La centrale nucléaire de Salem envisage une augmentation de puissance d'environ 200 MW : comment une unité ancienne peut-elle produire plus d'électricité ?

Pour qu'une centrale nucléaire injecte 200 MW supplémentaires sur le réseau, les travaux pourraient commencer par un équipement à vapeur situé à côté de la turbine. Public Service Enterprise Group (PSEG) a révélé le 2 novembre que les deux unités de la centrale nucléaire de Salem, dans le New Jersey, prévoient ensemble une augmentation d'environ 200 MW de capacité de production, dont environ 112 MW reviendraient à PSEG. Les documents destinés aux investisseurs publiés ensuite par l'entreprise répartissent les modifications entre 2027 et 2029, incluant à la fois une augmentation d'environ 7 % de la puissance thermique du réacteur et des modifications du circuit eau-vapeur. Le premier chiffre mesure la capacité supplémentaire au point de raccordement au réseau, le second mesure la variation de chaleur produite par le cœur. C'est en séparant ces deux chiffres que l'on peut distinguer clairement d'où provient l'électricité supplémentaire d'une centrale nucléaire ancienne.

La première étape de l'augmentation de puissance se situe dans le bâtiment de la turbine

Les deux unités de Salem utilisent des réacteurs à eau pressurisée (Pressurized Water Reactor, PWR). La chaleur produite par le cœur est transportée par le circuit primaire vers le générateur de vapeur (Steam Generator), qui la transmet à un circuit secondaire indépendant. La vapeur du circuit secondaire entraîne la turbine, puis redevient de l'eau dans le condenseur. Le long de ce parcours, il existe deux façons d'augmenter la puissance électrique. On peut faire produire davantage de chaleur au réacteur, ou faire fournir davantage de travail par la même quantité de vapeur dans la turbine. Salem a intégré les deux approches dans un même projet, mais les travaux et l'examen de sûreté nucléaire peuvent être réalisés par étapes.

PSEG prévoit de modifier le séparateur-réchauffeur d'humidité (Moisture Separator Reheater) en 2027 et 2028. Après détente dans la turbine haute pression, une partie de la vapeur se condense en gouttelettes d'eau. La séparation et le réchauffage contribuent à améliorer la qualité de la vapeur entrant dans la turbine basse pression, à réduire l'érosion des aubages du dernier étage par les gouttelettes et à influencer le rendement de l'ensemble de la turbine. L'entreprise prévoit l'augmentation de la puissance thermique du cœur et la modification de la turbine basse pression de l'unité 2 pour 2029. La progression par phases permet d'utiliser les fenêtres d'arrêt existantes et de soumettre chaque étape à une vérification de performance distincte. La quantité d'électricité supplémentaire produite après la réception d'une phase donnée doit être évaluée en tenant compte de la puissance du cœur, des conditions de refroidissement et de la consommation des auxiliaires à ce moment-là.

L'augmentation de la puissance thermique exige un recalcul des marges de sûreté existantes

La puissance thermique du réacteur est une grandeur clé encadrée par la licence d'exploitation d'une centrale nucléaire. Après l'augmentation de la puissance thermique, le générateur de vapeur doit évacuer davantage de chaleur, et les équipements de vapeur principale, d'alimentation en eau et de condensation doivent également s'adapter aux nouvelles conditions d'exploitation. Parallèlement, les ingénieurs doivent déterminer si le combustible peut continuer à être suffisamment refroidi aux points les plus chauds localement, et si les systèmes de protection peuvent répondre dans les limites autorisées par l'analyse en cas d'événements hypothétiques tels qu'un arrêt de pompe ou une perte d'alimentation en eau. Même si les deux unités sont de modèles similaires, il faut réétablir les bases de l'analyse de sûreté en tenant compte de l'état de chaque équipement, des incertitudes de mesure et des modifications historiques.

La Nuclear Regulatory Commission (NRC) des États-Unis classe les augmentations de puissance des centrales nucléaires (Power Uprate) en différentes catégories, selon les moyens utilisés, l'ampleur de l'augmentation et les marges de conception existantes de l'unité. Le plan de l'entreprise d'environ 7 % donne un ordre de grandeur, mais la méthode de déclaration précise et les équipements couverts par l'examen dépendront des documents de licence soumis. L'amélioration du rendement du circuit secondaire a également ses propres contraintes. Les aubages de la turbine, le générateur, les transformateurs et les lignes d'évacuation doivent supporter les nouvelles charges, tandis que la contre-pression réelle au condenseur varie en fonction de l'environnement et des conditions de refroidissement. Pour une même puissance thermique du cœur, la puissance nette finalement livrée au réseau varie selon ces conditions.

200 MW de capacité installée : comment les convertir en production annuelle

Sur la base de 8760 heures par an, si la totalité des 200 MW supplémentaires peut être réalisée et en retenant un scénario simplifié avec un taux d'utilisation de l'augmentation de 90 %, la production annuelle supplémentaire serait d'environ 1,58 milliard de kWh. Il s'agit d'une conversion d'unités. Les arrêts pour rechargement, les variations saisonnières de puissance, la mise en service par phases et les contraintes de transport modifieront le résultat. Le facteur de charge de 94,3 % pour les neuf premiers mois de 2026 divulgué par PSEG correspond à l'historique d'exploitation de son parc nucléaire ; l'appliquer directement à l'augmentation future de Salem mélangerait des unités et des phases différentes.

L'attrait économique des modifications sur des installations existantes provient des actifs qui peuvent continuer à être utilisés. Le site, l'équipe d'exploitation, le système de maintenance et les installations de raccordement au réseau existent déjà, et l'électricité supplémentaire a la possibilité de diluer une partie des coûts fixes d'exploitation et de maintenance. Cependant, le projet doit encore supporter les coûts des équipements de turbine, des analyses de conception, de l'installation et de la réception, ainsi que les pertes de production potentielles liées aux arrêts. Même sans prolonger le nombre total de jours d'arrêt, les travaux peuvent occuper des fenêtres initialement destinées à d'autres tâches de maintenance. Pour le comparer à une nouvelle source de production, la méthode appropriée consiste à comparer, pour une même période de livraison et au même nœud du réseau, l'électricité et la capacité incrémentales réalisables, en intégrant au coût les risques liés aux autorisations et l'électricité non produite pendant les modifications. Les documents divulgués cette fois ne fournissent pas suffisamment de détails sur l'investissement total de l'augmentation de puissance de Salem pour calculer de manière fiable le coût marginal par kWh du projet.

Plus déterminante que le chiffre de conception : la puissance nette après modification

Trois étapes vérifiables séparément se profilent pour Salem. Après la modification du circuit eau-vapeur, il faudra d'abord examiner de combien augmente la puissance nette à puissance thermique égale et dans des conditions de refroidissement comparables. Une fois la licence de puissance thermique modifiée, il faudra vérifier quelles validations d'équipement et quels essais de montée en puissance l'unité a réalisés. Enfin, il faudra examiner le taux de disponibilité sur un cycle d'exploitation complet pour déterminer si les nouveaux équipements entraînent une charge de maintenance supplémentaire. Pour cette centrale ancienne, la valeur commerciale des 200 MW dépendra de la capacité à achever chaque fenêtre d'arrêt selon le plan et à livrer ces gains de manière stable lorsque le réseau en a besoin.

(Cet article est rédigé de manière indépendante à partir des rapports trimestriels et des documents destinés aux investisseurs déposés par PSEG auprès de la Securities and Exchange Commission des États-Unis, ainsi que des documents de classification des augmentations de puissance de la Nuclear Regulatory Commission, après une organisation assistée par intelligence artificielle. La production annuelle mentionnée est une estimation scénarisée fondée sur des hypothèses explicites, destinée à expliquer la logique physique et économique de l'augmentation de puissance des centrales nucléaires existantes ; la date de mise en service et les effets du projet sont soumis aux autorisations, aux réceptions et aux données d'exploitation.)