur le site de Loviisa, l'autre à Pyhäjoki, est décidé par le Parlement finlandais^[102],[103]. Puis l'EPR est exclu de l'appel d'offres du second site de Pyhäjoki^[104].

La coulée du premier béton a eu lieu en juillet 2005^[105]. La mise en service, initialement prévue en 2009, est régulièrement repoussée en raison, de problèmes techniques^[106] (voir notamment plus haut les problèmes relatifs au système informatique de sûreté / contrôle commande) et du contentieux ouvert depuis 2008 entre Areva et le maître d'ouvrage finlandais TVO ; celui-ci réclame 1,8 milliard d'euros de dédommagement et Areva-Siemens 1,9 milliard d'euros, chacun s'accusant, de plus, d'être réciproquement responsable des retards^[107],[108].

De cinq ans de retard^[109] et un surcoût de 3,6 milliards d'euros annoncés en 2011 (coût global estimé à 6,6 milliards d'euros)^[110], on est passé, en février 2013, à sept ans de retard^[111] et 5 milliards d'euros de surcoût annoncés^[112],[111].

En mai 2014, un rapport de la Cour des comptes cité par le journal Les Échos indique que la date de 2014 ne sera pas possible à tenir au vu du retard des travaux. Il est également fait état d'un problème de dysfonctionnement de la gouvernance d'Areva qui a laissé, seul, le directoire décider de la mise en œuvre de ce chantier^[113]. La Cour des comptes, quant à elle, se plaint d'une annonce prématurée par les Échos d'un rapport non terminé^[114]. En septembre 2014, Areva annonce que le réacteur ne devrait entrer en service qu'en 2018, avec neuf ans de retard ; la construction serait terminée à la mi-2016, mais les essais dureraient jusqu'à 2018 ; les pertes provisionnées par Areva s'élèvent à 3,9 milliards d'euros, soit plus que le prix du réacteur, vendu 3 milliards d'euros en 2003^[115].

Areva et son client finlandais TVO signent, en mars 2018, un compromis pour régler leur contentieux croisé à plusieurs milliards d'euros. Pour solder le débat sur la responsabilité des dix années de retard dans la construction de l'EPR d'Olkiluoto, Areva SA, l'ancienne holding du groupe devenue sa structure de défaisance, va verser 450 millions d'euros à TVO ; cet accord met fin à toutes les procédures contentieuses^[116].

Le combustible nucléaire est chargé en mars 2021^[101] et la première divergence du réacteur a lieu le 20 décembre 2021^[117],[118]. Avec douze ans de retard, la première connexion au réseau électrique a lieu le 12 mars 2022 (début de la période d’exploitation selon l’AIEA^[119]). La mise en service commerciale est retardée à fin janvier 2023 en raison d'un arrêt pour réparation de fissures détectées en octobre 2022 au niveau des pompes alimentaires^[120], puis à avril 2023 pour réparation d'une soupape défectueuse^[121].

L'EPR d'Olkiluoto est mis en service commercial le 16 avril 2023. À pleine puissance, il produit 15 % de l'électricité finlandaise, selon son exploitant TVO^[122].

France : Flamanville 3

Le projet de Flamanville 3, en 2010.

FA3, un « démonstrateur tête de série » d'EPR, est en construction à Flamanville (la maîtrise d'ouvrage est assurée par Électricité de France)^[123]. La coulée du premier béton a eu lieu en décembre 2007^[124].

Alors que la mise en service était initialement prévue en 2012, EDF annonce en juillet 2011 un report de la mise en service à 2016 et un coût passant de 3,3 à 6 milliards d'euros^[125],[126]. Le 3 décembre 2012, EDF annonce que le coût du projet s'élèverait maintenant à 8,5 milliards d'euros (la mise en service étant toujours prévue pour 2016)^[127]. Le 18 novembre 2014, EDF annonce un nouveau report de la mise en service à 2017 : la durée de construction prévue atteint désormais dix ans^[128].

Le 15 avril 2015, l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) relève des « anomalies de fabrication » du fond et du couvercle de la cuve de l'EPR déjà installée sur le site : la composition de l'acier comporterait une trop forte concentration de carbone, ce qui fragiliserait la cuve^[129]. Le 3 septembre 2015, EDF annonce un nouveau report de la mise en service au quatrième trimestre 2018. Le coût de construction prévu atteint 10,5 milliards d'euros^[130]. En mai 2016, le journal Les Échos révèle qu'une enquête interne commandée par Areva sur son usine du Creusot, où ont été forgées ces pièces, a mis à jour de possibles « falsifications » des dossiers de fabrication^[131]. En juin 2017, l'ASN demande à EDF de changer le couvercle de la cuve avant le 31 décembre 2024^[62].

En juillet 2018, un nouveau retard d'un an est annoncé à la suite des « écarts de qualité » constatés sur 33 soudures, et le coût de construction prévisionnel est relevé de 400 millions à 10,9 milliards €. Le chargement du combustible est désormais prévu au quatrième trimestre 2019, le raccordement au réseau électrique au premier trimestre 2020 ; le fonctionnement à pleine puissance ne sera pas effectif avant le deuxième semestre 2020^[132],[133].

En avril 2019, l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) et un groupe d’experts de l'ASN émettent un avis défavorable sur la justification présentée par EDF du maintien en l’état moyennant une surveillance renforcée, de huit soudures sur les 33 incriminées. Ces huit soudures sont situées au niveau des traversées des deux enceintes de confinement en béton, ce qui implique des réparations complexes, un surcoût important, ainsi qu'un nouveau report de la date de mise en service^[134],[135].

En juin 2019, l’ASN ordonne la réparation de ces huit soudures. Selon l'ASN, la rupture de ces soudures « ne peut plus être considérée comme hautement improbable » ; cette décision repousse le démarrage de la centrale à la fin de l'année 2022 au plus tôt^[136]. Le président de l'ASN, Bernard Doroszczuk, a écarté l'idée d'une réglementation française qui serait trop tatillonne : le niveau d'exigence est « comparable » à celui « retenu et atteint » pour les autres réacteurs EPR de Taishan (Chine) et Olkiluoto (Finlande). « Nous ne sommes donc pas face à une exigence française qui serait d'un niveau supérieur au niveau d'exigence fixé, pour ces soudures, sur les EPR construits à l'étranger »^[137],[138]. Bernard Doroszczuk précise que cette décision « ne remet à aucun moment en cause la conception de l’EPR ni les avancées indiscutables pour la sûreté que présente ce réacteur »^[139]. En juillet 2019, EDF annonce que la mise en service du réacteur ne peut être envisagée avant fin 2022^[140], puis annonce en janvier 2022 un chargement du réacteur au deuxième trimestre de 2023^[141] et une entrée en service fin 2023^[142].

En décembre 2022 EDF annonce que la totalité des 33 reprises de soudures sont terminées et conformes, mais nécessitent la réalisation finale d'un traitement thermique de détention consistant en une montée en températures des soudures jusqu'à 600 °C puis une baisse progressive afin de relâcher les contraintes résiduelles sur ces dernières. Ce traitement est rendu plus complexe par la présence de matériel sensible à la chaleur à proximité des soudures, et nécessite des études complémentaires^[143],[144]. Un nouveau report du chargement au premier trimestre 2024 est programmé, et le coût total à terminaison réévalué à la hausse à 13,2 Md€₍₂₀₁₅₎^[143]. Le 5 mai 2023, les 200 traitements thermiques de détention sont terminés^[145].

Comme pour les autres réacteurs nucléaires du parc français à leur démarrage, l'ASN doit procéder lors de la fin du premier cycle du combustible (soit 15 à 18 mois pour l'EPR) à l'arrêt du réacteur et à la requalification de son circuit primaire. L'obligation de changer le couvercle de la cuve avant le 31 décembre 2024 imposerait un arrêt avant la fin de ce premier cycle. L'ASN autorise le 19 mai 2023 la demande d'EDF et Framatome de remplacement du couvercle après décembre 2024, lors de l'arrêt de fin du premier cycle^[146].

Du 5 juin au 15 septembre 2023 se tient la consultation du public pour le dossier d’autorisation de mise en service^[147]. Les essais de requalification d'ensemble (ERE) ont lieu à partir du 1^er octobre 2023 pour une durée de dix semaines. Il s'agit d'une « répétition générale » du fonctionnement du réacteur, qui doit répondre à plus de 4 000 critères de sûreté et de disponibilité testés, analysés et vérifiés. Une réussite de ces ERE (qui constituent les derniers essais du réacteur) permettrait d'obtenir l'autorisation de mise en service (délivrée par l'ASN), pour un chargement du combustible nucléaire au premier trimestre 2024 et une mise en service courant 2024^[148],[149].

Royaume-Uni : Hinkley Point C

Futurs réacteurs EPR d’Hinkley Point C 1 et 2.

Le Royaume-Uni a établi dans les années 2000 un programme de construction de nouvelles centrales nucléaires, ayant notamment pour objectif de rendre son mix électrique plus économique, fiable et propre et de réduire considérablement ses émissions de CO₂^[150].

Mi-2007, EDF et Areva annoncent envisager la construction d'un ou plusieurs EPR au Royaume-Uni^[151],[152]. Ils ont pour cela engagé le processus de certification auprès des régulateurs britanniques^[153] en vue d'une mise en service fin 2017^[154]. Le site nucléaire d'Hinkley Point est choisi par EDF pour la construction de son premier EPR dans le pays^[155].

À la fin de 2011, EDF reporte sa décision sur la poursuite de son investissement dans ce projet^[156],[157] tout en poursuivant le processus de certification et d'autorisation auprès des autorités britanniques, ainsi que les négociations avec le gouvernement britannique sur le prix du kilowatt-heure.

Le 26 novembre 2012, l’Office for Nuclear Regulation (l'autorité de sûreté britannique) délivre l'autorisation de site nucléaire (Nuclear Site Licence) pour la construction de la centrale Hinkley Point C (la première autorisation depuis 25 ans)^[158].

Le 13 décembre 2012, les régulateurs britanniques (Office for Nuclear Regulation et Environment Agency) certifient la conception de l'EPR UK : « La conception de l'EPR est acceptée pour la construction de centrales nucléaires au Royaume-Uni après son analyse approfondie. Ce type de réacteur conçu par EDF Energy et Areva respecte les préconisations des régulateurs britanniques en ce qui concerne les aspects sûreté, sécurité et environnement »^[159].

Le 19 mars 2013, l’obtention du permis de construire l’EPR en Grande-Bretagne lève tous les obstacles administratifs britanniques^[160] ;

En octobre 2013, EDF annonce qu'elle fait appel à Areva et à deux partenaires chinois (CGN et CNNC) pour la mise en œuvre de ce projet^[161],[162].

Le 21 octobre 2013 est officialisé l'accord commercial entre EDF et le gouvernement britannique sur le prix de vente de l'électricité produite par le futur EPR^[163].

Le 8 octobre 2014, la Commission européenne valide cet accord, le montant des coûts de construction de la centrale d'Hinkley Point C (deux réacteurs EPR) est estimé à 31,2 milliards d'euros et la mise en service du premier réacteur est annoncée pour 2023^[164]. En avril 2015, les travaux préparatoires sont stoppés, dans l'attente de la décision d'investissement d'EDF^[165].

En juin 2015, l'Autriche et le Luxembourg dénoncent le soutien apporté à ce projet par le gouvernement Cameron devant la Cour de justice de l'Union européenne (CJUE)^[166] et en juillet, dix collectivités locales et fournisseurs d'électricité allemands et autrichiens portent plainte auprès de la CJUE contre le projet de centrale nucléaire d’Hinkley Point^[82]. En juillet 2018, le Tribunal de l'Union européenne déboute les plaignants en première instance^[167],[168]. Le 22 septembre 2020, la CJUE valide le dispositif de soutien du Royaume-Uni pour la construction des EPR d'Hinkley Point C, estimant qu'il ne constitue pas une aide d'État incompatible avec le marché intérieur et déboutant l'Autriche et le Luxembourg.

En mars 2016, le directeur financier d’EDF démissionne sur fond de désaccord autour du projet d’Hinkley Point^[169].

Les travaux commencent en 2016^[170] ; le premier béton du réacteur nucléaire est prévu en 2019^[171].

En juillet 2017, EDF annonce un surcoût de 1,5 milliard de livres ; la livraison est prévue pour fin 2025 au plus tôt^[172].

En mars 2018, le chantier mobilise déjà 3 000 personnes et réunira plus de 5 000 personnes en période de pointe ; plus de quatre millions de tonnes de terre ont été excavées ; le creusement de galeries en béton précontraint de 10 à 12 mètres de profondeur est déjà largement avancé^[173].

Le 11 décembre 2018, les fondations du bâtiment réacteur sont coulées, marquant le début officiel de la construction de la 1^re tranche^[174],[175]. Le 12 décembre 2019, la construction du deuxième réacteur débute officiellement^[176]. EDF et son partenaire chinois CGN annoncent le 1^er juin 2020 l'achèvement du radier (dalle de béton), sur lequel reposera le réacteur n^o 2 (conformément au calendrier fixé plus de quatre ans auparavant)^[177].

France : six à quatorze EPR 2

EDF présente au gouvernement début 2021 un programme de construction de trois paires de réacteurs EPR optimisés (« EPR 2 »), dont elle estime le coût de construction à 46 milliards d'euros. Bernard Fontana, président du directoire de Framatome, avait annoncé en juillet 2020, dans le cadre de son programme « Juliette », destiné à assurer « la continuité de la charge opérationnelle » dans ses usines, son intention de lancer la production de certains composants des EPR de nouvelle génération dès mi-2021, soit un an et demi avant la date butoir fixée par l'exécutif pour s'engager ou non dans la commande de nouveaux réacteurs. Il estime qu'« avec cette organisation nous pouvons réduire nos coûts de production de 25 % »^[178].

La relance du programme nucléaire français est actée par le Président de la République Emmanuel Macron, lors de son allocution télévisée du 9 novembre 2021, avec la construction de nouveaux réacteurs^[179],[180], annonce confirmée le 10 février 2022 avec la construction d'ici 2050 de six EPR 2, prévoyant la mise en service du premier en 2035. Une étude est également lancée pour la réalisation de huit réacteurs supplémentaires^[181]. Penly est le site choisi pour la construction de la première paire de réacteurs du programme EPR2^[182], suivi de Gravelines pour la deuxième paire et de Bugey pour la troisième. Le choix des sites est validé par l'État sur proposition d'EDF^[183].

Même avec 14 réacteurs EPR 2 supplémentaires et la prolongation de la durée d'exploitation des réacteurs existants au-delà de 50 ans, la part du nucléaire dans le mix électrique français devrait baisser de 70 % en 2021 à 40 % à l'horizon 2050^[184].

Royaume-Uni : Sizewell C

En mai 2020, EDF a déposé une demande d’approbation du projet de Sizewell C. Les réacteurs seront une quasi-réplique de Hinkley Point C afin de profiter du retour d’expérience, réduisant coûts et risques pour le projet. Le projet devrait créer 25 000 emplois^[185] et 70 % des investissements seront réalisés au Royaume-Uni. Le 20 juillet 2022, la demande de construction est approuvée par le secrétaire d’État britannique aux affaires, à l’énergie et à la stratégie industrielle, Kwasi Kwarteng^[186].

En novembre 2022, les parts de CGN sont rachetées par le Gouvernement britannique. Ce dernier annonce un investissement de 679 millions £ et sera actionnaire à 50 % au côté d'EDF et d'investisseurs privés, EDF ne gardant qu’une participation minoritaire d'un maximum de 20 % à la décision finale d’investissement^[187]. Les pré-qualifications des futurs potentiels investisseurs privés commencent en septembre 2023^[188].

Inde : Jaitapur

L'Inde a un projet, amorcé dès 2009 par Areva et le groupe de nucléaire public indien NPCIL, de construire deux à six réacteurs EPR à Jaitapur, sur la côte ouest du pays (mer d'Arabie), environ à mi-distance de Mumbai et Goa^[189].

En 2016, EDF reprend le dossier et soumet une proposition révisée sur la base de six EPR. Les Indiens font un geste fondamental en acceptant ce nouveau projet ; les coûts seront répartis sur six tranches afin de permettre des économies d'échelle^[190].

En mars 2018, lors de la visite en Inde du président Macron, EDF et NPCIL signent un accord sur le projet de centrale de Jaitapur, qui définit le schéma industriel du projet, les rôles des partenaires et le calendrier des prochaines étapes. À la suite de cet accord, EDF remet, en décembre 2018, une offre commerciale pour la construction des six réacteurs, pour une puissance totale de 10 GW^[190].

Le 23 avril 2021, EDF annonce avoir remis au groupe nucléaire public indien NPCIL une « offre technico-commerciale engageante »^[191]. NPCIL aurait estimé l'investissement nécessaire pour construire la centrale à plus de 30 milliards €. L'offre d'EDF ne comprend ni le financement, ni même la construction des six réacteurs, mais seulement les études d'ingénierie et la fabrication des équipements les plus critiques comme les cuves des réacteurs ou les générateurs de vapeur. EDF espère qu'un accord-cadre engageant pourra être signé au premier semestre 2022^[192]. Des points essentiels restent néanmoins à clarifier avec les autorités indiennes : le partage des responsabilités entre EDF et NPCIL, la responsabilité civile d'EDF en cas d'accident, la mise en œuvre d'une norme de haute qualité pour les soudures. EDF devra aussi parvenir à rassurer les opposants sur la sismicité du site qu'elle estime « modérée »^[193].

Pologne

La Pologne, qui dépend à 70 % du charbon pour sa production d'électricité, envisage dans le cadre de sa transition énergétique un mix d'énergie renouvelable (notamment l'installation de 8 à 11 GW d'éolien en mer Baltique et 5 à 7 GW de photovoltaïque) associé à la construction de 6 à 9 GW de d'électricité d'origine nucléaire^[194]. Il s'agit en 2022 d'un pays sans centrale ni industrie nucléaire, imposant alors le choix d'un constructeur étranger. Plusieurs concurrents internationaux sont en lice, principalement l'AP1000, l'APR1400 et l'EPR, dans ce programme dont le coût est estimé à 34 milliards €. Il est prévu la construction de six réacteurs nucléaires sur trois sites.

EDF remt en octobre 2021 une « offre préliminaire non engageante » de construction de quatre à six réacteurs nucléaires sur deux à trois sites, pour une puissance totale de 6,6 à 9,9 GW, soit « 40 % de la consommation électrique de la Pologne pendant 60 ans » selon EDF^[195].

En novembre 2022, le gouvernement polonais sélectionne l'AP1000 américain de Westinghouse pour la construction d'une première centrale de trois réacteurs dans le nord de la Pologne à Lubiatowo-Kopalino, pour une puissance total de 3 750 MW (soit 1 250 MW par réacteur)^[196]. Le premier béton est prévu pour 2026 et la mise en service du premier réacteur en 2033^[196].

Le consortium privé PGE PAK Energia Jądrowa SA détenue à part égale par deux électriciens polonais ZE PAK et Polska Grupa Energetyczna (PGE), publie en octobre 2022 une « lettre d’intention », puis en avril 2023 une « décision de principe » pour la construction de deux APR1400 du sud coréen KHNP sur le site d'une centrale à lignite de la région de Patnów-Konin dans la province de Wielkopolska^[197],[198]. Le puissance totale installée serait de 2 800 MW, avec une mise en service du premier réacteur en 2035 au plus tôt^[199].

EDF reste concurrente pour la construction d'EPR sur un troisième site^[200].

Tchéquie : Dukovany 5

Dans le cadre de sa transition énergétique, le gouvernement tchèque annonce en 2015 puis confirme le 8 juillet 2019 son intention d'augmenter la part d'électricité d'origine nucléaire de 35 % en 2015 à 50 % d'ici 2050, principalement en remplacement de ses centrales à charbon (pesant pour 50 % de son mix électrique en 2020)^[201],[202]. La centrale nucléaire de Dukovany, disposant de quatre réacteurs VVER 440 exploités par ČEZ, est retenue par le Premier ministre Andrej Babiš en novembre 2019 pour la construction d'un nouveau réacteur : Dukovany 5^[203]. L'objectif est un premier béton coulé en 2029 pour un raccordement au réseau en 2036. Le montant du projet est estimé entre 5,5 et 6,2 milliards €^[201],[202].

Les médias locaux rapportent que l'autorité tchèque et ČEZ étudient les propositions de 6 concurrents internationaux : EDF, KHNP filiale de KEPCO (Corée du Sud), Rosatom (Russie), China General Nuclear Power (Chine), Westinghouse (États-Unis) et un réacteur franco-japonais ATMEA ; sa réponse est attendue avant la fin 2022. En juin 2022, trois propositions sont réellement étudiées : EDF, Westinghouse et KEPCO. Les groupes chinois et russe n'ont pas été autorisé à participer à l'appel d'offres^[204], et le projet ATMEA semble au point mort.

La proposition d'EDF est un EPR de puissance diminuée à 1 200 MWe, conformément aux contraintes du projet. Cet « EPR 1200 » est similaire à l'EPR de 1 600 MWe et en reprend notamment toutes les caractéristiques de sureté. La principale différence repose sur un circuit primaire à trois boucles et non quatre^[205]. Après une première offre en novembre 2022, EDF remet à ČEZ trois offres formelles le 31 octobre 2023 : la première pour la construction, la mise en service et la fourniture en combustible d'un EPR 1200 à Dukovany 5, la deuxième est une offre incitative d'un réacteur EPR 1200 supplémentaire Dukovany 6, et la troisième est une offre incitative pour la construction d'une paire d'EPR 1200 sur le site de la centrale nucléaire de Temelín Temelín 3 et 4^[206],[207]. Le résultat de l'appel d'offre est attendu pour février 2024^[208].

Kazakhstan

Bien qu'étant un des plus gros producteurs d'uranium naturel au monde, le Kazakhstan n'a exploité qu'un seul réacteur nucléaire, le BN-350 soviétique de 1973 à 1999^[209]. Sa production d'électricité repose quasi exclusivement sur des combustibles fossiles, principalement sur des centrales à charbon et à gaz^[210]. Dans le cadre de sa transition énergétique et de la décarbonation de sa production électrique, le président kazakh Kassym-Jomart Tokayev annonce en septembre 2021 des objectifs de développement des énergies renouvelables ainsi que la possibilité de construction de nouveaux réacteurs nucléaires^[209]. En février 2022, le ministère de l'Énergie kazakh annonce que le gouvernement étudie un panel de six candidats : le SMR de NuScale (États-Unis), le consortium américano-japonais formé par GE-Hitachi, l'APR1400 de KHNP, filiale de KEPCO (Corée du Sud), le Hualong-1 de CNNC (Chine), les VVER 1000 et 1200 de Rosatom (Russie) et l'EPR 1200 d'EDF^[211],[212]. En juin 2022, le gouvernement écarte les propositions de NuScale et de GE-Hitachi car, à cette date, aucun de leur réacteur n'est en construction ou en exploitation dans le monde^[211]. Le site d'implantation préférentiel de la future centrale serait près de la ville d'Ulken dans le district de Zhambyl, au bord du lac Balkhach^[212].

Slovénie : JEK2

La Slovénie co-exploite avec la Croatie l'unique réacteur du pays, Krško 1 de 688 MW dans la centrale nucléaire de Krško, via leur filiale Nuklearna Elektrarna Krško (NEK), co-détenue à parts égales entre l'exploitant Slovène GEN Energija et l'exploitant Croate HEP group. Ce réacteur fourni environ 35% de l'électricité Slovène, dont une partie est exportée en Croatie^[213].

En janvier 2010, la possibilité de construction d'un second réacteur (projet baptisé JEK2) est proposée au ministre de l'économie par GEN Energija^[213]. En juin 2021 le gouvernement Slovène accorde à GEN Energija l'autorisation de poursuivre le développement de JEK2 pour un réacteur à eau pressurisé de 1 100 MW^[214]. La décision d'investissement de JEK2 sera soumise à un référendum, et la décision finale de construction et d'investissement sera rendue avant 2028^[215]. Pour des raisons de stabilité géopolitique, le type de réacteur sera de conception « occidentale » : sud-coréenne de KHNP, américaine de Westinghouse ou française d'EDF^[216]. En octobre 2023 la puissance totale maximum envisagée pour le projet JEK est augmentée de 1 100 MW à 2 400 MW^[217].

Projets abandonnés

États-Unis : l'US-EPR

En septembre 2005, l'électricien Constellation Energy et Areva s'associent au sein du consortium UniStar Nuclear pour promouvoir l'EPR, dont le nom est changé en US-EPR^[227]. Suivi en août 2007 de la création de UniStar Nuclear Energy (consortium EDF/Constellation Energy), qui détient 50 % de UniStar Nuclear, Areva détenant l'autre moitié^{[228],[229],[230]}.

Le 11 décembre 2007, Areva NP, Inc. dépose la demande de validation de la conception (Design Certification Application) de l'EPR auprès de la Nuclear Regulatory Commission, la commission de régulation nucléaire des Etats-Unis^[231],[232].

Constellation Energy se retire fin 2010 de UniStar Nuclear Energy et EDF devient l'unique actionnaire^[233],[234]. Cela entraine un recours contre EDF auprès de l'Atomic Safety and Licensing Board (ASLB) (en) aboutissant le 30 août 2012 à un refus de la demande de licence pour la construction et l'exploitation du réacteur EPR de Calvert Cliffs 3 dans le Maryland. En effet en application des dispositions en vigueur aux États-Unis^{[alpha 6]}, une société étrangère ne peut ni demander de licence, ni exploiter une installation nucléaire aux États-Unis^[235].

Finalement, en mars 2015, Areva et EDF suspendent leur projet d'EPR aux États-Unis^[236] et EDF vend en août 2021 la totalité des parts détenues dans Constellation Energy Nuclear Group^[237].

Projets abandonnés d'EPR aux Etats-unis^[238],[239]

Pays	Implantation	Nombre de tranches	Puissance unitaire nette (MWe)	Début du projet	Abandon du projet
États-Unis[alpha 7]	Nine Mile Point (New-York) (Réacteur 3)	1	1 650	2007	2013
	Calvert Cliffs (Maryland) (Réacteur 3)	1	1 650	2007	2015
	Bell Bend (Pennsylvanie)	1	1 650	2008	2014
	Callaway (Missouri) (Réacteur 2)	1	1 650	2008	2009

Notes

Références

Articles connexes

• Centrale nucléaire
• Débat sur l'énergie nucléaire
• Énergie nucléaire
• Flexblue
• Générations de réacteurs nucléaires
• Liste des réacteurs nucléaires en France
• Politique énergétique de l'Union européenne

Liens externes

• [audio] Fabrice Drouelle et Jacques Repussard (invité), « EPR le fiasco du nucléaire français », sur France Inter, émission Affaires sensibles, 4 avril 2022 (consulté le 5 avril 2022)
• « La centrale nucléaire de Flamanville 3 (EPR) », sur EDF (consulté le 5 avril 2022)
• Michel Billout, Marcel Deneux et Jean-Marc Pastor, Approvisionnement électrique : l'Europe sous tension, rapport, Sénat, 27 juin 2007
• (en) « Nuclear new build projects », sur EDF (consulté le 5 avril 2022) : Maître d'ouvrage des projets d'EPR de Hinkley Point C et de Sizewell C.
• « Réacteur EPR : un fiasco monumental », sur Réseau Sortir du nucléaire (consulté le 5 avril 2022)
• TNPJVC : coentreprise franco-chinoise chargée de la construction des EPR de Taishan.

• Notices dans des dictionnaires ou encyclopédies généralistes :

  • Store norske leksikon
  • Universalis