Réacteur pressurisé européen

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)[10].

La chaîne de fabrication de cuves d'Areva NP ne permet pas de forger la totalité de la cuve d'un réacteur EPR (notamment la virole qui porte les tubulures). Le groupe a donc développé un partenariat avec l'entreprise japonaise Japan Steel Works (en) (JSW) (concurrent de Creusot Forge) qui garantit à Areva la fourniture de pièces forgées de grande taille[11]^,[12]. JSW dispose, de fait, d'un quasi-monopole quant à la fabrication des grosses pièces forgées nécessaires à l'industrie nucléaire[13].

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

Plusieurs améliorations de sûreté sont apportées, notamment :

Récupérateur de corium

Un récupérateur de corium en matériau réfractaire peut, dans le cas d'une fusion de cœur ayant conduit au percement de la cuve, maintenir celui-ci dans l'enceinte et le réfrigérer.

Injection de sécurité et réfrigération de secours

Les systèmes d'injection de sécurité et de réfrigération de secours ont été renforcés et l'adoption d'une organisation dite « à 4 fois 100 % » présente un niveau de fiabilité qui est présenté comme plus important que le système précédent tout en facilitant la maintenance en service (une file peut être rendue partiellement indisponible pour raison de maintenance dans le cours du fonctionnement).

Alimentation électrique de sauvegarde

Le nombre et la capacité de certains systèmes de secours du réacteur EPR ont été augmentés par rapport aux REP français, mais réduits par rapport aux réacteurs Konvoi (de génération plus ancienne). Par exemple, certains groupes électrogènes de secours sont moins nombreux ou doivent être activés manuellement[18].

Traversées en fond de cuve

Les traversées de fond de cuve (ouvertures par lesquelles pénètre l'instrumentation) des réacteurs à eau pressurisée Westinghouse et Framatome des générations antérieures, qui constituaient un point faible de la cuve[19], ont été supprimées[20].

Enceinte de confinement

L'enceinte de confinement est de conception double avec une enceinte intérieure en béton précontraint revêtue d'une peau d'étanchéité intérieure en acier, doublée par une enceinte extérieure en béton armé (par différence avec les conceptions antérieures à double enceinte béton sur le N4 et sphérique en acier protégée par une enceinte en béton armé sur le Konvoi).

Les autorités de sûreté allemande et française ont donné leur aval à ce modèle de réacteur ; ce point est important pour l'accès au marché mondial[21].

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 36 % contre 34 % pour les réacteurs REP antérieurs.

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.

L'EPR est étudié pour fournir 22 % de plus d'électricité qu'un réacteur traditionnel à partir de la même quantité de combustible nucléaire et pour réduire d'environ 15 à 30 % le volume de déchets radioactifs générés[8] grâce à une fission plus complète de l'uranium, « sachant que ces progrès associés à l'augmentation des taux d'irradiation concerneront aussi pour une large partie le parc actuel »[22].

Selon l'ASN[23], le contrôle du cœur à l'acide borique étant conservé, les rejets en tritium de l’EPR sont équivalents à ceux des centrales actuelles. La mise en exploitation de nouveaux réacteurs contrôlés à l'acide borique dissous (notamment l'EPR) devrait donc conduire, dans les années qui viennent, à une augmentation des rejets de tritium. Les impacts du tritium dans l'environnement sont discutés, réputés peu importants pour l'eau tritiée, mais ils pourraient être réévalués, au moins pour la forme organiquement liée du tritium (dite TOL ou OBT)^{[réf. nécessaire]}.

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[24]; l’Institut de protection et de sûreté nucléaire (IPSN) avait d'ailleurs identifié un risque possible dans une première analyse en 2000[25]. En 2005, selon le Commissariat à l'énergie atomique (CEA), le problème était connu et résolu[26]. 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[27].

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[28]. 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[29]. 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[30]. »

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-a-vis d'un impact direct et de ses conséquences[31].

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[32]. 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[33]^,[34].

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)[35].

La classification confidentiel défense des informations techniques fait l'objet d'une polémique[36] ; 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[37]. 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[38].

Fin 2013, l’autorité de sûreté nucléaire américaine (NRC) valide la « résistance de l’EPR à la chute d’un grand avion gros porteur »[39].

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[40]. 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[41].

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[42]^,[43].

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)[44]^,[45].

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[46].

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[47], néanmoins, les alimentations électriques de secours de l’EPR auront une autonomie de 72 heures[48].

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)[49], incluant en particulier la constitution de matériels complémentaires d’apport en électricité mobilisables dans les 24 heures à l’échelle d’un site[50]^,[51].

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[52] 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 impactée est celle de l'EPR de Flamanville[52]. Celles des EPR chinois fournies par Mitsubishi et Dongfang Electric Corporation[53] et celle de l'EPR finlandais sous-traitée par Areva au japonais Mitsubishi ne seraient pas concernées[54]^,[55].

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[56], l'ASN demande à EDF de changer le couvercle de la cuve de l'EPR de Flamanville avant 2024[57], puis, le 11 octobre 2017, autorise la mise en service du réacteur sous conditions[58].

Pour l'EPR de Flamanville, le scénario le plus négatif envisagé[alpha 2] conduit à une vague à 8 mètres au-dessus du niveau de la mer actuel, ce qui laisse une marge de 4,60 mètres, le réacteur étant construit à une hauteur de 12,60 mètres.

Selon Jacques Foos, scientifique membre de la CLI (Commission locale d'information) de Flamanville, 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[59]. 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[60].

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[66], associé à un contrat de fourniture de combustible de services et un transfert de technologie[67]. 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[68]^,[69]^,[70]. L'exploitation commerciale est initialement prévue en 2013[71].

En octobre 2009, le premier béton (partie nucléaire) de la tranche 1 est coulé, celui de la tranche 2 en avril 2010[72]. En janvier 2015, la fin de construction est annoncée pour fin 2015[73] et la mise en service commerciale pour 2016[74]. 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 »[75].

Le 29 juin 2018, Taishan 1 est couplé au réseau et devient le premier réacteur EPR à produire de l'électricité[76]^,[77] et sa mise en service commercial est prononcée le 13 décembre 2018, après réalisation des tests de mise en service en puissance[78]. 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[79]. 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[80]^,[81]. 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 »[82].

Le 29 juin 2019, Taishan 2 est couplé au réseau[83] et devient le deuxième réacteur nucléaire EPR en service. Il avait eu sa première réaction en chaîne le 28 mai 2019[84]. Sa mise en service commercial a été déclarée le 7 septembre 2019[85].

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[86]^,[87]. Ensemble, les deux EPR de Taishan permettent de fournir 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[88].

Le projet de Flamanville 3, en 2010.

FA3, un « démonstrateur tête de série » d'EPR est en construction à Flamanville (maître d'ouvrage par Électricité de France)[89]. La coulée du premier béton a eu lieu en décembre 2007[90].

Alors que la mise en service était initialement prévue en 2012, en juillet 2011, EDF annonce un report de la mise en service à 2016 et un coût passant de 3,3 à 6 milliards d'euros[91]^,[92]. 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)[93]. 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[94].

Le 15 avril 2015, l'ASN relève des « anomalies de fabrication » sur le fond et le couvercle de la cuve de l'EPR déjà installée sur le site : la composition de l'acier comporte trop de carbone, ce qui fragilise la cuve[95]. Aussi, le 3 septembre 2015, EDF annonce un nouveau report de la mise en service au quatrième trimestre 2018. Le coût de construction prévu atteint désormais 10,5 milliards d'euros[96]. En mai 2016, le journal Les Échos révèle que des pièces défaillantes dans les centrales nucléaires sont sorties de l'usine du Creusot, grâce à des dossiers falsifiés[97]. En juin 2017, l'ASN demande à EDF de changer le couvercle de la cuve avant 2024[57], puis autorise le 11 octobre suivant la mise en service du réacteur[98].

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 d'euros, à 10,9 milliards d'euros. 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[99]^,[100].

En avril 2019, l’IRSN et un groupe d’experts de l’ASN émettent un avis défavorable sur la justification initialement 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 de l’enceinte de confinement, ce qui rendra nécessaire son percement^{[réf. nécessaire]}; leur réparation (tâche particulièrement complexe) entraînera un surcoût important, ainsi qu'un nouveau report de la date prévue pour chacune des étapes de la mise en service de la centrale[101]^,[102].

En juin 2019 l’ASN ordonne la réparation des huit soudures situées au milieu de la double enceinte de béton qui protège le bâtiment réacteur, donc très difficiles à atteindre ; 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[103]. 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 »[104]^,[105]. 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 »[106]. En juillet 2019, EDF annonce que la mise en service du réacteur ne peut être envisagée avant fin 2022[107].

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

Un EPR a été construit à Olkiluoto 3, dont le maitre d'ouvrage est la société TVO. Il devrait être opérationnel en 2022[108].

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[109]^,[110]. Puis l'EPR est exclu de l'appel d'offres du second site de Pyhäjoki[111].

La coulée du premier béton a eu lieu en juillet 2005[112]. La mise en service, initialement prévue en 2009, est régulièrement repoussée en raison, de problèmes techniques[113] (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[114]^,[115].

De cinq ans de retard[116] et un surcoût de 3,6 milliards d'euros annoncés en 2011 (coût global estimé à 6,6 milliards d'euros)[117], on est passé, en février 2013, à sept ans de retard[118] et 5 milliards d'euros de surcoût annoncés[119]^,[118].

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[120]. La Cour des comptes, quant à elle, se plaint d'une annonce prématurée par les Échos d'un rapport non terminé[121]. 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[122].

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[123].

En juin 2018, la mise en service industriel est reportée à septembre 2019 en raison de retards dans la phase d’essais à chaud et de nécessaires modifications concernant le contrôle commande et les systèmes électriques[124].

L'exploitation du réacteur est autorisée le 25 février 2019 par l'Autorité de sûreté finlandaise[125].

Fin 2019, TVO annonce une mise en service pour mars 2021 et un chargement en combustible prévu en juin 2020[126].

Le 28 août 2020, TVO annonce un chargement du combustible en mars 2021, une connexion au réseau en octobre 2021 et un démarrage de la production commerciale en février 2022[127].

Mars 2021 : le combustible nucléaire est chargé[108].

Fin août 2021, TVO annonce un nouveau retard: « Le démarrage du réacteur OL3 est désormais attendu en janvier 2022, suivi par une première production d'électricité en février et enfin une production régulière en juin »[128].

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[129].

Mi-2007, EDF et Areva annoncent envisager la construction d'un ou plusieurs EPR au Royaume-Uni[130]^,[131]. Ils ont pour cela engagé le processus de certification auprès des régulateurs britanniques[132] en vue d'une mise en service fin 2017[133]. Le site nucléaire d'Hinkley Point est choisi par EDF pour la construction de son premier EPR dans le pays[134].

À la fin de 2011, EDF reporte sa décision sur la poursuite de son investissement dans ce projet[135]^,[136] 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)[137].

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 »[138].

Le 19 mars 2013, avec l’obtention du permis de construire l’EPR en Grande-Bretagne, tous les obstacles administratifs britanniques sont levés[139] ;

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[140]^,[141].

Le 21 octobre 2013 est officialisé l'accord commercial entre EDF et le gouvernement britannique sur le prix de vente du kWh nucléaire produit par le futur EPR. « Cette annonce marque le début du nouveau programme nucléaire britannique. Londres mise en effet sur les énergies non ou faiblement carbonées »[142].

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[143].

En avril 2015, les travaux préparatoires sont stoppés, dans l'attente de la décision d'investissement d'EDF[144].

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[145].

Le 22 septembre 2020, la Cour de justice de l'Union européenne (CJUE) valide le dispositif de soutien du Royaume-Uni pour la construction des EPR d'Hinkley Point, estimant qu'il ne constitue pas une aide d'État incompatible avec le marché intérieur et déboutant l'Autriche et le Luxembourg. En juillet 2018, le Tribunal de l'Union européenne avait déjà débouté les plaignants[146]^,[147].

En juillet 2015, dix collectivités locales et fournisseurs d'électricité allemands et autrichiens portent plainte auprès de la Cour européenne de justice contre le projet de centrale nucléaire d’Hinkley Point[75].

En mars 2016, le directeur financier d’EDF démissionne sur fond de désaccord autour du projet d’Hinkley Point[148].

Début des travaux en 2016[149] ; le premier béton du réacteur nucléaire est prévu en 2019[150].

En juillet 2017, EDF annonce un surcoût de 1,5 milliard de livres ; la livraison est prévue pour fin 2025 au plus tôt[151].

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[152].

Le 11 décembre 2018, les fondations du bâtiment réacteur sont coulées, marquant le début officiel de la construction de la 1^re tranche[153]^,[154].

Le 12 décembre 2019, la construction du deuxième réacteur débute officiellement[155]. 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 ; le calendrier fixé plus de quatre ans auparavant est respecté[156].

Le 30 janvier 2009, le président de la République, Nicolas Sarkozy, annonce la construction d'un EPR à Penly (Seine-Maritime) (EDF : 50 %, GDF Suez : 25 %, Total, E.on et Enel : 25 %), mais mi-2009, Jean-Louis Borloo, ministre de l’Écologie et de l’Énergie, déclare qu'un troisième EPR n'est pas d'actualité[157]. À la fin de septembre 2010, GDF Suez se retire du projet[158].

En mai 2011, selon Christophe de Margerie, alors PDG de Total, la réflexion sur le projet aurait apparemment été stoppée[159]. Le 21 juillet 2011, EDF annonce que la mise en service ne se fera plus en 2017 mais en 2020[160].

Le 4 octobre 2011, EDF demande un nouveau report à 2012 de l'enquête publique, qui a déjà été repoussée à octobre 2011, tout en précisant que le projet n'est pas suspendu[161]. En juillet 2012, le ministre de l'écologie Delphine Batho annonce qu'« on ne construit pas l'EPR à Penly »[162]

Le projet est relancé en 2019 ; EDF cherche un site pour la construction d'une paire de réacteurs EPR et Penly est à nouveau le favori[163], cette fois pour deux réacteurs. La décision de l'État interviendrait mi-2021[164].

EDF doit présenter 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. La décision de l'exécutif de lancer ou non un tel chantier ne sera pas prise avant le démarrage de l'EPR de Flamanville mi-2023, soit après la présidentielle de 2022. La Cour des comptes publie en juillet 2020 un rapport où elle émet des doutes sur la capacité de la filière nucléaire à construire de nouveaux réacteurs dans les délais et à un coût acceptable ; elle souligne qu'« aucun nouveau projet ne saurait être lancé sans une forme de garantie publique, quel que soit le dispositif retenu. De nouveaux modes de financement des réacteurs devront être mis en place » et que « la charge ainsi transférée au consommateur ou au contribuable ne trouverait sa justification que si l'électricité produite par les nouveaux réacteurs […] s'avérait suffisamment compétitive vis-à-vis des autres modes de production d'électricité, renouvelables en particulier, ou si d'autres considérations justifiaient le maintien du nucléaire dans le mix électrique »[165].

Bernard Fontana, président du directoire de Framatome, annonce 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 % »[166].

Concernant l’emplacement des six nouveaux EPR 2, les sites de Penly et de Gravelines sont pressentis ainsi qu’un site situé en région Auvergne-Rhône-Alpes (Bugey ou Tricastin)[167]^,[163].

En mai 2020, EDF a déposé une demande d’approbation du projet de Sizewell C. Le processus devrait prendre au moins 18 mois avant que le gouvernement ne prenne la décision finale. La nouvelle centrale sera une quasi réplique d'Hinkley Point C afin de profiter du retour d’expérience, réduisant coûts et risques pour le projet. Elle créera 25 000 opportunités d'emploi[168] ; 70 % des investissements seront dépensés au Royaume-Uni.

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[169].

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[170].

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[170].

L'accord définitif, espéré pour la fin 2018, n'est toujours pas signé en septembre 2019. En cas de signature courant 2019, le chantier pourrait débuter en 2023[171].

Le 23 avril 2021, EDF annonce avoir remis au groupe nucléaire public indien NPCIL une « offre technico-commerciale engageante »[172]. 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[173]. 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'il estime « modérée »[174].

• Septembre 2005, l'électricien Constellation Energy et Areva s'associent au sein du « consortium UniStar Nuclear » pour promouvoir l'EPR[175]. Le nom du réacteur a été changé en US-EPR.
• Août 2007[176], création de « UniStar Nuclear Energy[177] » (consortium EDF/Constellation Energy) qui détient, via sa holding, 50 % du consortium « UniStar Nuclear », Areva détenant toujours les autres 50 %[178].
• Le 11 décembre 2007, Areva NP, Inc. dépose la demande de validation de la conception (Design Certification Application) de l'EPR auprès des autorités américaines (la Commission de régulation nucléaire (NRC, « Nuclear Regulatory Commission »)[179]^,[180].
• À la fin de 2010, à la suite du retrait de Constellation Energy[181]^,[182], EDF détient désormais UniStar Nuclear Energy à 100 %.
• Le 30 août 2012 (après instruction d'un recours intenté consécutivement à la prise de majorité d'EDF dans Unistar), l'Atomic Safety and Licensing Board (ASLB) (en) refuse le dépôt, par «UniStar Nuclear Energy» (détenue à 100 % par EDF), de la demande de licence pour la construction et l'exploitation du réacteur EPR de Calvert Cliffs 3 (Maryland), en application des dispositions en vigueur aux États-Unis (notamment les articles 10 CFR 50.38[183] et 10 CFR 52.75[184]) qui spécifient qu'une société étrangère ne peut faire de demande de licence ni exploiter une installation nucléaire dans ce pays[185].
• En mars 2015, Areva et EDF suspendent leurs projets EPR aux États-Unis d'Amérique[186].
• Le 6 août 2021, EDF vend la totalité (49,9 %) des parts qu’il détenait dans Constellation Energy Nuclear Group[187].

• Libye : en août 2007, d'après Le Parisien, un porte-parole du CEA a expliqué que « le groupe français Areva a été sollicité par les autorités libyennes dès le mois de juin pour présenter le tout dernier modèle de centrale nucléaire EPR »[188]^,[189]^,[190], mais le président Nicolas Sarkozy a démenti, lors de son séjour aux États-Unis à la même période, le projet de vente d'un réacteur EPR au régime libyen[191].
• L'Afrique du Sud a annoncé, en décembre 2008[192], l'annulation de son programme nucléaire de réacteurs[193].
• Abou Dabi était en négociation pour quatre réacteurs proposés par Areva, Suez et Total, mais le 28 décembre 2009, Abou Dabi annonce préférer l'offre du consortium mené par le Sud-Coréen KEPCO[194].
• L'Italie envisageait la construction de quatre EPR[195] mais, lors d'un référendum organisé le 13 juin 2011, le peuple italien s'est opposé à 95 % à la construction de réacteurs nucléaires[196].
• La République tchèque a éliminé de son appel d'offres pour deux tranches en 2012, pour équiper la centrale de Temelin, le projet d'EPR d'Areva en raison de son refus de s'engager sur un prix fixe et un délai[197].

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• La page d'EDF - Maître d'ouvrage des projets EPR de Flamanville et de Penly.
• Le contrôle de la construction du réacteur EPR de Flamanville3 par l'ASN.
• Le rapport du Sénat sur l'approvisionnement électrique de l'Europe. Insiste sur l'importance de l'EPR comme technologie de transition.
• La page d'EDF Energy « New Nuclear » - Maître d'ouvrage du projet EPR d'Hinkley Point C.
• La page de CGNPC - Maître d'ouvrage du projet EPR de Taishan.
• Revue de presse et dossiers EPR du Réseau Sortir du nucléaire
• site TNPJVC (coentreprise franco-chinoise chargée de la construction des EPR de Taishan)

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