Nucléaire: Inquiétudes chez EDF
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Excellente remarque…
Soyons positif ! ^^
Une armée il y aura afin de se battre pour les derniers gisement de lithium pour nos batteries de bagnoles -
EPR Flamanville. Avec un démarrage « à l’été 2024 » selon EDF, un retard est-il déjà acté ?
EDF a communiqué, mercredi 27 mars 2024, dans la soirée, sur un calendrier prévoyant un démarrage de l’EPR de Flamanville (Manche) « à l’été 2024 ». Soit un nouveau retard ?
EDF a finalement décidé de communiquer sur l’EPR de Flamanville, mercredi 27 mars 2024, par le biais d’un communiqué dans la soirée.
L’objet de cette annonce était, en grande partie, de rassurer après le retard engendré « administrativement » par le lancement de la consultation publique, du 27 mars au 17 avril 2024, de l’Autorité de sûreté nucléaire, quelques heures auparavant.
Dans ces quelques lignes, EDF prévoit ainsi que l’EPR injectera pour la première fois de l’électricité dans le réseau national « à l’été 2024 », soit avec douze ans de retard sur le calendrier prévu pour ce réacteur nucléaire.
La connexion au réseau électrique national de l’unité de production est prévue à l’été 2024.
Quelle conclusion tirér alors que le chargement du combustible, prévu initialement fin mars 2024, est déjà repoussé, à mi-avril au mieux selon l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) ? Le démarrage a-t-il lui aussi glissé avec cette nouvelle annonce ?
En décembre 2023, l’opérateur tablait, en effet, sur un raccordement « mi-2024 ». Soit juin ou juillet. Avec la formulation « été 2024 », la fenêtre s’agrandit jusqu’à septembre 2024…
De nombreux dérapages de coûts et de calendrier
« L’EPR de Flamanville 3 est techniquement prêt pour engager sa mise en service », a continué de rassurer EDF dans son communiqué.
Malgré tout, doit-on craindre un nouveau retard conséquent pour ce chantier-fleuve, marqué par de nombreux dérapages de coûts et de calendrier depuis le lancement de sa construction il y a 17 ans ?
Les prochaines semaines devraient assurément permettre d’en savoir un peu plus sur la tenue de cette échéance.
« Cette nouvelle étape de la procédure (NDLR : la consultation publique de l’ASN) permet désormais d’envisager d’ici quelques semaines le premier chargement en combustible nucléaire du réacteur », affirme EDF.
Selon l’énergéticien, les opérations de démarrage pourront ensuite se poursuivre jusqu’à la montée en température et en pression de la chaudière, puis la montée en puissance du réacteur. La question désormais est de savoir si ce plan, sur le papier, tiendra la distance.
En tout cas, si le démarrage se confirme à l’été 2024, il interviendra donc avec douze ans de retard sur le calendrier prévu, pour une facture totale désormais estimée à 13,2 milliards d’euros, selon EDF, soit quatre fois le budget initial de 3,3 milliards d’euros.
Et combien de milliards pour le démantèlement ?
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Nucléaire : pourquoi la France veut installer une usine pour “recycler” l’uranium
Jusqu’à présent, la Russie est le seul pays au monde à disposer d’une usine pour convertir cet uranium de recyclage destiné à être intégré dans des centrales nucléaires.
L’objectif : prendre ses distances avec Moscou. Le ministère délégué à l’Industrie et l’Energie français a affirmé, ce jeudi 28 mars, qu’il était en train d’examiner “sérieusement” l’option de construire un site de conversion et d’enrichissement de l’uranium de retraitement sur le territoire. Jusqu’à présent, la Russie est le seul pays au monde à disposer d’une usine pour convertir cet uranium de recyclage destiné à être intégré dans des centrales nucléaires.
“Les conditions associées sont encore à l’étude”, précise le ministère, confirmant ainsi des déclarations au journal Le Monde, dans un article consacré au commerce de la France avec l’industrie nucléaire russe. Un secteur qui, contrairement au pétrole, échappe encore aux sanctions internationales prononcées après l’invasion de l’Ukraine.
Pour l’heure, afin de convertir son uranium de retraitement (URT), la France n’a pas d’autres possibilités que de réaliser cette étape en Russie, via son opérateur public Rosatom. L’étape suivante d’enrichissement pouvant être réalisée en Russie ou aux Pays-Bas.
Un contrat entre EDF et la Russie
Ces derniers mois, l’ONG environnementale Greenpeace a dénoncé la poursuite des livraisons d’uranium entre la Russie et la France, notamment au profit des centrales d’EDF, malgré la guerre. L’électricien est en effet toujours lié à un contrat de 600 millions d’euros conclu en 2018 avec Tenex, filiale de Rosatom, pour recycler et enrichir de l’uranium issu du retraitement des combustibles usés du groupe français.
EDF a toujours fait valoir qu’il respectait ses “engagements contractuels” avec Tenex tout en appliquant “strictement toutes les sanctions internationales” et les restrictions commerciales vis-à-vis de la Russie. Au Monde, la filière dit également minimiser ses liens avec Rosatom et nie toute “dépendance” à Moscou, vantant au contraire sa “résilience exceptionnelle”.
Le groupe précise qu’il “maximise la diversification de ses sources géographiques et de ses fournisseurs”, sans toutefois préciser la part de ses approvisionnements en URT enrichi venus de Moscou. Le 5 février dernier, comme l’a rapporté La Tribune, l’électricien a en revanche annoncé que l’un des réacteurs de la centrale de Cruas (Ardèche) avait redémarré après avoir été chargé d’URE. Une première depuis plus de dix ans.
En France, l’option de construire un site d’enrichissement et de conversion pour l’uranium recyclé avait déjà été mentionnée par le gouvernement en novembre, dans son document de la “stratégie française pour l’énergie et le climat” (SFEC). L’exécutif évoquait alors la mise en oeuvre d’“une filière industrielle européenne”. De son côté, EDF planche sur la construction “d’une usine de conversion d’uranium de retraitement en Europe de l’Ouest à l’horizon 2030”, en discutant “avec plusieurs partenaires”.
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Centrales nucléaires flottantes, que des avantages (sauf pour l’environnement)
Voici les atouts des centrales nucléaires flottantes pour l’Afrique du Sud, selon un chef de Rosatom:
L’Afrique du Sud travaille avec le géant russe sur un projet de centrale nucléaire flottante pour faire face à la crise électrique actuelle du pays, a déclaré à Sputnik Afrique le PDG de Rosatom pour l’Afrique centrale et australe.
“Je crois que certains des aspects clés des centrales nucléaires flottantes consistent en ce que vous pouvez bénéficier de tous les avantages de l’énergie nucléaire dans un laps de temps beaucoup plus court”, a indiqué Ryan Collier en marge du forum Atomexpo-2024 à Sirius.
Grâce à une telle installation, l’Afrique du Sud ne paiera que l’électricité, “au lieu de devoir investir dans un grand projet nucléaire”, puisque tous les coûts de construction seront couverts par Rosatom.“Nous pensons que pour les nouveaux pays ce sera très bénéfique, et qu’en ce qui concerne les licences et les garanties, il leur sera beaucoup plus facile d’obtenir de l’électricité sur le réseau à partir de centrales nucléaires flottantes”, a déclaré M.Collier.
Source: https://fr .sputniknews .africa/20240327/voici-les-atouts-des-centrales-nucleaires-flottantes-pour-lafrique-du-sud-selon-un-chef-de-rosatom-1065791109.html
Et pour le démantèlement, il suffit d’ouvrir une vanne et de laisser couler… tout bénef.
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Pas que pour le démentèlement j’imagine. Pour refroidir les réacteurs aussi, il suffit de pomper d’un bout de l’eau froide, qu’elle passe dans le réacteur pour le refroidir, et de laisser couler l’eau chaude de l’autre bout. Si pratique que je me demande bien pourquoi il n’y a que la russie à faire ça.
(Ah non, y’a un peu le Japon à Fukushima aussi. Autant pour moi.) -
@Papawaan Peut-être aussi pour la petite trappe, pour les déchets
(vêtements, outils, pièces de machines contaminées et remplacées, divers liquides et pourquoi pas, le vieux combustible déjà recyclé)Pour l’exploitant, rien que du bonheur… on se demande bien pourquoi la France s’est amusée à transporter des millions de tonneaux pour aller les balancer dans la manche.
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EPR, même gâchis au Royaume-Uni
Pour justifier un nouveau dérapage sur le chantier des deux EPR d’Hinkley Point C au Royaume-Uni, EDF invoque, comme pour Flamanville 3, la perte de compétences de la filière anglaise, qui n’a pas construit de nouveau réacteur depuis 20 ans. Un problème déjà identifié pour les futurs chantiers des EPR2 en France.
En janvier, EDF a annoncé le report de la mise en service du premier EPR d’Hinkley Point C au Royaume-Uni, à mi-2029, voire 2030 ou 2031, au lieu de 2024. Après analyse, la durée des travaux électrotechniques (la pose des câbles et des tuyaux), prévus sur trois ans lors de la décision d’investissement en 2016, a été réévaluée à cinq ans, entraînant un surcoût de 6 à 8 milliards de livres (7 à 9,3 milliards d’euros). La facture totale, 18 milliards de livres au départ, serait maintenant comprise entre 31 et 34 milliards de livres. Le projet avait déjà été revu en 2022, après la pandémie de covid-19, avec un premier glissement du calendrier de quinze mois.
Un chantier débuté sans la finalisation des plans
Source pour abonnés: https://www.usinenouvelle.com/article/la-perte-de-competence-de-la-filiere-nucleaire-retarde-hinkley-point-c-a-2029-au-mieux.N2208862
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Le nucléaire dans les mains des entreprises privées ?
La start-up française Jimmy a déposé, ce lundi 29 avril, auprès du gouvernement la première demande d’autorisation en France pour un mini-réacteur nucléaire, une étape qui ouvre un processus d’instruction par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), a annoncé la société.
Si le dossier passe toutes les étapes d’instruction et d’autorisation, le mini-réacteur d’une puissance de 10 mégawatts pourrait être directement branché sur le complexe industriel du groupe sucrier Cristal Union/Cristanol de Bazancourt (Marne), qui produit de l’alcool et du bioéthanol. Ce réacteur est une sorte de chaudière à combustible nucléaire dont l’objectif est de “fournir de la chaleur décarbonée” (vapeur) à l’industrie “en remplaçant les brûleurs à gaz”, qui rejettent des gaz à effet de serre dans l’atmosphère, a expliqué la société dans un communiqué.
“Les générateurs conçus par Jimmy, d’une durée de vie de 20 ans, s’inscrivent dans un mix énergétique complémentaire aux réacteurs nucléaires de grande et moyenne puissance et aux sources d’énergie renouvelables”, a-t-elle ajouté. Sa technologie, connue, est basée sur celle des réacteurs à haute température refroidis à l’hélium.
Ce projet est le premier à faire l’objet d’un “dossier de demande d’autorisation de création”, parmi les dix projets de petits réacteurs modulaires (PRM, ou SMR en anglais) actuellement suivis par le gendarme du nucléaire en France, l’ASN, selon cette autorité.
Jusqu’à trois ans d’instruction
Le dossier a été déposé lundi, selon la société, auprès du ministère de la Transition écologique, qui devra ensuite saisir l’ASN. Contacté par l’AFP, le ministère a confirmé la réception de cette demande. “L’Autorité de sûreté attend la saisine du ministère”, a indiqué un porte-parole de l’ASN. La phase d’instruction peut prendre au moins trois ans. “Celle-ci permettra, notamment, à l’ensemble des parties prenantes de se prononcer sur le projet, ainsi que l’ouverture d’une étude environnementale et d’une enquête publique”, ajoute Jimmy dans son communiqué.
Plus petits, moins puissants que leurs grands frères du parc nucléaire historique, les SMR doivent pouvoir produire de l’électricité, mais aussi fournir de la chaleur aux industries lourdes (verre, chimie, acier…), aujourd’hui très dépendantes d’énergies fossiles.
L’ASN promet d’être “beaucoup plus exigeante” vis-à-vis de ces nouveaux objets, destinés à être fabriqués en série et déployés en nombre pour être rentables économiquement. A côté de Jimmy, d’autres projets visent fin 2026 pour leur demande, comme la chaudière de Calogena ou le SMR porté par une filiale d’EDF, Nuward, qui espère lancer le “premier béton” de la tête de série en 2030.
Quid des risques d’attentat, du vol des matériaux radioactifs, des contrôles, des déchets et autres joyeusetés ?
Au total, plus de 80 projets sont recensés dans le monde, à maturités diverses. Jusqu’ici, seuls deux pays ont annoncé en avoir mis en service : la Russie (deux SMR embarqués sur une barge) et la Chine (deux unités également), selon le rapport 2023 sur l’état de l’industrie nucléaire produit par des experts indépendants.
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L’Autorité de sûreté du nucléaire donne son feu vert à la mise en service de l’EPR de Flamanville
La décision était attendue par EDF : l’Autorité de sûreté nucléaire autorise ce 7 mai la mise en service de l’EPR de Flamanville. Le chargement du combustible va prochainement débuter.
EDF peut pousser un “ouf” de soulagement. Ce 7 mai, l’énergéticien français a obtenu l’autorisation de mettre en service l’EPR de Flamanville par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Un feu vert qui intervient 17 ans après le démarrage du chantier, dans lequel EDF a englouti plus de 13 milliards d’euros. La mise en service du réacteur nucléaire de nouvelle génération devrait avoir lieu à l’été 2024, 12 ans après la date initiale.
L’ASN a délivré son “top départ” après avoir mené près de 600 inspections dans le cadre de l’instruction de la demande d’autorisation. Il a émis de nombreuses prescriptions techniques et soumis ses recommandations à une consultation publique. L’ASN a par exemple demandé à EDF de tenir compte du retour d’expérience des autres EPR en service, comme celui de Taishan, en Chine. L’Autorité a aussi ordonné le remplacement du couvercle de la cuve du réacteur, qui sera réalisé lors du premier arrêt pour rechargement du réacteur, normalement en 2026.
Les prochaines étapes sont connues. Le chargement du combustible devra débuter dans les prochains jours. Puis débuteront les opérations de démarrage proprement dites, qui consisteront à effectuer la montée en pression et en température de la chaudière, puis la montée en puissance du réacteur à eau pressurisée. A 25% de puissance, l’unité de production sera connectée au réseau électrique. Une longue période d’essais et de montée en puissance durant laquelle les aléas sont encore possibles. Mais EDF peut tout de même considérer que le plus dur est passé…
Dans ses prévisions publiées fin 2023, EDF indiquait que l’EPR de Flamanville devrait produire 14 térawatts-heure (TWh) entre son raccordement au réseau mi-2024 et son premier arrêt programmé, appelé “visite complète 1”, prévu en 2026 pour “plusieurs mois”.
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@duJambon a dit dans Nucléaire: Inquiétudes chez EDF :
l’EPR de Flamanville devrait produire 14 térawatts-heure (TWh) entre son raccordement au réseau mi-2024 et son premier arrêt programmé
Il y a une coquille à cette endroit et tout le monde a dû le remarquer, mais pour la justesse… l’EPR devrait produire 14 térawatts et non 14 térawatts-heure. Il ne faut pas confondre “puissance” et “production”.
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@Pluton9 Je ne crois pas, s’il peut produire en permanence 14 TW, il peut produire 14 TW toutes les heures
Mais c’est pas pour demain, ils vont démarrer mollo et surveiller que tout se passe bien, casser un jouet/vitrine, ça la foutrait rudement mal.
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@duJambon a dit dans Nucléaire: Inquiétudes chez EDF :
Un feu vert qui intervient 17 ans après le démarrage du chantier
Il fut temps
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EDF se met au service de la dissuasion nucléaire française
Le fait est assez inédit. Le 18 mars, Sébastien Lecornu, le ministre des Armées, s’est rendu à la centrale nucléaire de Civaux (Vienne) pour annoncer un partenariat entre EDF, le CEA et l’État. Ce dernier a demandé à EDF d’utiliser les deux réacteurs de l’une de ses centrales pour irradier du lithium, qui servira au CEA pour produire du tritium, un gaz radioactif indispensable à la dissuasion nucléaire française. Mais un gaz difficile à produire, qui se désintègre.
Le stock est réduit de moitié au bout de douze ans, des trois quarts au bout de vingt-cinq ans et de 99,5 % au bout d’un siècle. Les armées ont besoin de renouveler leur stock. Le CEA aussi, afin d’alimenter le démonstrateur de réacteur à fusion Iter.
Une convention entre les trois parties sera signée. Elle fixera le périmètre des activités, les droits et obligations de chacune des parties dans le respect des règles de gouvernance d’EDF. Ce partenariat ne devrait pas perturber la production d’électricité de la centrale et la finalité de l’installation, mais nécessite un feu vert de l’Autorité de sûreté nucléaire. L’irradiation du lithium était auparavant réalisée dans des installations du CEA, démantelées en 2009.
Le CEA, le ministère des Armées et EDF avaient commencé à travailler dès 1990 à une alternative civile. Le choix s’est porté sur la centrale de Civaux, l’une des plus puissantes du parc français, qui peut fonctionner encore trente ans et est l’une des mieux adaptée au réchauffement climatique.
Source pour abonnés: https://www.usinenouvelle.com/article/edf-se-met-au-service-de-la-dissuasion-nucleaire-francaise.N2212394
Quelle surprise ! C’est vrai qu’on est jamais trop prudent, entre Poutine et Israël, mieux vaut reconstituer les réserves…
Inspirez… expirez une dernière fois.
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EDF inaugure le deuxième parc éolien en mer français à Fécamp
L’énergéticien EDF Renouvelables met en service complet, ce mercredi 15 mai, le parc éolien en mer de 500 mégawatts de Fécamp (Seine-Maritime). Le parc de 71 éoliennes devient ainsi le deuxième parc commercial français inauguré. Il devrait être suivi dans les prochaines semaines par celui de Saint-Brieuc (Côtes-d’Armor).
Les 71 éoliennes du parc ont été fournies par l’usine Siemens Gamesa Renewable Energy (SGRE) du Havre (Seine-Maritime). L’usine normande fabriquera à horizon 2026 les éoliennes des parcs de Courseulles-sur-Mer (Calvados), Yeu – Noirmoutier (Vendée) et Dieppe – Le Tréport (Seine-Maritime).Un deuxième parc éolien en mer pour la France. L’énergéticien EDF Renouvelables inaugure mercredi 15 mai, en présence du président de la République Emmanuel Macron, le parc éolien en mer de Fécamp (Seine-Maritime). D’une capacité installée d’environ 500 mégawatts (MW), le projet de 71 éoliennes fonctionnera pendant 25 ans. Situé entre 13 et 22 kilomètres des côtes, le parc de 60 km² produirait l’équivalent de 60 % de la consommation en électricité de la Seine-Maritime – soit les besoins d’environ 750 000 personnes.
13 ans et 2 milliards d’euros plus tard
Côté budget, le parc éolien offshore de Fécamp représente un investissement global de 2 milliards d’euros, soit autant que son prédécesseur, inauguré par EDF en novembre 2022 à Saint-Nazaire (Loire-Atlantique). Pour le financement du parc fécampois, l’énergéticien français s’est associé au promoteur allemand Skyborn Renewables et à EIH, la coentreprise canadienne de l’opérateur de pipelines Enbridge et du fonds de pension CPP Investments.
Côté calendrier, le projet a mis 13 ans à sortir de l’eau depuis le lancement de l’appel d’offres en 2011 – soit 2 ans de plus que son prédécesseur de Saint-Nazaire. Dans le détail, la construction du parc aura duré près de 4 ans, après 9 ans de débat public et de procédures. La dernière éolienne du parc avait été posée sur sa fondation fin mars.
1 600 emplois estimés pour les éoliennes et les fondations
Le développeur revendique 1 000 emplois locaux pour la fabrication des pâles, nacelles et génératrices, auxquels s’ajouteraient 600 emplois créés pour la construction des fondations. Les opérations de production, de supervision et de maintenance mobiliseront une centaine d’emplois à Fécamp, estiment les porteurs du projet.
Aux manettes, le germano-espagnol Siemens Gamesa s’est chargé de fabriquer les éoliennes de 7 MW chacune, construites dans son usine du Havre (Seine-Maritime). Les grands mâts reposent sur 71 fondations gravitaires – des socles de béton de 5 000 tonnes chacun – construits dans l’enceinte du port du Havre par le français Bouygues Construction, l’italien Saipem et le néerlandais Boskalis. Les Chantiers de l’Atlantique, avec GE Grid Solutions et SDI, ont fourni, eux, la sous-station électrique en mer.
Bientôt 3 GW pour l’éolien en mer français
Fécamp héberge désormais le deuxième parc éolien en mer commercial inauguré en France. Le premier, d’une puissance de 480 MW pour 80 éoliennes, a été baptisé par EDF en novembre 2022 au large de Saint-Nazaire. Prochain sur la liste, le parc éolien en mer de Saint-Brieuc (Côtes-d’Armor) doit être inauguré avant l’été. Porté par l’espagnol Iberdrola, sa dernière éolienne a été posée sur sa fondation jacket mi-décembre 2023. Sur les 62 éoliennes installées, 48 produisent de l’électricité injectée sur le réseau. Les 14 restantes attendent encore d’être raccordées au réseau RTE.
Trois autres chantiers sont également en cours, à Dieppe – Le Tréport (Seine-Maritime), Courseulles-sur-Mer (Calvados) et Yeu – Noirmoutier (Vendée). Ces trois projets devraient être inaugurés d’ici à 2026, portant la puissance totale du parc éolien en mer français à 3 gigawatts (GW). Pour mémoire, la France vise pour cette filière une capacité de production d’électricité de 18 GW d’ici à 2035. Le calendrier est donc serré, alors qu’aucune nouvelle mise en service ne devrait avoir lieu entre 2026 et 2031, à l’exception d’un parc à Dunkerque en 2028.
Un appel d’offres sur l’éolien flottant
Emmanuel Macron doit annoncer ce jour le lauréat du nouvel appel d’offres sur l’éolien en mer. Ce cinquième opus, « AO5 », porte sur un parc éolien de 250 MW au large de Belle-Île-en-Mer (Morbihan), qui devrait également être le premier parc éolien flottant commercial au monde. Prix envisagé par l’État : en dessous de 100 euros par mégawattheure (MWh). Bien loin des 150 à 200 euros / MWh des premiers appels d’offres français. «C’est une très bonne nouvelle pour les Français et les entreprises qui pourront bénéficier de prix compétitifs de l’électricité», se réjouit une source de l’Élysée.
La filière française de l’éolien s’inquiète, elle, de voir fondre son poids dans la chaîne de valeur des futurs parcs éoliens hexagonaux. L’appel d’offres précédent, l’AO4, remporté par EDF Renouvelables en mars 2023 pour un parc de 1 000 MW dans la Manche, avait déjà fait grincer les dents d’une partie de la filière. Prix affiché alors : 45 euros le MWh, autant que pour le parc de Dunkerque… Et trois fois moins que les 135 euros / MWh du parc de Fécamp.
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Pourquoi on gâche du pognon, des matériaux, on fait chier la faune pour des éolienne alors qu’on produit déjà tellement qu’on est obligé d’arrêter des centrales
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@Ashura L’électricité, c’est comme tout, ça se vend et ça rapporte beaucoup, tu as déjà oublié que la pénurie menaçait l’an passé ?
Quant à l’arrêt des centrales, c’est pour l’entretien, rarement pour surproduction.
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Démarrer l’EPR de Flamanville sans nouveau retard, un triple enjeu pour EDF
EDF a achevé le 15 mai le chargement du combustible de l’EPR de Flamanville, qui doit entamer sa première divergence d’ici à mi-juillet. Une étape clé dans la reconquête de la confiance dans la filière nucléaire française, en France comme à l’international.
Etape clé du démarrage de l’EPR de Flamanville, le chargement du combustible s’est déroulé du 8 14h au 15 mai 12 h.Enfin ! Avec douze ans de retard et quatre fois le prix initial, soit 13,2 milliards d’euros, EDF est arrivée à bout de la construction de l’EPR de Flamanville (Manche), baptisé Flam 3 en interne. Le 7 mai, après plus de 600 contrôles, l’Autorité de sûreté nucléaire a autorisé sa mise en service. Cette autorisation permet de charger le combustible dans la cuve du réacteur, de procéder aux essais de démarrage, avant l’exploitation du réacteur. Elle n’est pas suffisante. Deux autres autorisations de l’ASN seront nécessaires lorsque le réacteur atteindra 25 % de puissance, puis à 80%, pour que l’EPR fonctionne, comme le prévoit EDF, à l’hiver 2024-2025.
La mise en service commerciale n’interviendrait, elle, qu’en 2027. Le réacteur doit être arrêté en 2026 pour une visite de contrôle et le changement du couvercle de la cuve, qui présente des anomalies de fabrication. D’ici là, des étapes majeures doivent être franchies. Après la fin du chargement du combustible mi-mai doivent suivre la première divergence du réacteur, prévue pour la première quinzaine de juillet, et le raccordement au réseau prévu cet été.
La divergence, c’est la fission contrôlée du combustible nucléaire.
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ITER, nouveau retard
Mardi, les responsables du réacteur à fusion expérimental ITER ont annoncé qu’une combinaison de retards et de modifications des priorités signifiait que son matériel, le premier du genre, ne recevrait pas de plasma avant 2036, la fusion deutérium-tritium à pleine énergie étant repoussée. à 2039. Cette dernière représente un retard de quatre ans par rapport à la feuille de route précédente. Même si le premier constitue également un retard, il est dû en partie à des priorités changeantes.
COVID et retards de construction
TER est une tentative de construire un réacteur à fusion capable d’alimenter des plasmas lui permettant de fonctionner bien au-delà du seuil de rentabilité, où l’énergie libérée par les réactions de fusion dépasse largement l’énergie nécessaire pour créer les conditions permettant ces réactions. Il est censé franchir cette étape en mettant à l’échelle une conception bien comprise appelée tokamak.
Mais le problème a été entaché de retards et de dépassements de coûts presque dès le début. Au début, bon nombre d’entre eux résultaient de changements de conception rendus nécessaires par une meilleure compréhension des plasmas maintenus à des pressions et des températures extrêmes grâce à de meilleures capacités de modélisation et à une meilleure compréhension du comportement des plasmas dans des réactions plus petites.
Les derniers retards sont dus à des raisons plus prosaïques. L’un d’eux est le fruit de la nature internationale de la collaboration, qui voit des composants individuels construits par différentes organisations partenaires avant assemblage sur le site du réacteur en France. Sans surprise, la pandémie a gravement perturbé la production d’un grand nombre de ces composants, et la structure du projet signifiait que d’autres fournisseurs ne pouvaient pas être utilisés (en supposant que d’autres fournisseurs de matériel unique existaient en premier lieu).
Le deuxième problème concerne la localisation du réacteur en France. L’autorité de sûreté nucléaire du pays s’est inquiétée de l’assemblage de certains composants et a interrompu la construction du réacteur.
Haute énergie dès le départ
Lors de la réévaluation du calendrier que nécessiteraient ces retards, l’organisation qui gère ITER a réévalué certaines de ses priorités. Le calendrier précédent aurait donné la priorité à l’introduction du plasma dans la machine, en voyant des plasmas d’hydrogène à relativement faible énergie introduits dans la machine avant que tout le matériel final ne soit terminé. Cela nécessiterait un arrêt prolongé après les premières expériences avant que le réacteur puisse être utilisé à des énergies progressivement plus élevées, en utilisant des plasmas de deutérium et de deutérium/tritium plus puissants.
Dans le calendrier précédent, les tests de plasmas à faible énergie et à hydrogène uniquement auraient commencé en 2025, une date cible que les retards ont rendue complètement irréaliste. Au lieu de cela, elles auront lieu désormais en 2034. Cependant, plutôt que d’être une série de brèves démonstrations, ces expériences se poursuivront pendant plus de deux ans et atteindront des énergies beaucoup plus élevées. Ainsi, même si l’arrivée du plasma dans la machine sera retardée de près d’une décennie, les aimants du système n’atteindront leur puissance que trois ans plus tard que prévu dans le plan précédent.
Les opérations à pleine puissance utilisant un mélange de combustible deutérium/tritium seront retardées de quatre ans. Mais même si ce nouveau calendrier est respecté, ce ne sera pas avant 2039.
Nous envisageons donc un délai de 15 ans, même s’il n’y a plus de retard. Mais le risque de retards a probablement augmenté, car l’annonce indique qu’ITER passera à un matériau différent (du béryllium au tungstène) pour la construction de la paroi interne faisant face au plasma. Cela sera d’autant plus pertinent que de nombreux autres projets, notamment des startups commerciales de fusion, prévoient d’utiliser le tungstène. Mais cela pourrait encore ajouter une nouvelle série de retards techniques et de fabrication.
Le risque pour ITER, cependant, est que tous ces retards conduisent certains des pays qui soutiennent le projet à se retirer. Ou, si certaines des startups commerciales de fusion qui se sont lancées le voulaient, cela créerait le risque que la fusion soit déjà là au moment où ITER sera prêt à fonctionner.
Source: https://arstechnica.com/science/2024/07/iters-timeline-for-fusion-stretched-out-even-further/
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@duJambon a dit dans Nucléaire: Inquiétudes chez EDF :
La mise en service commerciale n’interviendrait, elle, qu’en 2027
Et bien c’est long pour une mise en route et qu’on en profite
