L'Inde, un marché prometteur pour les EPR français

Un accord technique a été signé en mars dernier et à Paris, on espère commencer les travaux l’année prochaine. L'inde est peuplé de plus d’un milliard d’habitants et a donc un énorme besoin en électricité. Le pays reste très attiré par le nucléaire. 

300 millions d'habitants, c’est le nombre d’Indiens qui n’ont pas accès à l’électricité. Le gouvernement développe donc toutes les sources d’énergie pour pallier ce manque. Le nucléaire est perçu en Inde comme une manière de produire d'énormes quantités d’électricité, de manière continue, tout en réduisant la dépendance du pays au charbon, première source d’énergie utilisée en Inde. Leur souhait est de réduire l’exploitation de cette énergie très polluante. 

L’interrogation centrale demeure toutefois le coût de cette énergie atomique car en comparaison, l’électricité solaire est devenue très bon marché en Inde. Elle est même vendue moins chère que l’électricité produite à base de charbon.     

Durée de construction étendue

L’Inde possède déjà 7 centrales nucléaires de technologie locale ou russe. New Delhi se tourne maintenant vers les fournisseurs américains et français. 

L’année dernière, environ 3 % de l’électricité indienne a été produite grâce à l’atome et le gouvernement prévoit de multiplier ces capacités par trois en 13 ans. Mais ces travaux mettent beaucoup de temps en Inde : la construction de la centrale russe de Kudamkulam, dernière lancée dans le sud  de l’Inde, a pris six ans de retard, entre autre à cause de manifestations de militants anti-nucléaire. 

Le projet d’EDF dans l’ouest du pays, en discussion depuis huit ans, fait déjà face à une opposition similaire de la population locale. Ceci alors que la première pierre de cette gigantesque centrale EPR n’a pas encore été posée.  

Au fait, c'est quoi un EPR ?

Conçu pour fonctionner pendant 60 ans, l'"European Pressurized Water Reactor" se fonde sur la technologie des réacteurs à eau sous pression, la plus utilisée dans le monde.

Lancée en 1992, cette technologie présentée comme le fleuron de la filière nucléaire française a été co-développée par le français Areva et l'allemand Siemens au sein de leur filiale commune que Siemens a quitté depuis. C'est EDF qui a finalement pris le contrôle de cette activité lors de la réorganisation de la filière nucléaire française orchestrée par l'État.

Il offre une puissance très élevée (1 650 mégawatts) et bénéficie d'une multiplication des systèmes de sauvegarde pour refroidir le cœur du réacteur en cas de défaillance d'une coque de protection en béton et acier et d'un récupérateur de corium censé réduire les conséquences en cas d'accident grave.

EPR à fiabilité variable

Le premier chantier a été lancé à Olkiluoto (Finlande) en 2005, pour le compte de l'électricien TVO, avec Areva et Siemens directement maîtres d'œuvre. Mais les contretemps et dérapages budgétaires se sont accumulés. Sa mise en service commerciale est prévue en septembre 2019, soit dix ans de retard sur le calendrier initial, mais TVO a annoncé début octobre que les tests ne se déroulaient pas comme prévu, ouvrant une nouvelle incertitude sur le calendrier...

Le deuxième EPR, en chantier depuis 2007 à Flamanville (Manche) a également accumulé les déboires, à cause notamment d'anomalies découvertes sur la composition de l'acier du couvercle et du fond de la cuve. S'y sont ajoutés plus récemment des problèmes de soudures, entraînant nouveaux retards et surcoûts. EDF prévoit désormais de démarrer l'EPR de Flamanville fin 2019, pour une mise en service commerciale en 2020, quand le calendrier initial tablait sur 2012. Son coût a entre-temps plus que triplé, à 10,9 milliards d'euros.

Deux autres EPR ont été commandés par la Chine, à Taishan, via une  coentreprise détenue à 51 % par l'électricien étatique chinois CGN, à 30 % par EDF et, depuis 2012, à 19 % par l'électricien de la province du Guangdong. Raccordé au réseau électrique en juin, l'un d'eux a été le premier au monde à fonctionner, bien que le chantier ait commencé en 2009, après celui de Flamanville. Le deuxième doit être mis en service courant 2019.