Centrale nucléaire en France

Plaque commémorative sur le site de stockage des combustibles de Zoé, la première pile atomique française.

La recherche française dans le domaine nucléaire a commencé bien avant la Seconde Guerre mondiale. La physique nucléaire était déjà à un stade très avancé grâce aux travaux de Pierre et Marie Curie, Frédéric Joliot-Curie et Irène Joliot-Curie. Fort de ces avancées, mais aussi au vu des progrès réalisés par la recherche américaine dans ce domaine et après les explosions de Hiroshima et Nagasaki les 6 et 9 août 1945, le général de Gaulle crée le Commissariat à l'énergie atomique (CEA) le 18 octobre 1945. Cet organisme a vocation à poursuivre les recherches scientifiques et techniques en vue de l’utilisation de l’énergie atomique dans divers domaines de l’industrie, de la science et de la défense[5]^,[6]. Les deux premières personnalités à se partager la responsabilité de la direction de cet organisme sont Frédéric Joliot-Curie en qualité de Haut Commissaire pour les questions scientifiques et techniques et Raoul Dautry, l'ancien ministre de l'Armement, en tant qu’administrateur général[A 1].

En matière de production électrique, Félix Gaillard, membre du Gouvernement Pinay (de mars 1952 à janvier 1953), propose en juillet 1952 au Parlement, qui l'accepte, le premier plan quinquennal de développement de l'énergie atomique donnant une accélération décisive aux recherches. Il a pour objectif essentiel de trouver un remède pour le déficit énergétique français. Félix Gaillard sera nommé ultérieurement, le 18 mars 1955, président de la Commission de coordination de l'énergie atomique[7]. Ce plan prévoit la construction de deux réacteurs, complétés plus tard par un troisième. En l’absence d'installations d'enrichissement de l'uranium, la France est conduite à choisir la filière uranium naturel graphite gaz (UNGG). Il s'agit d'un type de réacteurs utilisant l'uranium naturel comme combustible, le graphite comme modérateur de neutrons et le gaz carbonique pour le transport de la chaleur vers les turbines et pour le refroidissement du cœur[A 2].

Le premier réacteur (G1) diverge le 7 janvier 1956[8] sur le site de Marcoule. Il s’agit encore d’un équipement prototype de puissance limitée (40 MW). Les deux autres G2 en 1958 et G3 en 1959 sont plus puissants et vont constituer la tête de série de la filière[A 2].

Charles de Gaulle est investi président du Conseil par l'Assemblée nationale le 1^er juin 1958[9]. Lors du premier Conseil de défense qui se tient le 17 juin 1958, il met un terme au projet de coopération nucléaire franco-germano-italienne initié en 1957[10] et accélère le programme nucléaire national en confirmant la date de la première expérience française. La maîtrise du nucléaire et la détention de l’arme atomique comme arme de dissuasion sont le cœur de la politique d’indépendance nationale voulue par le Général, tant dans le domaine militaire que le domaine énergétique[11].

Après le succès des réacteurs expérimentaux de Marcoule, l’entreprise publique chargée de la production d’électricité, EDF, est chargée de mettre en place le programme électronucléaire français avec des réacteurs du même type, Uranium naturel graphite gaz (UNGG). De 1966 à 1971, six réacteurs EDF sont mis en service : trois sur le site de Chinon, deux à Saint-Laurent-des-Eaux et un à Bugey. La puissance unitaire passe de 70 (Chinon-A1) à 540 MW (Bugey-1). En fin de période, le nucléaire fournit 5 % de l'électricité produite en France[A 3].

Le centre de Cadarache, près de Manosque, est créé en 1960. Il s’agit du quatrième centre d'études nucléaires. Neuf réacteurs expérimentaux sont mis en service pendant les années 1960, soit en moyenne deux par centre. Minerve est destiné aux études neutroniques sur des réseaux combustibles des différentes filières de réacteurs nucléaires[12]. Osiris sert à étudier les matériaux et combustibles des centrales nucléaires, et produit des radioéléments pour l'industrie et l'utilisation médicale, notamment du technétium 99m, dont il est l'un des trois seuls producteurs au monde, et du silicium dopé[13]. Pégase ainsi que Harmonie, Masurca[14], César, Marius, Cabri[15] complètent le dispositif. En 1967, le premier réacteur français à neutrons rapides, Rapsodie, est mis en service. Il sera le précurseur de Phénix et Superphénix. Éole, Minerve, Phébus viennent compléter le dispositif de recherche pour la deuxième et troisième génération de réacteurs nucléaires à eau pressurisée qui sera exploitée en France à partir de 1977[16].

La centrale de Fessenheim où sont construits deux des six réacteurs du contrat-programme CP0.

Au début des années 1960 la commission pour la Production d'Électricité d'Origine Nucléaire ou commission PEON, une commission consultative auprès du gouvernement français créée en 1955 afin d'évaluer les coûts liés à la construction de réacteurs nucléaires, préconise le développement de l’énergie nucléaire pour pallier le manque de sources énergétiques nationales[B 1]. Deux positions vont alors s’affronter : celle du CEA qui préconise la filière UNGG et celle de EDF qui souhaite développer la filière américaine, uranium enrichi et eau sous pression des REP. Un rapport technique comparant les deux filières réalisé en 1967 établit que le kWh produit avec une centrale UNGG est 20 % plus cher que celui produit avec une centrale REP de même puissance (500 MWe). Le général de Gaulle qui tient à l’indépendance nationale autorise toutefois la construction de deux centrales UNGG à Fessenheim, dans le Haut-Rhin, tout en poursuivant une coopération avec la Belgique sur les REP (Tihange) [B 1]. La Belgique a réalisé en effet le premier REP en Europe, BR-3, d’une puissance modeste de 11 MW[B 2].

Le gouvernement Jacques Chaban-Delmas du président Georges Pompidou, nouvellement élu, fait toutefois brutalement volte-face. Par décision interministérielle du 13 novembre 1969, la filière UNGG est abandonnée au profit des réacteurs à eau légère. Les deux arguments invoqués sont d’une part la taille compacte des REP et l’assise technique et financière des sociétés américaines[B 3]. Deux sociétés vont alors s’affronter pour exploiter les licences américaines : Framatome (société franco-américaine de constructions atomiques) créée spécialement, exploitant le brevet de Westinghouse pour la technologie REP, et le groupe de la Compagnie générale d'électricité (CGE) (qui deviendra Alcatel-Alsthom en 1991), exploitant le brevet de General Electric pour la filière des réacteurs à eau bouillante.

EDF est autorisé à construire deux REP à Fessenheim, au lieu des deux UNGG prévus. Ils seront raccordés au réseau en 1977. Puis quatre autres sont autorisés à Bugey, dans l'Ain. Ces six réacteurs constitueront a posteriori le palier dit CP0 (contrat programme zéro)[17]^,[B 1]^,[A 4].

Deux évènements internationaux vont conduire à une accélération spectaculaire du programme électronucléaire français. La conflit israélo-arabe et notamment la guerre du Kippour en 1973 ainsi que le premier choc pétrolier qui conduit le prix du pétrole à doubler deux fois en octobre 1973, mettent brutalement en évidence la dépendance énergétique des pays occidentaux et leur fragilité en la matière au moment où le pays connaît une extraordinaire croissance économique[A 4].

Le comité interministériel du 22 mai 1973, soit cinq mois avant la crise du Proche-Orient, avait déjà décidé d'accroître le programme de centrales électronucléaires prévu au VI^e plan, en le portant de 8 000 à 13 000 MW pour la période 1972-1977. Ces événements conduisent Pierre Messmer, premier ministre, à décider le 5 mars 1974 à accélérer encore ce programme. Les 13 000 MW prévus pour être réalisés de 1972 à 1977 seraient entièrement engagés avant la fin de 1975. Ultérieurement, les investissements d'EDF seraient poursuivis au même rythme correspondant à l'engagement de 50 000 MW nucléaires de 1974 à 1980[18], ce qui correspond à 55 réacteurs de 900 MW, en sus des six déjà en activité.

En septembre 1972, la CGE présente le BWR6, le nouveau réacteur à eau bouillante de General Electric qui dispose d’une plus grande puissance grâce à des améliorations de combustible. Le 4 février 1974, EDF notifie officiellement à la CGE la commande de huit réacteurs, dont deux fermes (Saint-Laurent-des-Eaux 3) et six en option. Simultanément, la CGE reçoit la commande ferme de douze turbo-alternateurs de 1 000 MW et de six en option. Le marché total s’élève à 3,5 milliards de francs (hors taxes) et la redevance due à General Electric à 2,5 % de ce montant, soit 87,5 millions de francs. Les travaux avancèrent rapidement et au 1^er mars 1975, 10 000 documents avaient déjà été transmis par General Electric, plus de 200 missions avaient été effectuées aux États-Unis par des techniciens en formation et 388 personnes de la CGE travaillaient à temps plein sur le projet[19]. Le 4 août 1975, EDF annule cette commande, par suite de la forte augmentation du devis, et décide de ne retenir qu’une seule filière, celle des réacteurs à eau pressurisée. Il s’agit d’un échec cuisant pour la CGE qui se retire dès lors de la filière nucléaire mais obtient toutefois une compensation de taille : la place d’Alsthom au centre de l’industrie nucléaire française. À la fin de l’année 1976, Alsthom-Atlantique obtient ainsi un quasi-monopole sur le marché français des turbo-alternateurs.

Le contrat-programme CP1, engagé en 1974, comprend 18 tranches de 900 MWe : Blayais 1, 2, 3, et 4 (Gironde) ; Dampierre 1, 2, 3 et 4 (Loiret) ; Gravelines B1, B2, B3, B4, C5 et C6 (Nord) et Tricastin 1, 2, 3 et 4 (Drôme). Le contrat-programme CP2, lancé en 1976, comprend dix tranches : Chinon B1, B2, B3, B4 (Indre-et-Loire) ; Cruas 1, 2, 3, et 4 (Ardèche) ; Saint-Laurent-des-Eaux B1 et B2 (Loir-et-Cher) [20].

Le palier P4 est constitué de 8 tranches d'une puissance de 1 300 MWe, sur lesquelles Framatome avait travaillé avec Westinghouse dès 1976. Elles sont commandées de 1977 à 1982 et mises en service de 1984 à 1987. Il s’agit des réacteurs de Flamanville (1 et 2), Paluel (1 à 4), Saint-Alban (1 et 2) [21].

Il est suivi du palier P’4 constitué de 12 nouvelles unités de la même puissance de 1 300 MWe, avec quelques apports de Framatome. Les engagements de construction s’échelonnent de 1979 à 1984 et les mises en service de 1987 à 1994. Il s’agit des réacteurs de Belleville (1 et 2), Cattenom (1 à 4), Golfech (1 et 2), Nogent (1 et 2) et Penly (1 et 2).

L’année 1981 marque un tournant dans la vie de la société Framatome avec la signature d’un accord de coopération technique à long terme avec Westinghouse, appelé NTCA (Nuclear Technical Coopération Agreement). Cet accord repose sur le respect par Westinghouse des compétences Framatome avec des échanges qui se font dans les deux sens. Des redevances, fortement diminuées, doivent toutefois encore être versées. Ce degré d'indépendance technique et commerciale de Framatome entraîne le retrait total de Westinghouse du capital de Framatome et va permettre à la société française de développer ses propres modèles de réacteurs[22].

Dans ce début des années 1980, plusieurs accidents nucléaires vont contribuer à ébranler certaines certitudes dans l'industrie nucléaire et mettre en avant un besoin majeur de mieux prendre en compte la sûreté nucléaire à chacun des stades du cycle nucléaire.

• En 1979, se produit d'abord l'accident nucléaire de Three Mile Island, aux États-Unis, où le cœur du réacteur fond[23], libérant des rejets radioactifs dans l’environnement, provoquant une exposition du public négligeable selon l'UNSCEAR[24]. .
• En 1980 survient en France, à la centrale nucléaire de Saint-Laurent (Loir-et-Cher) le plus grave accident nucléaire recensé en France. Deux éléments combustibles du réacteur A2 filière UNGG (uranium naturel, graphite-gaz), d'une puissance de 515 MWe, fondent. Cet accident est classé de niveau 4 sur l'échelle INES, soit un « accident n’entraînant pas de risque important à l'extérieur du site[25].

La catastrophe de Tchernobyl, qui se produit le 26 avril 1986, marque un tournant dans l'évolution du nucléaire. Cet accident conduit à la fusion du cœur d'un réacteur, au relâchement de radioactivité dans l'environnement et à de très nombreux décès, survenus directement ou du fait de l'exposition aux radiations. Il est le premier accident classé au « niveau 7 » sur l'échelle internationale des événements nucléaires (INES) (le second étant la catastrophe de Fukushima du 11 mars 2011), et est considéré comme le plus grave accident nucléaire répertorié jusqu'à présent. Les conséquences de la catastrophe de Tchernobyl sont importantes, aussi bien du point de vue sanitaire, écologique, économique que politique. Plus de 200 000 personnes ont été évacuées[26].

L'image globale du nucléaire en ressort durablement altérée et les programmes en subissent le contrecoup. La plupart des projets de construction de nouvelles centrales sont stoppés. Certains pays décident de sortir du nucléaire. C'est le cas de la Suède et de l'Allemagne, même si en 2011 ces deux pays ont toujours respectivement 10 et 17 réacteurs en activité.

En France, lorsque l'accident de Tchernobyl se produit, les constructions des réacteurs des paliers P’4 et du nouveau palier N4 sont en cours et pas encore terminées. Le palier N4, directement issu de l'accord NTCA entre Framatome et Westinghouse, est constitué de quatre tranches de 1 450 MW de conception purement française mises en place à Chooz B (1 et 2) et à Civaux (1 et 2). Les engagements de construction s’échelonnent de 1984 à 1991 et les mises en service (1^res connexions au réseau) de 1996 à 1999[27]. En 1992, il est mis fin à l’accord entre Framatome et Westinghouse entraînant un arrêt des redevances et une francisation complète des réacteurs construits par Framatome[22]. Les évolutions dans la conception de ces nouveaux réacteurs prennent en compte les retours d'expérience des réacteurs 900 et 1 300 MW en exploitation ainsi que les enseignements de l'accident nucléaire de Three Mile Island en 1979[28].

Les programmes engagés sont menés à leur terme, mais aucune construction nouvelle de tranche de centrale n’est entreprise après l'accident de Tchernobyl.

Néanmoins, les recherches visant à définir le futur réacteur, dit de génération III, qui doit remplacer les réacteurs de 1 300 MWe (dits de génération II) sont engagées. Un accord de coopération entre Framatome et Siemens est signé le 13 avril 1989 et une compagnie commune est créée. Ce rapprochement, soutenus par les états respectifs, a pour objet de développer une technologie franco-allemande de réacteurs nucléaires à eau sous pression pour les besoins des deux pays, en priorité, puis pour l'ensemble des producteurs mondiaux d'électricité concernés par le nucléaire. Ce nouveau réacteur, dont la puissance unitaire devait initialement s'élever à 1 450 MWe, se différencie des modèles précédents par l'introduction des avancées technologiques les plus récentes, notamment en matière de sûreté. Des études d’ingénierie sont engagées en 1995 et l’avant-projet détaillé est proposé en octobre 1997 aux autorités de sûreté française et allemande[29].

Sur le plan international, la France participe aux discussions engagées en 1991 visant à définir des obligations internationales contraignantes concernant la sûreté nucléaire. La France signe la Convention internationale sur la sûreté nucléaire le 20 septembre 1994[Note 1]^,[30]. Elle l’approuve le 13 septembre 1995 et la Convention entre en vigueur avec le décret du 24 octobre 1996[31]. Le premier rapport de la France sur la sûreté de ses centrales élaboré en vertu de cette Convention est publié en septembre 1998[32].

Pyramide des âges des réacteurs électronucléaires français.

EDF décide en 2004 la construction à Flamanville d’un réacteur de troisième génération de type EPR[33].

Après un débat public qui se passe en 2005 et où les anti-nucléaires dénoncent une consultation portant sur un choix qui serait déjà acté, EDF lance le projet pour un investissement de 3,3 milliards d'euros. Mais, en juillet 2009, EDF annonce officiellement que le projet accuse un retard de deux ans, et que le chantier ne se terminera qu’en 2014. Le coût du chantier est revu à la hausse et passe à 5 milliards d'euros[34]. La durée de sa construction, initialement prévue à 5 ans, est portée à 13 ans en 2018, la mise en service étant prévue en 2020, et son coût, initialement prévu à 3,3 milliards d'euros est révisé plusieurs fois à la hausse pour passer à 10,9 milliards d'euros selon la dernière estimation de juillet 2018[35].

En avril 2019, les experts de l'ASN demandent d'importants travaux pour réparer huit soudures mal réalisées, ce qui impacte le calendrier de mise en service et le coût de construction[36]. En juillet 2019, après confirmation de cette exigence de l'ASN, EDF annonce que la mise en service du réacteur ne peut être envisagée avant fin 2022[37].

En janvier 2009, le gouvernement choisit le site de Penly pour réaliser le deuxième EPR français dont la construction serait confiée à un consortium regroupant EDF (majoritaire), GDF Suez, Total, Enel et E.ON[38]. Conformément à la loi relative à la démocratie de proximité du 27 février 2002[39], un débat public est organisé du 24 mars au 24 juillet 2010[40]. Le bilan est présenté le 24 septembre 2010. Celui-ci aboutit à un statu quo des positions de chacun : les partisans du projet n’ont pas de doutes quant à sa nécessité et les détracteurs ne sont pas moins opposés[41].

L'accident nucléaire de Fukushima relance les interrogations sur le nucléaire. Nicolas Sarkozy annonce le 24 mars 2011 que le choix de l'énergie nucléaire n'est pas remis en question[42]. Le Premier ministre François Fillon confie le 23 mars 2011 à l'Autorité de sûreté nucléaire la réalisation d'un audit sur les installations nucléaires françaises. Cet audit portera sur les risques d’inondation, de séisme, de perte des alimentations électriques et de perte du système de refroidissement ainsi que sur la gestion opérationnelle des situations accidentelles. Des propositions d’améliorations sont attendues pour la fin de l’année 2011[43].

Après l'accident nucléaire de Fukushima, l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a demandé à EDF de prendre une série de dispositions dites « noyaux durs post-Fukushima » visant l'amélioration de la sûreté nucléaire à la suite des évaluations complémentaires de sûreté menées en 2011 ; EDF a présenté le 30 juin 2012 un programme de travaux : construction de centres de crise bunkérisés, générateurs Diesel d’ultime secours, création d’une source ultime d’eau froide... complétés par la mise en place fin 2012 d'une « Force d'action rapide nucléaire » (Farn) dotée de moyens lourds et organisée de manière à pouvoir acheminer en urgence des secours (eau, générateurs) à une centrale en péril, par hélicoptère si les accès routiers sont coupés. L'ASN a demandé à l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) d'analyser ce programme et de proposer si nécessaire des compléments ; l'IRSN a présenté ses conclusions fin 2012, estimant que les dispositions d'EDF « devaient être complétées afin de limiter significativement, en cas d’accident de perte totale et durable des sources électriques ou de la source froide, les conséquences pour l’environnement. »[44].

Le 21 janvier 2014, l'ASN a adopté 19 décisions (une par centrale) fixant à EDF des exigences complémentaires détaillées pour la mise en place du « noyau dur » post-Fukushima, issues du rapport de l'IRSN et visant à compléter le concept de noyau dur par la définition d’un ensemble de matériels permettant de faire face aux vulnérabilités identifiées par EDF ; ces matériels devront être mis en place d'ici 2020[45].

Afin de résoudre les graves difficultés rencontrées par Areva (déficit de 4,8 milliards d'euros en 2014), l'État a exigé un accord entre EDF et Areva, qui a été conclu le 28 juillet 2015 : EDF va acquérir 75 % du capital d'Areva NP (activité réacteurs d'Areva), autrement dit l'ex-Framatome, dont Areva conservera 25 % ; EDF compte revendre une partie de ses actions à d'autres partenaires, tout en restant majoritaire[46].

Les accords définitifs ont été signés le 22 décembre 2017 : EDF rachète 75,5 % de l'activité de réacteurs nucléaires d'Areva, appelée New NP, dont Mitsubishi Heavy Industries acquiert 19,5 % et Assystem 5 %[47].

En février et juin 2020 les réacteurs de la plus ancienne centrale encore en activité (Fessenheim) ont été définitivement arrêtés.

Évolution du coefficient de production du parc électronucléaire de 1999 à 2010.

En juin 2020, après la mise à l’arrêt de Fessenheim, la France compte 18 centrales nucléaires en exploitation pour un total de 56 réacteurs nucléaires de puissance[48]. Leur production nette en 2018 a été de 393,2 TWh, soit 71,7 % de la production d’électricité du pays (548,6 TWh)[49] ; ce nombre de réacteurs représente 12,7 % du total mondial. Quant à production d'électricité d'origine nucléaire, avec 15,3 % du total mondial, la France est au 2^e rang derrière les États-Unis (qui en détient 31,4 %)[50].

En 2018, la production nucléaire d'EDF a progressé de 14,1 TWh par rapport à 2017, soit +3,7 %, atteignant 393,2 TWh ; malgré cette amélioration, c'est la troisième année consécutive où la production nucléaire d'EDF reste inférieure à 400 TWh, alors qu'elle n'avait rencontré cette situation qu'une seule fois, en 2009, en raison d'une longue grève. Les années 2016 et 2017 avaient été marquées par des arrêts exceptionnels de réacteurs liés aux contrôles de l'Autorité de sûreté sur la qualité de gros composants. La production de l'année 2018 a été réduite de 10 TWh par un problème générique lié à l'usure de pièces (« manchettes thermiques ») situées sur le couvercle de la cuve de certains réacteurs. Le parc nucléaire français a produit à 71,1 % de ses capacités théoriques maximales en 2018, alors que le groupe visait encore un taux de disponibilité de plus de 80 % il y a cinq ans. EDF prévoit une production nucléaire de l'ordre de 395 TWh pour 2019 et les années suivantes, du fait de la programmation de sept visites décennales en 2019 et de 25 autres d'ici 2030[51].

La production d'électricité d'origine nucléaire a été multipliée par trente entre 1973 et 2006, passant de 14,8 TWh à 450,2 TWh[52]. Celle-ci diminue toutefois de manière continue entre 2006 et 2010 alors que le nombre de centrales en activité n'a pas changé. Ceci s'explique par une baisse du coefficient de production. Cette diminution est surtout imputable à l'allongement des arrêts de tranche et à des mouvements de personnel induisant une baisse du coefficient de production[52].

L’énergie produite par les centrales nucléaires dépend de la combinaison de trois facteurs : la puissance installée, le coefficient de disponibilité Kd et le coefficient d’utilisation Ku. Le produit de Kd et Ku donne le coefficient de production Kp. Celui-ci traduit le taux de production effective d’électricité des centrales[C 1].

Ces coefficients traduisent la variabilité annuelle de la production. Le coefficient de disponibilité Kd intègre les indisponibilités techniques des réacteurs (avaries, maintenance des centrales…) tandis que le coefficient d’utilisation reflète les cas où, la centrale étant disponible, l’énergie pouvant être produite n’a pas été appelée par le réseau (demande trop faible, abondance de ressources hydroélectriques ou indisponibilité locale du réseau de transport) ou par contraintes environnementales (limitation des rejets thermiques dans les cours d’eau)[C 1].

Après une hausse continue de 1999 à 2005, passant de 71,8 à 77,6 %, le coefficient de production a ensuite fortement baissé pour atteindre 70,7 % en 2009[53]^,[54].

Le rapport sur la durée de vie des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs publié en 2013 par l’Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques met en évidence la faiblesse du facteur de charge Kp des centrales françaises en comparaison de celui des centrales étrangères (en 2002 : 75 % contre 83 %) du fait du suivi de charge : les exploitants étrangers utilisent leurs réacteurs en base afin d'en maximiser la rentabilité, alors qu'en France EDF adapte en temps réel la puissance fournie par ses réacteurs en fonction de la demande, d'où un coefficient d'utilisation Ku très inférieur à 100 %. Les exploitants étrangers sont tous convaincus que le suivi de charge accélère le vieillissement des composants d’une centrale, alors qu'en France on considère que son impact sur le vieillissement est faible. Le rapporteur Christian Bataille souligne la forte variabilité du coefficient d’utilisation (de 78 à 92 % entre 1978 et 2000), et se demande si « il ne conviendrait pas, à la fois pour maximiser la durée de vie des réacteurs et pour augmenter la performance économique globale du parc, qu’EDF s’attache à développer la motivation de ses équipes en restaurant l’impératif économique et en fixant des objectifs de production à court et à long terme. Ces objectifs pourraient être l’augmentation de la disponibilité du réacteur et la diminution de la durée des arrêts de tranche »[55].

La puissance totale installée est plafonnée à sa valeur actuelle de 61,3 GW par la loi sur la transition énergétique pour la croissance verte[56]^,[57].

La mise à l’arrêt anticipé des réacteurs concernés par la loi relative à la transition énergétique a débuté avec les deux réacteurs de la centrale nucléaire de Fessenheim, mis à l’arrêt respectivement en février et juin 2020.

La Programmation pluriannuelle de l'énergie, fixée par décret le 21 avril 2020[58], prévoit d'arrêter 14 réacteurs avant 2035, à l’échéance de leur 5^e visite décennale ; afin de lisser ce plan de fermetures, l'État avait demandé à EDF de proposer une liste de paires de tranches à fermer d'ici 2035[59]. Le 21 janvier 2020, dans ce cadre, « EDF propose au gouvernement d'étudier la mise à l'arrêt de paires de réacteurs à Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin » d'ici 2035[60].

EDF doit remettre à la mi-2021 un rapport complet au président de la République concernant la construction de six nouveaux EPR. La filière nucléaire défend le choix de construire ces réacteurs par paire pour limiter les coûts et mutualiser les équipes. Le président de la République Emmanuel Macron a déjà fait savoir que cette décision ne pourrait être prise formellement qu’après le démarrage de l’EPR de Flamanville en 2023. La direction du groupe EDF a présenté à son conseil d’administration le 16 décembre 2020 quatre sites pour les six nouveaux réacteurs. Le premier site choisi devrait être celui de la centrale nucléaire de Penly (Seine-Maritime), qui compte déjà deux réacteurs en activité. Trois autres sites seraient à l’étude : la centrale nucléaire de Gravelines, celle du Tricastin (Drôme) et celle du Bugey (Ain)[61].

Calendrier de construction des centrales nucléaires françaises.

Chacune des centrales comprend deux, quatre ou six réacteurs en exploitation. Ces réacteurs sont de la filière à eau pressurisée. Le parc des 56 réacteurs en exploitation se répartit en[62]^,[63] :

• 32 réacteurs de 900 MWe se répartissent en 4 réacteurs du palier CP0, 18 du palier CP1 et 10 du palier CP2 ;
• 20 réacteurs de 1 300 MWe se répartisant en 8 du palier P4 et 12 du palier P’4 ;
• 4 réacteurs de 1 450 MWe constituant le palier N4.

Un réacteur, dit de génération III, de type réacteur à eau pressurisée (REP) et baptisé réacteur pressurisé européen (EPR, European Pressurized Reactor), est en construction à côté des deux réacteurs existants de la centrale nucléaire de Flamanville (Manche).

Carte des centrales nucléaires françaises en activité, classées selon leur type (au 1^er juillet 2020).

Les 32 réacteurs de 900 MWe se répartissent en : 4 du palier CP0 à Bugey, 18 du CP1 (4 à Blayais, 4 à Dampierre, 6 à Gravelines, 4 à Tricastin) et 10 du CP2 (4 à Chinon, 4 à Cruas et 2 à Saint-Laurent-des-Eaux). Les paliers CP1 et CP2 sont regroupés sous le vocable CPY. Les 4 réacteurs du palier CP0 ont été mis en service respectivement en 1979 et 1980[B 1], les 18 réacteurs CP1 entre 1980 et 1985 et les réacteurs CP2 entre 1983 et 1988.

Les chaudières du palier CPY (CP1 et CP2) se distinguent des réacteurs CP0 par la conception des bâtiments, la présence d’un circuit de refroidissement intermédiaire entre celui permettant l’aspersion dans l’enceinte en cas d’accident et celui contenant l’eau de la rivière, ainsi que par un pilotage plus souple[64].

Le bâtiment qui abrite de ce type de réacteur est à paroi simple. Il est cylindrique en béton précontraint de 37 m de diamètre et d'environ 60 m de hauteur, surmonté d'un dôme. La paroi cylindrique a une épaisseur de 90 cm et le dôme une épaisseur de 80 cm. Ce bâtiment a pour fonction de résister aux accidents aussi bien qu'aux agressions externes. Sa surface intérieure est recouverte d'une peau métallique de 6 mm d'épaisseur dont la fonction est d'assurer l'étanchéité[65] :

Les 20 réacteurs de 1 300 MW se répartissant en 8 du palier P4 et 12 du palier P’4. Les 8 réacteurs du palier P4 ont été mis en service entre 1985 et 1987, les 12 réacteurs P'4 entre 1987 et 1994.

Le palier P4 est constitué des réacteurs de Flamanville (2), Paluel (4) et Saint-Alban (2)[21]. Une des principales différences avec les REP 900, outre la puissance accrue, est la double enceinte de confinement du bâtiment qui abrite le cœur. La paroi interne a une épaisseur de 1,20 m et la paroi externe 0,55 m[65]. Par ailleurs, du fait de l’augmentation de puissance, le nombre de générateurs de vapeur du circuit primaire est porté de trois à quatre afin de disposer d’une capacité de refroidissement plus élevée que sur les réacteurs de 900 MWe[64].

Le palier P’4 est constitué des réacteurs de Belleville (2), Cattenom (4), Golfech (2), Nogent (2) et Penly (2). Les différences avec le palier P4 sont faibles. Elles concernent essentiellement le bâtiment du combustible et la conception de certains circuits[64].

Les quatre réacteurs de 1 450 MWe constituant le palier N4 sont situés à Chooz B (2) et à Civaux (2). Ils ont été mis en service en 2000 et 2002.

Les caractéristiques comparatives des quatre types de réacteurs sont données dans le tableau ci-après[66].

Les générateurs de vapeur (GV) sont des échangeurs de chaleur entre l’eau du circuit primaire et l’eau du circuit secondaire. Ils sont constitués d’un ensemble de tubes, dont le nombre varie de 3 000 à 6 000 selon le modèle, qui confinent l’eau du circuit primaire et permettent un échange de chaleur et la production de vapeur qui alimentera un turbo-alternateur, en évitant tout contact entre les fluides primaire et secondaire[D 1]. Il s’agit de grands appareils d'une vingtaine de mètres de hauteur et de 300 à 400 tonnes selon les modèles. Les réacteurs de 900 MWe en comportent trois avec 3 300 tubes chacun, les réacteurs 1 300 MWe en ont quatre avec 5 400 tubes[E 1].

Il s’agit d’un organe éminemment sensible et un des points faibles dans une centrale nucléaire. En effet en cas de rupture d'un tube, le circuit primaire est mis en communication avec le circuit secondaire. Du fait de la forte différence de pression entre le primaire (155 bars) et le secondaire (90 bars), la conséquence immédiate serait une augmentation de pression dans le secondaire et une fuite d'eau primaire contaminée de plusieurs dizaines de kilogrammes par seconde vers le secondaire. Si cette brèche n'est pas compensée par un apport d'eau, elle peut provoquer la rupture des gaines des éléments combustibles par défaut de refroidissement. Or, le circuit secondaire est dimensionné pour une pression inférieure à celle du circuit primaire, et il doit être protégé contre les surpressions par des soupapes. Si la pression augmente trop, les vannes de décharge et les soupapes de sûreté du secondaire peuvent s'ouvrir, laissant échapper la vapeur radioactive directement dans l’atmosphère[E 1]. Il s’agit d’un des scénarios d’accident pris en compte pour l’élaboration des plans de prévention et étudié dans le cadre des travaux du Comité directeur chargé de l’élaboration d’éléments de doctrine pour la gestion de la phase post-évènementielle d’un accident nucléaire ou d’une situation d’urgence radiologique (CODIR-PA)[68]. Les produits radioactifs qui se dégageraient sont les produits de fission présents dans l’eau du circuit primaire, essentiellement les gaz rares, les iodes, les césiums[69].

Les générateurs de vapeurs suscitent des inquiétudes dès le début des années 1980 avec l’apparition de nombreuses fissures dues principalement à la défaillance d’un des alliages à base de nickel utilisés pour la fabrication de ces tubes, l’Inconel 600, sensible à la corrosion sous contrainte[D 2]. En 1989, au vu des statistiques de ruptures dans le monde, la fourchette de probabilité de cet accident est rehaussée en France de la « quatrième catégorie », à savoir une fourchette de probabilité d’occurrence de cet événement estimée entre 10⁻⁶ et 10⁻⁴ par réacteur et par an, à la « troisième catégorie » (probabilité de 10⁻⁴ à 10⁻²). Ce changement de catégorie implique que des dispositions soient prises pour que les rejets pour un tel accident soient plus faibles que ceux considérés comme acceptables[E 2].

Parallèlement, un nouveau phénomène de dégradation est découvert en 1989 sur la centrale de Nogent et affectant tous les générateurs de la tranche 1 300 MWe[E 3]. Ces événements créent des frictions entre le Service Central de Sûreté des Installations Nucléaires (SCSIN), l’autorité de contrôle de l’époque, et EDF, le SCSIN estimant que l’opérateur n’est pas assez rapide dans la fourniture de réponse adaptées aux problèmes[E 4]. EDF décide alors de remplacer les trois générateurs de vapeur de la centrale de Dampierre en 1990[E 5]. Cette action sera suivie par le remplacement des générateurs de vapeur de Bugey-5 en 1993, de Gravelines-1 en 1994, de Saint-Laurent-B1 en 1995, de Dampierre-3 et Gravelines-2 en 1996, de Tricastin-2 en 1997 et de Tricastin-1 en 1998. Le coût de chaque équipement est alors de 600 millions de francs de l’époque[E 6].

En plus de la surveillance en exploitation, les générateurs de vapeur sont soumis tous les 10 ans à une épreuve hydraulique : lors de la visite décennale (VD) des réacteurs, le circuit primaire subit un test global de résistance à la pression qui le soumet à une pression plus élevée que sa pression normale de fonctionnement. Lors des deuxièmes visites décennales des réacteurs de 900 MWe réalisées depuis 2002, des fuites importantes ont été constatées sur certains des générateurs de vapeur les plus affectés par la corrosion sous contrainte. Ceci a conduit EDF à accélérer le remplacement des générateurs de vapeur des douze réacteurs de 900 MWe encore équipés de faisceaux tubulaires en Inconel 600 MA[D 3]. Fin 2010, six des trente-quatre réacteurs de 900 MWe sont encore équipés de GV avec faisceaux tubulaires en alliage à base de nickel Inconel 600 non traité thermiquement[F 1].

Le premier remplacement de GV de réacteurs de 1 300 MWe est planifié à Paluel à l’horizon 2015. Suivront ensuite les réacteurs de Flamanville en 2017 et 2018, les autres étant programmés entre la VD3 et la VD4[F 2].

EDF planifie également le remplacement à terme des GV équipés de faisceaux en alliage Inconel 600 TT (traités thermiquement) qui présentent une sensibilité aux modes de dégradation par corrosion avérée mais moindre que ceux en alliage 600 MA (« mill-annealed », recuit après laminage)[F 2].

La résistance au séisme des installations nucléaires en France qualifie la faculté de ces installations à résister à l’ensemble des aléas sismiques susceptibles de se produire sur le territoire français sans dégâts susceptibles d'affecter l'une des fonctions de sûreté de l'installation : arrêt de la réaction, évacuation de la puissance résiduelle ou confinement des matières nucléaires.

La tenue au séisme des centrales nucléaires électrogènes est prise en compte dès leur conception et fait l’objet d’une réévaluation périodique, tous les dix ans, afin de tenir compte d’une part de l’évolution des connaissances en matière de séismes et d’autre part de l’évolution des méthodes de dimensionnement des ouvrages. Les normes de références évoluent elles-mêmes. La méthode de définition du séisme maximum de sécurité (SMS) et de son spectre associé est décrite dans la règle RFS 2001-01. Il s’agit d’abord d’identifier le séisme maximum historique vraisemblable (SMHV), à partir de la base historique de connaissances des séismes en France qui s’étend sur plus de mille ans, mais aussi en prenant en compte les paléoséismes qui ont pu être découverts à partir de traces géologiques. Le dimensionnement des ouvrages fait quant à lui l’objet d’un guide élaboré par l’ASN et diffusé en 2006, le guide ASN/2/01, sur la base du spectre d'accélération associé au séisme maximal, avec un minimum forfaitaire de 0,1 g.

Le propriétaire de l’installation nucléaire est responsable de cette tenue au séisme. Il est contrôlé par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) après avis de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN).

Les réexamens de sûreté donnent lieu à la réalisation de travaux pour toutes les centrales où le référentiel de sûreté, réévalué en fonction des connaissances du moment, serait susceptible de ne pas être respecté en cas de fort séisme, et ce malgré une forte marge de sécurité, dû au principe même de la méthode de dimensionnement.

Du fait de la nécessité d'une source d'eau à proximité, certaines centrales nucléaires françaises sont soumises à un risque d'inondation ou de submersion marine.

Par suite de l'accident nucléaire de Fukushima en 2011, les sites des centrales nucléaires françaises ont été surélevées dans les années 2010 pour les protéger d'un risque d'inondation d'incidence millénal (qui risque de se produire une fois tous les mille ans) majoré[70]. Par exemple, un mur de quatre mètres de haut a été construit pour protéger la centrale de Gravelines, située au bord de la Mer du Nord[71].

Les risques climatiques sont l'une des préoccupation de la gestion des risques. En France, le programme de recherche AGORAS, soutenu par l'ANR, porte sur les « régimes de régulation »[72] de trois grands types de risques climatiques pouvant affecter les centrales nucléaires : inondation/tempête, grands froids et grands chauds, et sur leur dynamique d’évolution, via l’analyse des guides, référentiels, etc. qui contribuent à la caractérisation et à la gestion des risques. Cette étude cite l'épisode des 27 et 28 décembre 1999, où de nuit une surcote exceptionnelle a remonté la Gironde en inondant la centrale nucléaire du Blayais, causant la perte de plusieurs sources d'alimentation électrique, de systèmes de sauvegarde et l'inaccessibilité du site.

Le réchauffement climatique, resenti notamment en France par les canicules de 2003 et 2006, a révélé la dépendance des centrales thermiques à la disponibilité en eau de refroidissement en quantité suffisante. Presque toutes les centrales ont dû demander en urgence une dérogation pour rejeter des eaux plus chaudes que ce qu'autorise la réglementation (à savoir 28 °C)[Note 2]. Certains réacteurs nucléaires ont dû être mis à l'arrêt ou diminuer leur puissance[73]^,[74] à un moment où la demande en électricité pour la climatisation et la réfrigération était élevée.

EDF est également amené à puiser dans les réservoirs d'eau pour dilluer la chaleur rejetée. La France est ainsi en conflit avec le canton de Genève (Suisse), qui lui reproche de tirer trop d'eau du lac Léman, afin que le Rhône, qui s’est réchauffé de 2 °C de 1920 à 2010[75]^,[76], puisse refroidir les 14 réacteurs implantés sur ses berges[77], dont ceux de la centrale nucléaire du Bugey[78]. En 2011, à la suite de la sécheresse, Genève a diminué le débit de sortie du lac Léman pour maintenir son niveau, ce qui a contraint la centrale du Bugey à réduire sa production d’électricité[79].

Le plan national d'adaptation au changement climatique émet des recommandations dans ce domaine[80] et EDF prépare ses centrales nucléaires aux canicules[73]. Le problème de la température des cours d'eau concerne aussi les centrales à gaz. Les centrales en bord de mer sont moins exposées aux risques liés aux vagues de chaleur et de sécheresse, mais davantage menacées par la montée des eaux et la submersion. D'autre part, placer de nouvelles centrales en bordure de l'océan et de la Manche poserait un problème de réseau d'acheminement vers le sud du pays[81]. Lors des canicules, l'éolien contribue rarement à résoudre le problème car on est alors en situation anticyclonique : ainsi, lors de la canicule de juillet 2019, l'éolien est pratiquement à l'arrêt, faute de vent ; à l'inverse, le photovoltaïque assure 10 % de la production d'électricité selon RTE, cinq fois plus que d'habitude[82].

Les canicules affectent aussi la fonction des tours aéroréfrigérantes. Le réchauffement climatique devrait encore induire un recul de 10 à 40 % des débits des cours d'eau français à horizon 2050-2070 comparés à 2019, alerte le ministre chargé de la Transition énergétique[83]. L'IRSN constate en 2003 et 2006 que la climatisation de locaux abritant du matériel important pour la sûreté n'a pas pu les maintenir aux températures prévues par le règlement. EDF s'est doté d'une cellule de « veille climatique » (sur les prévisions de température de l'air, mais aussi des cours d'eau utilisés pour le refroidissement) et a lancé à partir de 2008, en complément d'un plan « Grand froid », un plan « Grand Chaud » (environ 500 millions d'euros et 200 millions d'euros d'études d'impact sur l'environnement local entre 2008 et 2020), procède à un nettoyage des tours aéroréfrigérantes et des canalisations pompant et rejetant l'eau, et change ou renforce les ventilateurs pour les adapter à des températures de l'air de 43 °C. L'IRSN a autorisé le test de groupes Diesel lors de prochaines canicules, afin de s’assurer de la puissance fournie par ceux-ci lors des grandes chaleurs. Le plan prévoit cinq niveaux d'alerte (« veille », « vigilance », « pré-alerte », « alerte » puis « crise nationale »)[73]. Des moyens mobiles de réfrigération sont prévus, de même que des procédures de dérogation aux autorisations de rejets. L'IRSN, notant que ce plan pourrait ne pas suffire si le scénario pessimiste du GIEC se réalise (+5 °C en 2100, c’est-à-dire au-delà de la durée de vie prévue en 2019 pour les centrales nucléaires en service), a demandé à EDF de revoir à la hausse ses scénarios de températures extérieures[73]. Néanmoins, en juillet 2019, l’IRSN « considère que les modifications engagées par EDF sont suffisantes pour gérer la situation, même si les épisodes caniculaires se reproduisent (…) Sous réserve des essais sur les Diesels[84] ».

Tous les dix ans, chaque centrale nucléaire fait l’objet d’une inspection en profondeur des installations, ou réexamen de sûreté. Celui-ci permet de vérifier d’une part l’évolution de l’installation depuis sa mise en service et la détection éventuelle d’anomalies et d’autre part la conformité de ces installations, mais aussi des conditions d’exploitation de celles-ci, aux exigences de sûreté en vigueur au moment de l’inspection. Si des améliorations potentielles sont détectées, elles peuvent être mises en œuvre à l’occasion des arrêts des réacteurs pour visite décennale[D 4].

Cette pratique, déjà mise en œuvre par l’exploitant, est devenue obligatoire par l’article 29 de la loi TSN 2006[F 3]. Elle comprend trois parties : l’examen de conformité au vu du référentiel de sûreté, la réévaluation de sûreté qui vise à apprécier cette sûreté et à l’améliorer au vu de différents retours d’expérience et enfin la remise d’un rapport conformément au décret du 2 novembre 2007 modifié.

Le réexamen de sûreté des réacteurs de 900 MWe réalisé à l'occasion de leur 20 ans (deuxième visite décennale) a commencé en 1999 avec les réacteurs Tricastin-1 et Fessenheim-1 et s’est terminé en 2010 avec Chinon B4. Parmi les modifications mises en place par EDF, on peut citer celles visant à améliorer la fiabilité du turbo-alternateur de secours, du système d’alimentation auxiliaire en eau des générateurs de vapeur ou des systèmes de ventilation de locaux abritant des matériels de sauvegarde[D 5].

Celui réalisé à l'occasion de leur 30 ans (troisième visite décennale) a commencé en 2009 avec le réacteur R1 de Tricastin, après 6 ans d’études générales et spécifiques portant notamment sur les accidents graves, le confinement, l’incendie, les risques d’explosion et l’utilisation des études probabilistes de sûreté[D 5]. Elle se poursuivra selon le calendrier ci-dessous[85].

En juillet 2009, l’ASN s’est en particulier prononcée pour la poursuite de l’exploitation des réacteurs de 900 MWe jusqu’à 40 ans après leur première divergence, sous réserve d’une conformité au nouveau référentiel de sûreté. La prolongation de l’exploitation de chaque réacteur est quant à elle donnée individuellement. C’est ainsi que le 4 novembre 2010 le réacteur 1 de la centrale nucléaire du Tricastin a été déclaré, à l’issue de sa troisième visite décennale, apte à être exploité pour une période allant jusqu’à 40 ans[86]. À cette occasion des modifications ont été apportées, comme celle visant à réduire les risques de rejet dans l’environnement en cas de vidange rapide de la piscine de désactivation avec la mise en place d’un automate de gestion de pompe[F 4]. Après 8 mois d’arrêt pour visite décennale, le réacteur n^o 2 de la centrale de Bugey a quant à lui été raccordé au réseau le 8 janvier 2011 pour une nouvelle durée d'exploitation de 10 ans[87].

L'avis relatif au réacteur n^o 1 de la centrale de Fessenheim a quant à lui été rendu le 4 juillet 2011[86]. Il est favorable sous réserve des conclusions à venir des évaluations complémentaires de sûreté (ECS) engagées à la suite de l'accident de Fukushima, mais surtout avec l'exigence d'une part de renforcer le radier du réacteur avant le 30 juin 2013, afin d’augmenter sa résistance au corium en cas d’accident grave avec percement de la cuve et d'autre part d'installer avant le 31 décembre 2012 des dispositions techniques de secours permettant d’évacuer durablement la puissance résiduelle en cas de perte de la source froide[86]. D'après le gouvernement, cela ne préjuge toutefois en rien de la poursuite d'exploitation de la centrale qui sera décidée au vu des résultats mi-novembre 2011 des tests de sécurité[88].

Le réexamen de sûreté des réacteurs de 1 300 MWe à l’occasion de leurs 20 ans a commencé en 1997 et s’est achevé fin 2005. La mise en œuvre des travaux d’amélioration en découlant a commencé au printemps 2005 à l’occasion de la deuxième visite décennale du réacteur Paluel 2 et doit se poursuivre jusqu’en 2014. Parmi ces modifications peuvent être citées celles visant à améliorer les opérations de manutention du combustible lors des arrêts pour rechargement, ou la mise en service de pompes de sauvegarde depuis la salle de commande en cas de perte des alimentations électriques externes du réacteur[D 5].

Le programme d’études générales du réexamen à l’occasion des 30 ans a été proposé par EDF en 2010. Ces études concernent les conditions de fonctionnement des réacteurs, les conséquences radiologiques des accidents, la conception des systèmes et des ouvrages de génie civil, les études probabilistes de sûreté et les agressions internes et externes. L’IRSN a émis son avis le 20 mai 2010[89], suivi par l’avis d’un groupement permanent d’experts pour les réacteurs nucléaires émis le 15 juin 2010[90]. L’ASN émet son avis définitif le 4 mai 2011 en rappelant qu’il s’agit du premier réexamen de sûreté dont l’orientation cadre intervient postérieurement à la loi TSN 2006. La définition des modifications découlant de ces études doit être faite au plus tard en 2012 pour permettre une mise en œuvre lors des troisièmes visites décennales qui commenceront en 2015[91].

L’évaluation complémentaire de sûreté est un réexamen de sûreté ciblé sur les problématiques soulevées par l'accident nucléaire de Fukushima, à savoir la résistance de l'installation nucléaire à des phénomènes naturels extrêmes mettant à l’épreuve les fonctions de sûreté des installations et conduisant à un accident grave. Cette évaluation permettra de vérifier le dimensionnement de l'installation, d'apprécier sa robustesse pour résister à des sollicitations supérieures à celles pour lesquelles elle a été dimensionnée et de définir des éventuelles modifications[92].

Cette démarche s'inscrit dans le cadre des « tests de résistance » demandés par le Conseil européen lors de sa réunion des 24 et 25 mars 2011[92]. Le cahier des charges de ces évaluations, élaboré par l'Autorité de Sûreté nucléaire, a été approuvé par le HCTISN le 3 mai 2011. Il a été notifié aux exploitants le 5 mai[92]. Ces derniers devaient ensuite fournir une note méthodologique pour le 1^er juin et un premier rapport au plus tard le 15 septembre 2011. L’ASN avec l'appui technique de l’IRSN devaient ensuite produire un rapport d'analyse pour le 15 novembre 2011[93].

Les sites nucléaires disposent d'une formation de la gendarmerie nationale française pour leur sécurité. Depuis 2009, il s'agit des pelotons spécialisés de protection de la gendarmerie comptant une quarantaine de personnels dont vingt unités sont mises en place entre 2009 et 2012.

En 2017, l'ONG Greenpeace a mandaté un rapport de sept experts du nucléaire et du terrorisme dans le but d’étudier la sécurité des centrales nucléaires françaises face au risque terroriste, très présent en France. Le rapport décrit une situation qui serait très « alarmante ». L’alerte semble venir d’une des parties des centrales : les piscines de refroidissement. L'ONG en déduit « un déficit historique de la protection des installations »[94]. Interrogé par Le Monde, Philippe Sasseigne, directeur du parc nucléaire d’EDF, déclare que les installations, piscines comprises, ont été conçues pour résister à tout type d’agression d’origine naturelle ou humaine, chutes d’avion incluses, et rappelle que l’entreprise dispose de ses propres équipes affectées à la sécurité : quarante à cinquante agents pour chacune des dix-neuf centrales, et qu’un millier de militaires du peloton spécialisé de protection de la Gendarmerie nationale sont répartis sur les mêmes sites[95]. Le directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) relativise la portée du rapport de Greenpeace France sur la sécurité des centrales nucléaires françaises, qui selon lui n’apporte rien de nouveau à la réflexion sur le renforcement de la sécurité des installations nucléaires[96]. Le 12 octobre 2017, des militants de Greenpeace se sont introduits sur le site de la centrale nucléaire de Cattenom et y ont lancé un feu d'artifice à proximité de la piscine d'entreposage du combustible usagé, dans le but de démontrer le besoin, selon eux, de renforcer la sécurité de ces piscines[97]^,[98]. Les militants ont été interceptés par les gendarmes avant d'avoir pu atteindre la zone nucléaire[99]. EDF précise que les militants sont à chaque fois précocement identifiés grâce à la vidéosurveillance, aux systèmes d’alarme et à la formation des 760 membres du peloton spécialisé de protection de la gendarmerie (PSPG) directement formés par le GIGN (groupe d'intervention de la gendarmerie nationale). De plus, lors de leurs opérations d’intrusion, les militants de Greenpeace vont toujours à la rencontre des hommes et femmes du PSPG pour les alerter de leurs intentions pacifistes. Les forces de gendarmerie optent pour des interventions en douceur afin d’éviter tout accident, qui serait préjudiciable pour l’image d’EDF. Un directeur de site remarque que les ONG ne tentent pas les mêmes opérations sur des centrales aux États-Unis ou en Russie où la réaction des services de défense serait beaucoup plus létale[100].

• Alain Mallevre, L’histoire de l’énergie nucléaire en France de 1895 à nos jours , 2006

• Paul Reuss, L'épopée de l'énergie nucléaire: une histoire scientifique et industrielle , 2007, (voir dans la bibliographie)

• Énergies demain, Expertise complémentaire sur une meilleure identification des politiques énergétiques alternatives au projet Penly 3, et le contenu en gaz à effet de serre de l’électricité consommée en France , Commission Nationale du Débat Public, 2005

• ASN, Rapport annuel 2005 – Chap 12 – Les centrales nucléaires d’EDF, 2005

• ASN, Rapport annuel 2010 – Chap 12 – Les centrales électronucléaires, 2010

• Cyrille Foasso, Histoire de la sûreté de l'énergie nucléaire civile en France (1945 – 2000), thèse, 28 octobre 2003

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• [PDF] Alain Mallevre, L’histoire de l’énergie nucléaire en France de 1895 à nos jours

• Paul Reuss, L'épopée de l'énergie nucléaire: une histoire scientifique et industrielle, Paris, EDP SCIENCES, coll. « Génie Atomique », 8 février 2007, 167 p. (ISBN 2868838804), (Lire en ligne)
• Pierre Coppolani, Nathalie Hassenboehler, Jacques Joseph, Jean-François Petetrot, Collectif, La chaudière des réacteurs à eau sous pression, Paris, EDP SCIENCES, coll. « Génie Atomique », 1^er octobre 2004, 293 p. (ISBN 2-86883-741-7), (Lire en ligne)

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