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EPRは第3世代+加圧水型原子炉の設計です。主にフランスのフラマトム（ 2001年から2017年まではアレバの一部）とフランス電力（EDF）、そしてドイツのシーメンスによって設計・開発されました。[ 1 ]ヨーロッパでは、この原子炉設計は欧州加圧水型原子炉と呼ばれ、国際的には進化型動力炉と呼ばれていましたが、 EPRに簡略化されました。
最初に稼働したEPRユニットは中国の泰山 1号機で、2018年12月に商業運転を開始しました。[ 2 ]泰山 2号機は2019年9月に商業運転を開始しました。 [ 3 ]欧州のユニットはこれまで、長期にわたる建設の遅延と大幅なコスト超過に悩まされてきました。フィンランドのオルキルオトで建設が始まった最初のEPRユニットは、当初2009年に稼働開始予定でしたが、14年遅れの2023年に商業運転を開始しました。[ 4 ]フランスのフラマンヴィルで建設が始まった2番目のEPRユニットも、稼働開始が10年以上遅れました（2012年から2024年）。[ 5 ]英国のヒンクリーポイントの2つのユニットは2016年9月に最終承認を受けました。最初のユニットは2027年に運転開始予定でしたが、 [ 6 ] [ 7 ]その後2030年頃に延期されました。[ 8 ]
EDFはEPR設計の構築に深刻な困難があったことを認めている。2015年9月、EDFは「新型」EPR（後にEPR2と命名）の設計に取り組んでおり、より簡単かつ安価に構築できると述べた。[ 9 ]
第3世代EPR設計の主な目的は、安全性の向上と、以前の加圧水型原子炉設計を改良して、約1650 MWe（正味）の電力出力[ 13 ]と4500 MWの熱出力にスケールアップすることで、経済競争力を高めることです。原子炉は、5%濃縮ウラン酸化物燃料、再処理ウラン燃料、または100%混合ウランプルトニウム酸化物燃料を使用でき、ArevaのM5型ジルコニウム合金で被覆されています。[ 14 ] [ 15 ] EPRは、Framatome N4とSiemens Power Generation Divisionの「Konvoi」原子炉の進化の子孫です。[ 16 ] [ 17 ] Siemensは2011年に原子力活動を停止しました。[ 18 ] EPRは、旧世代の第2世代原子炉よりもウランを効率的に使用するように設計されており、これらの旧世代原子炉技術よりも1キロワット時あたりの発電量あたり約17%少ないウランを使用します。[ 19 ]
設計は何度か変更されている。1994年の概念設計では 、フラマトムN4と同じ1450MWの電力出力が想定されていたが、シーメンス・コンボイ由来の計装機器を使用し、新しい炉心キャッチャー安全システムも含まれていた。1995年までに、MWあたりのコストが高すぎるという懸念が生じ、 1997年の設計では出力が1800MWに引き上げられたが、 最終的な認証設計ではその後1650MW（正味）に削減された。[ 20 ]冷却ループは4つあり、各ループに1つの蒸気発生器がある。ループ間と各ループの高温部と低温部の間には、故障を防ぐためにコンクリートの壁がある。二重層格納容器の他に、格納容器内部の主要システムコンポーネントを囲むコンクリートの壁がある。[ 21 ]
EPRの設計には、事故に対する能動的および受動的な保護対策がいくつか備わっている。
EPRの設計上の最大炉心損傷頻度は、 1ステーションあたり年間5.3 × 10 −7回[ 24 ] 、主電源周波数50 Hzでの総出力は1770 MWeである[ 21 ] 。米国原子力規制委員会に提出されたバージョンは、1600 MW（正味）の出力である[ 25 ] 。
2013年にEDFはEPR設計の構築に困難を抱えていることを認め、生産・エンジニアリング責任者のエルヴェ・マシュノー氏は、EDFが原子力発電所の設計・建設における国際的な支配的地位を失ったと述べた。マシュノー氏は、EDFが出力1500MW と1000MWの2基の低出力原子炉の設計を検討していることを明らかにした。マシュノー氏は、EPR設計を改善して価格を下げ、福島原発事故後の安全性の 向上を取り入れる最善の方法について検討する期間を設けると述べた。 [ 31 ]
2015年9月、EDFの最高経営責任者ジャン＝ベルナール・レヴィは、「新型」EPR、または「EPR2」[ 32 ]の設計が進められており、これは建設が容易で、2020年頃から受注可能になるだろうと述べ、2016年には「今日のEPRと同じ特性を持つ原子炉だが、建設時間とコストが最適化されているため、より安価に建設できる」と説明した。[ 33 ]
2016年、EDFは老朽化した原子炉の更新に備え、2030年までにフランスに新型EPR原子炉を2基建設する計画を立てた。[ 34 ]しかし、アレバの財政難とEDFとの合併を受けて、フランスのニコラ・ユロ環境大臣は2018年1月に「今のところ（新型EPRの建設は）優先事項でも計画でもない。今は再生可能エネルギーの開発と原子力の割合の削減が優先事項だ」と述べた。[ 35 ] 2019年から2022年までの産業界と政府の計画には、「EPRの新バージョン」に関する作業が含まれていた。[ 36 ]
2019 年 7 月、フランス原子力安全局(ASN) は、新たに概説された EPR モデル (EPR2) 設計の安全性に関する意見書を発表しました。全体的な安全性は概ね満足できるものであると結論付けましたが、さらなる調査が必要な領域も指摘しました。最も注目すべき簡略化は、EPR のライナー付き二重層格納容器とは異なり、ライナー付き単層格納容器であることです。ASN は、一次および二次冷却回路配管が故障しないという EPR 設計の基本前提は、簡略化された EPR2 にはもはや適切ではない可能性があり、追加の安全性実証が必要であると強調しました。[ 37 ] [ 38 ]もう一つの簡略化は、最初の EPR 設計とは異なり、EPR2 設計では原子炉運転中にメンテナンスのために原子炉建屋にアクセスできないため、原子炉建屋の設計が簡略化されることです。[ 39 ] [ 40 ]
2020年、フランスのエネルギー大臣エリザベート・ボルヌは、大幅に遅れているフラマンビル3号機が2022年以降に運転を開始するまで、フランス政府は新たな原子炉の建設について決定しないと発表した。EDFは、EPR2型原子炉6基の建設には少なくとも460 億ユーロかかると見積もっていた。[ 41 ]会計検査院の報告書は、EDFはもはやEPR2の建設資金を単独で調達することができないため、資金調達と収益性の問題を解決する必要があると結論付けた。[ 42 ] 会計検査院は、フランスでEPR2を建設する前に、EDFが資金調達と収益性を確保することを求めている。[ 43 ]
2022年1月、ベランジェール・アバ環境副大臣は、2035年から2037年の間に稼働予定の新型EPR2原子炉の計画を2023年頃に提出すべきだと述べた。 [ 44 ]この決定は、2021年の世界的エネルギー危機の影響で加速された。[ 45 ] 2023年6月、EDFはペンリー原子力発電所に2基のEPR2原子炉を建設するための認可手続きを開始すると発表した。[ 46 ] [ 47 ]
EPR2では、EPRの400種類ではなく250種類のパイプ、EPRの13,300個のバルブではなく571個のバルブ、EPRの300個のドアではなく100種類のドアが必要です。EPR2では、プレハブ部品の使用も増え、電気建屋は完全にプレハブ化できます。原子炉の4番目の緊急/安全冷却システム/トレインが削除されたため、メンテナンスはプラント停止時にのみ実行できます。このトレインは、電源オンメンテナンスを可能にするために、元のEPR設計でドイツの電気技師の要求により追加されました。コアキャッチャーが変更されました。[ 30 ] [ 48 ] [ 49 ] [ 50 ]正味出力は1670 MWeです。[ 51 ]
EPR2の小型版である EPR1200は、4つの冷却ループではなく3つの冷却ループを使用し、正味1200MWの電力を生成するように開発されており、輸出を目的としている。2023年2月、規制当局ASNはEPR1200の安全機能について肯定的な意見を出した。[ 52 ]
フィンランドのオルキルオト3号機[ 59 ]の建設は2005年8月に始まった[ 4 ]。同発電所の発電出力は1600MWe （正味）である[ 13 ] 。建設は、フィンランドの電力会社TVOのために、フランスのアレバとドイツのシーメンスAGが共通の子会社アレバNPを通じて共同で行った。シーメンスは2011年に原子力事業を停止した。当初の費用見積もりは約37億ユーロだった[ 60 ]が、その後プロジェクトは何度か大幅なコスト増と遅延に見舞われ、最新の公表された費用見積もり（2012年）は80億ユーロを超えている[ 61 ]。同発電所は当初2009年に稼働開始予定だった[ 62 ]。
2006年5月、建設全体にわたる品質管理の問題により、約1年の建設遅延が発表された。遅延の一因は、原子力建設の経験のない下請け業者の監督不足であった。[ 63 ] [ 64 ]この遅延により、アレバの業績は期待外れとなった。同社は、技術文書と設計の承認に関するフィンランドのアプローチが遅延の原因であるとした。[ 65 ] [ 66 ]
2006年12月、TVOは建設が約18ヶ月遅れているため、完成は2010～2011年になると発表し、アレバ社は 遅延のために5億ユーロの費用を計上する準備をしているとの報道があった。[ 67 ] [ 68 ]
2007 年 6 月末、フィンランド放射線・原子力安全庁 (STUK) が安全関連の設計および製造上の「欠陥」を多数発見したと報告された。 [69] 2007 年 8 月には、航空機の衝突に耐えられるように原子炉建屋を補強する際の建設上の問題と、フィンランド当局への適切な文書の適時な提出に関連して、さらに 1 年間の建設遅延が報告された。[ 70 ] [ 71 ] [ 72 ]
2007年9月、TVOは建設の遅延を「少なくとも2年」と報じ、費用は予算を25%以上超過したと伝えた。[ 73 ]アナリストによる超過費用の見積もりは最大15 億ユーロに及ぶ。[ 74 ] [ 75 ]
2008 年 10 月にさらなる遅延が発表され、合計で 3 年の遅延となり、オンライン化予定日は 2012 年となった。[ 76 ]当事者は、遅延と最終的なコスト超過の責任に関する紛争を解決するために仲裁に入った。[ 77 ] [ 78 ]アレバは、コスト超過と遅延に対して 4 億 5000 万ユーロを支払うことに合意し、2018 年に長期にわたる紛争を解決した 。[ 79 ]
2009年5月時点で、同発電所は少なくとも3年半の遅延と50%以上の予算超過に陥っていた。アレバ社と関係電力会社は「誰がコスト超過を負担するかをめぐって激しく争っており、電力会社が債務不履行に陥る現実的なリスクがある」[ 80 ] 。 2009年8月、アレバ社は 建設費として5億5000万ユーロの追加引当金を発表し、発電所のコストは53 億ユーロに達し、2009年上半期の暫定営業利益は消滅した[ 81 ]。
格納構造のドームは2009年9月に最上部まで達した。[ 82 ]調達の90%、エンジニアリング作業の80%、土木作業の73%が完了した。[ 83 ]
2010年6月、アレバは4 億ユーロの追加引当金を発表し、コスト超過額は27 億ユーロに達した。スケジュールは2012年6月から2012年末に遅れた。[ 84 ] [ 85 ] [ 86 ] 2011年12月、TVOは2014年8月へのさらなる延期を発表した。[ 87 ] 2012年7月の時点で、発電所の発電開始は2015年以降と予定されており、少なくとも6年のスケジュール遅延となった。[ 88 ] 2012年12月、アレバの最高経営責任者はコストを80億ユーロと見積もった 。[ 89 ]
2014年9月、アレバは2018年に操業を開始すると発表した。[ 90 ] 2017年10月、開始日は2019年春に延期された。[ 91 ] 2018年から2021年までの試験期間中、さらに複数回の延期が発表され、合計で約3年となった。[ 92 ] [ 93 ] [ 94 ] [ 95 ] [ 96 ] [ 97 ]
オルキルオト3号機は2021年12月に最初の臨界を達成した。 [ 58 ] 2022年3月に系統連系が行われた。 [ 98 ] 2022年5月、タービン蒸気再熱器に異物が発見され、プラントは約3ヶ月間修理作業のため停止された。試験運転段階の後、2022年12月に通常運転が開始される予定だった。[ 99 ] 2022年10月28日、給水ポンプのインペラ4基すべてに数センチメートルの亀裂が発見されたことが発表された。亀裂の原因はまだ特定されておらず、試運転スケジュールにどのような影響が出るかは不明だった。[ 100 ]給水ポンプは他の原子炉のものよりも大きい。[ 101 ]
オルキルオト3号機は2023年4月に通常の発電を開始した。[ 4 ]
2007年12月6日、フラマンビル原子力発電所のEPR実証炉に最初のコンクリートが打設された。[ 103 ] その名の通り、これはフラマンビル敷地内の3番目の原子炉であり、EPRが建設されるのは2例目となる。発電量は1630MWe （正味）となる。[ 13 ]このプロジェクトには、EDF から約33億ユーロの設備投資が見込まれていた。[ 104 ]
2005年10月19日から2006年2月18日まで、このプロジェクトは全国的な公開討論にかけられた。2006年5月4日、EDFの取締役会は建設を継続することを決定した。2006年6月15日から7月31日の間に、このユニットは公聴会を受け、プロジェクトに対して「好意的な意見」が出された。[ 105 ]その夏、敷地造成工事が始まった。
2007年12月、ユニット自体の建設が開始された。建設期間は54ヶ月と見込まれ、2012年に稼働開始が予定されていた。[ 104 ]
2008 年 4 月、フランス原子力安全局 ( Autorité de sûreté nucléaire、ASN) は、二次格納容器の鋼製ライナーで検査された溶接部の 4 分の 1 が基準に適合しておらず、コンクリート基礎に亀裂が見つかったと報告した。EDF は、建設のごく初期に提起されたこれらの問題について進展が見られていると述べた。[ 106 ]しかし、5 月 21 日、ASN は現場でのコンクリート打設の停止を命じた。[ 107 ] 1 か月後、ASN が外部監視チェックを含む EDF の是正措置計画を受け入れた後、コンクリート打設作業が再開された。[ 108 ]
2009年5月、スティーブン・トーマスは、18ヶ月の建設期間と一連の品質管理上の問題を経て、プロジェクトは「予算を20％以上超過しており、EDFはスケジュールを守るのに苦労している」と報告した。[ 80 ]
2010年8月、規制当局であるASNは、二次格納容器の鋼製ライナーにさらなる溶接上の問題があると報告した。[ 109 ]同月、EDFはコストが50%増加して50 億ユーロになり、試運転が約2年遅れて2014年になったと発表した。 [ 109 ]
2011年7月、EDFは推定費用が60 億ユーロに膨れ上がり、建設完了が2016年に延期されたと発表した。 [ 110 ]
2012年12月、EDFは推定費用が85 億ユーロに膨れ上がったと発表した。[ 111 ]また、2012年12月には、イタリアの電力会社Enelが、このプロジェクトと将来のEPR 5基の12.5%の株式を放棄し、プロジェクトへの出資額6億1300万ユーロと利息を払い戻すと発表した 。[ 112 ] [ 113 ]
2014年11月、EDFは、アレバによる部品納入の遅延により、建設完了が2017年に延期されたと発表した。[ 114 ]
2015 年 4 月、アレバはフランスの原子力規制当局 ASN に、原子炉容器の鋼材に異常が見つかり、「予想よりも低い機械的靭性値」が生じたと報告した。さらなる試験が進行中である。[ 115 ] 2015 年 7 月、デイリー テレグラフは、アレバが 2006 年以来この問題を認識していたと報じた。 [ 116 ] 2015 年 6 月、ASN により冷却システムの安全弁に複数の欠陥が発見された。[ 117 ] 2015 年 9 月、EDF は推定費用が 105億ユーロに膨れ上がり、原子炉の起動が 2018 年第 4 四半期に延期されたと発表した。[ 118 ]
2016年4月、ASNは原子炉鋼に新たな弱点が見つかったと発表し、アレバとEDFは建設工事は継続するものの、新たな試験を実施すると回答した。[ 119 ]
2017年2月、フィナンシャル・タイムズ紙は、このプロジェクトが6年遅れ、 予算を72億ユーロ超過していると報じた[ 120 ]。一方、泰山原子力発電所のEPR原子炉の建設が再び遅れたことを受け、EDFは、規制当局の承認が得られれば、フラマンビル3号機は2018年末までに運転開始予定であると表明した[ 121 ] 。2017年6月、フランスの規制当局は、フラマンビル3号機の運転開始は安全であるとの暫定的な裁定を下した[ 122 ]。
溶接の品質不良が発見されたため、2018年7月にスケジュールがさらに見直された。燃料装填は2019年末まで延期され、費用見積もりは105億ユーロから 109億ユーロに増加した 。[ 123 ]
2019年6月、原子力規制当局ASNは、EDFが起動後に修理する予定だった、二重壁格納容器を通過する蒸気移送管の8つの溶接部を、原子炉の運転開始前に修理しなければならないと判断した。[ 124 ] [ 125 ]この時点で、推定費用は110億ユーロであった 。[ 126 ]
2019年10月、EDFは、この問題によりコストが124 億ユーロに増加し、燃料の積み込みが2022年末まで遅れると発表した。 [ 126 ] [ 127 ]会計検査院長のピエール・モスコヴィチは、2020年7月9日、フラマンヴィル3号の遅延コストに関する報告書の公表について声明を発表した。 会計検査院の報告書は、建設の遅延による追加費用を考慮すると、コストは 124億ユーロではなく191億ユーロに達する可能性があると明らかにした。 [ 128 ]
2022年1月、欠陥のある溶接部の修復とその他の問題の解決にさらに時間が必要であることが発表されました。[ 129 ] [ 130 ] [ 126 ] 2022年12月、EDFは、敏感な機器に近い一部の溶接部の応力除去熱処理 のための新しいプロセスを確立するための作業が増えたため、少なくとも6か月のさらなる遅延と推定5億ユーロのコスト増を発表しました。燃料の装填は2024年5月に開始されました。[ 131 ]推定総コストは132億ユーロに増加し、[ 132 ]これにより、1kWの正味電力容量あたりの特定コストは8090ユーロになります。
フラマンビル3号機は2024年9月に最初の臨界を達成した。系統連系は2024年12月に行われた。[ 102 ]
2025年12月、フランス原子力安全・放射線防護庁（ ASNR ）の認可を受け、フラマンビル3号機は原子力熱出力100%を達成し、総電力1669MWを出力した。[ 133 ]
2006年、アレバは東芝傘下のウェスチングハウスとロシアのアトムストロイエクスポルトとともに、中国における4基の新型原子炉建設のための最初の入札プロセスに参加した。[ 134 ]しかし、アレバはウェスチングハウスのAP1000原子炉に敗れ、その一因はアレバが中国への専門知識とノウハウの移転を拒否したことにある。
その後、アレバは以前の条件を堅持したにもかかわらず、2007年2月に中国南部広東省台山市にある2基のEPRについて約80億ユーロ（105億ドル）相当 の契約を獲得することに成功した。 [ 135 ] [ 136 ]総合請負業者および運営者は中国広核集団（CGN）である。
泰山原子力発電所の1号機の建設は2009年11月18日に正式に開始され、2号機は2010年4月15日に開始された。[ 137 ]各ユニットの建設は46ヶ月で完了する予定で、フィンランドとフランスの最初の2基のEPRよりも大幅に速く、安価であった。[ 138 ]
第一原子炉の原子炉圧力容器は2012年6月に設置され[ 139 ]、第二原子炉は2014年11月に設置された。第一圧力容器は日本の三菱重工業から輸入され、蒸気発生器はフランスのアレバから輸入された。第二圧力容器と関連する蒸気発生器は、中国の東方電気と上海電気によって製造された[ 140 ]。
2014年には、主要部品の遅延やプロジェクト管理上の問題が主な原因で、建設工事が2年以上遅れていると報告された。[ 141 ]
泰山1号機では2016年2月にコールドファンクションテストが実施され 、2017年前半に起動が予定されていた。泰山 2号機は同年後半に起動予定だった。[ 142 ] しかし、2017年2月に試運転日が6か月延期され、2017年後半から2018年前半に商業運転が開始される予定となった。[ 143 ]
2017年12月、香港メディアは、試験中に部品に亀裂が入り、交換が必要になったと報じた。[ 144 ] 2018年1月、試運転は再び延期され、商業運転は2018年と2019年に予定されている。[ 145 ]
2018年6月、泰山 1号機は初めて臨界を達成した。 [ 146 ] 2018年6月29日、泰山1号機は送電網に接続された。[ 147 ] [ 148 ] 2018年12月には商業運転を開始した。 [ 2 ] [ 149 ]泰山2号機は、それぞれ2019年5月[ 150 ] 、 2019年6月[ 151 ]、2019年9月[ 3 ] にこれらのマイルストーンを達成した。
泰山プロジェクトは、CGN（所有権の51%）、EDF（30%）、中国の電力会社である広東能源集団（19%）によって設立された合弁会社である泰山核動力合弁会社（TNPJVC）が主導している。この合弁会社は、Yuedianとしても知られている。[ 152 ]
泰山原子力発電所1号機に機器を供給した企業には 、フランスで蒸気発生器と加圧器を製造したフラマトム社、機関室のアラベルタービンを製造した中国の東方電気（DEC）社などがある。[ 153 ]このタービンはゼネラル・エレクトリック社が設計し、ライセンス供与を受けたものである。1号機のその他の機器供給業者には、三菱（原子炉容器）、チェコのシュコダ社（炉心内部構造）、そしてDEC社とともに一次ポンプを提供したフランスのジュモン・エレクトリック社などがある。
2020年4月、フラマトムはTNPJVCと2基のEPRの運転を支援する長期サービス契約を締結した。この契約は、8年間の原子力発電所の停止および保守作業、スペアパーツの供給、エンジニアリングサービスを含む。[ 154 ]
2021年6月、1号機の一次冷却系で予想以上の放射性ガス濃度が検出された。これは後に燃料被覆管の欠陥が原因とされた。[ 155 ] [ 156 ]原子炉は2021年7月に運転停止され、2022年8月に再稼働した。[ 157 ]
ヒンクリー・ポイントCは、イングランドのサマセット州に建設中の原子力発電所で、EPR型原子炉2基を備え、発電容量は3,200MWeである。
EPRは、ウェスチングハウスAP1000とともに、原子力規制局による一般設計評価を受けました。[ 158 ]福島第一原子力発電所の事故から得られた教訓が考慮されるまで、暫定設計承認確認は延期されました。 [ 159 ] EDFは2009年にブリティッシュ・エナジーを買収しました。EDFは、政府との電力料金協定を条件として、4基の新しいEPRを建設する計画を立てました。 [ 160 ] [ 161 ] [ 162 ]アレバは、EPRの建設を支援するためにロールス・ロイスと戦略的パートナーシップを締結しました。 [ 163 ] 2013年3月19日、ヒンクリー・ポイントCの計画許可を与える開発同意命令が出されましたが、[ 164 ]電力料金に関する英国政府との交渉、および民間投資家とのプロジェクト資金調達はまだ完了していませんでした。[ 165 ]
2013年10月21日、EDFエナジーは、ヒンクリー・ポイントC原子力発電所建設予定地に関する合意に達したと発表した。EDFグループと英国政府は、投資契約の主要な商業条件について合意した。最終的な投資決定は、欧州委員会 の承認を含む、残りの重要な手続きの完了を条件としていた。
2014年10月8日、欧州委員会は合意を発表し、28人の委員のうち16人が建設の承認に同意した。2015年9月21日、英国政府は、20年ぶりの英国初の原子力発電所となる ヒンクリー・ポイントCに対し、20億ポンドの支援パッケージを提供すると発表した。 [ 166 ]
2015年10月21日、中国の習近平国家主席の英国公式訪問中に、EDFとCGNは、ヒンクリーポイントに2基の原子炉を建設する180 億ポンド（211 億ユーロ）のプロジェクトに関する投資協定に署名した。[ 167 ] [ 168 ]
2016年6月、EDFの経営陣は国会議員に対し、ヒンクリー・ポイント Cの計画はEDFの「急増する負債」を含む「数々の問題」を解決するまで延期すべきだと述べた。[ 169 ] 2016年7月28日、取締役の辞任後、EDF取締役会は同プロジェクトの最終投資決定を承認した。[ 170 ]しかし、テリーザ・メイ新政権のビジネス・エネルギー・産業戦略担当大臣に就任したグレッグ・クラークは、政府は予想通り今後数日間で契約に署名せず、「このプロジェクトのすべての構成要素を慎重に検討する」ため、契約を秋まで延期すると発表した。[ 171 ]最終的な政府承認は2016年9月に与えられた。 [ 6 ]
2017 年 7 月、EDF は内部レビューの後、この計画の改訂見積もりを発表し、少なくとも 15 億ポンドの追加費用と最大 15 か月の追加プログラムが含まれ、更新された総費用見積もりは 196 億～ 203 億ポンドとなった。[ 172 ] [ 173 ] [ 174 ]その後の費用増加と遅延が何度かあったため、[ 175 ] [ 176 ] [ 7 ] 費用は現在 310 億～ 350億ポンド (363 億～ 410億ユーロ)と見積もられており 、最初のユニットは 2030 年頃に発電を開始すると見積もられている。[ 8 ]
最初の原子炉の約2,000立方メートル（71,000立方フィート）のコンクリート打設は、2018年12月11日に開始されました。30時間かけて完了し、ユニット1の基礎となる4,500トンの基礎部分、厚さ3.2メートル（10フィート6インチ）のプラットフォームが完成しました。原子炉建屋は、（完成予定の）プラットフォームの上に建設されます。[ 177 ]この建設開始は、30年のブランクを経て英国で初めて建設される新しい原子炉であり、サイズウェルBに次ぐ英国で2番目の加圧水型原子炉となります。
最初の原子炉の基礎工事が完了し、最後の8,954立方メートル（316,200立方フィート）のコンクリートが2019年6月に完成しました。[ 178 ] 2番目の原子炉の基礎工事が完了し、8,991立方メートル（317,500立方フィート）のコンクリートが2020年6月に完成しました。[ 179 ]
2023年2月、最初の原子炉圧力容器が、ブリストル海峡のヒンクリー専用埠頭であるコムウィッチを経由して現場に搬入された。[ 180 ]この圧力容器は、2022年にフランスのフラマトム社 によって建造された。[ 181 ]
2024年1月、EDFは、ユニット1の稼働開始時期を含む工事の3つのシナリオを提示した。計画された設置生産性では、2029年開始で費用は310 億ポンド（2015年価格、 2024年価格で416億ポンド）、設置生産性がやや低いシナリオでは、2030年開始で費用は340 億ポンド（2015年価格、 2024年価格で465億ポンド）、不利なシナリオでは、2031年開始で費用は350 億ポンド（2015年価格、 2024年価格で479億ポンド）である。[ 182 ]
2024年5月、520トンの蒸気発生器の最初の1基が原子炉圧力容器と同じ方法で現場に搬入された。[ 183 ]
2026年2月、EDFはタイムラインとコストを更新し、最初の原子炉が2030年に稼働開始し、総コストが350 億ポンド（2015年価格、2026年価格で480億ポンド以上 ）に上昇すると予想している。これは当初のコストのほぼ2倍であり、建設開始から13年後のことである。[ 184 ]これらのコストは、正味電力容量1kWあたり16,800ユーロ以上に相当する。
サイズウェルCの2基のEPRユニットは、2022年7月20日に計画承認を受け、2024年5月7日に原子力施設のライセンスが付与されました。 [ 185 ] [ 186 ] [ 187 ] 2017年の時点では、発電は早くても2031年に開始されると予想されていました。[ 188 ]敷地準備作業は2024年1月15日に正式に開始されました。[ 189 ] [ 190 ]
2008 年 7 月、フランス大統領は、原油とガスの価格高騰のため、フランスに 2 基目の EPR を建設すると発表した。[ 191 ] 2009 年にペンリーが建設地に選ばれ、2012 年に建設が開始される予定だった。[ 192 ]しかし、2011 年に福島第一原子力発電所の事故を受けて、EDF は住民協議を延期した。[ 193 ] 2013 年 2 月、アルノー・モンテブール産業再生大臣は、電力生産能力と再生可能エネルギーへの大規模投資、そして外国における EPR の競争力のあるプロジェクトとしての自信を理由に、ペンリーに新しい EPR 原子炉を建設する計画は中止されたと述べた。[ 194 ] [ 195 ]
フランスで新たな原子炉を建設する計画は後に復活した。ペンリーとグラヴリーヌは、EPR原子炉2基の設置候補地となっている。[ 196 ]
2019年10月、ル・モンド紙は、フランス政府がEDFに「任務書」を送付し、今後15年間で3つの場所に合計6基のEPR原子炉を建設する準備をするよう求めたと報じた。[ 197 ]新原子炉建設に関する政府の決定は2022年以降になると予想されていた。 [ 41 ] EDFは、約500億ユーロで6基のEPR2を建設する提案を提出した 。[ 198 ] 2022年2月、フランスのエマニュエル・マクロン大統領は、フランスが実際に6基の新しいEPR2原子炉を建設し、最初の原子炉は2035年までに稼働を開始し、さらに8基を追加建設するオプションがあると発表した。[ 199 ] [ 200 ]
2023年6月、EDFはペンリー原子力発電所にEPR2原子炉2基を建設するための認可手続きを開始したと発表し、敷地準備作業は2024年夏に開始され、建設は2027年頃に開始されると見込んでいた。[ 46 ] 2024年、フランス政府はEPR2の建設を支援するため、EDFに無利子の原子炉開発融資と長期の電力価格保証を提供することを検討していた。[ 201 ] 3基の二重原子炉プラントの費用は517億ユーロ と見積もられていた。[ 202 ] [ 47 ]
2024年3月、メディアは6基の原子炉の予想コストが674 億ユーロに増加したと報じた。[ 202 ] [ 203 ] [ 204 ]これは正味電力容量1kWあたり6800ユーロに相当する。2025年1月、会計検査院は、資金調達の不確実性と建設サプライチェーンの準備不足のため、フランスはEPR2原子炉の建設を開始する準備が「全くできていない」と報告した。[ 205 ]
2025 年 3 月、原子力政策評議会は、6 基の EPR2 原子炉の建設費の少なくとも半分を賄うために、おそらく無利子の補助金付き政府融資[ 205 ]を利用可能にすべきであると合意したが、これには欧州連合の国家補助金の承認が必要となる。1 MWh あたり 100 ユーロ以下の差金決済契約で残りの費用を賄う。しかし、EPR2 原子炉の計画された稼働開始は 3 年延期され 2038 年となったが、建設開始目標は 2027 年のままである。最初の 3 組の EPR2 原子炉は、ペンリー、グラヴリーヌ、ビュジェの各サイトに提案されている。[ 206 ] [ 207 ] EDF は 2026 年に最終投資決定を行う予定である。[ 202 ]
2025年12月、EDFは6基の原子炉の費用が728 億ユーロ（2020年価格、 2025年価格で約890億ユーロ）に達したと報告し、 2026年に27億ユーロの投資を承認し、ペンリーの最初の原子炉の稼働開始を2038年とし、その後の原子炉は「12～18ヶ月間隔」で稼働開始する予定であるとした。[ 208 ]これらの見積もりは、正味電力容量1kWあたり7,300ユーロ（2020年価格、2025年価格で約8,900ユーロ）に相当する。
2009年2月、インド原子力発電公社（NPCIL）は、マハラシュトラ州ジャイタプールに2基のEPR原子炉を建設するため、アレバ社と覚書を締結した。これに続き、2010年12月には枠組み協定が締結された。[ 209 ]
2016年1月、フランスのフランソワ・オランド大統領がインドを公式訪問した際、インドのナレンドラ・モディ首相との共同声明が発表された。声明によると、両首脳は「ジャイタプール・プロジェクトに関する協議を加速させるための協力ロードマップに合意した」という。[ 210 ]
2018年3月、EDFとNPCILの間で、6基の原子炉の入札を実施することを目的とした産業推進協定が締結された。[ 211 ] [ 212 ]
2021年4月、EDFはNPCILに対し、ジャイタプールサイトに合計9.6GWeのEPR原子炉6基を開発する提案を提出した 。[ 213 ]
カンブリア州セラフィールド近郊のムーアサイド敷地には、モジュール式原子炉、再生可能エネルギー発電、水素製造、バッテリー貯蔵技術も組み込んだ将来のクリーンエネルギーハブの一部として、さらに2基のEPRユニットの建設が提案されている。[ 214 ]
EPR-1200は、 EPRの1200MWe版であり、カザフスタンが2番目の原子力発電所として検討している4つの候補原子炉の1つである。[ 215 ]
EPRは、カナダのオンタリオ州にあるダーリントン原子力発電所への2基（将来的には4基に拡張可能）の原子炉増設に検討された。しかし、公式入札にはすべての不測の事態への対応策を含める必要があり、アレバはこれらの要件を満たす最終入札を提出できなかった。最終的に、カナダのAECLによる唯一の入札が1Wpあたり10ドルをはるかに超えたため、このプロジェクトは中止された。[ 216 ]
EPRはニューブランズウィック州への設置が一時的に検討され、同州唯一のCANDU 6を置き換えるか代替する計画だった。この計画は2010年6月から2か月後の選挙までしか続かず、選挙後すぐに検討対象から外れた。[ 217 ]
2012年10月、チェコの電力会社ČEZは、テメリン原子力発電所の原子炉2基の建設入札からアレバ社が除外されたと発表した。アレバ社は入札の法的要件を満たしていなかった。[ 218 ] 2014年4月、ČEZは電力価格の低迷と政府が最低保証エネルギー価格の支援を拒否したため、入札を中止した。[ 219 ]
2021年6月、チェコ産業貿易省は、EDF、ウェスチングハウス、韓国水力原子力発電（KHNP）を、ドゥコヴァニ原子力発電所の新ユニットの事前資格審査ラウンドへの参加に招待した。[ 220 ] EDFは、このプロジェクトにEPRの1200MWeバージョン（EPR-1200）を提案していた。 [ 221 ] 2024年2月、入札は最大4基の新ユニットに対する拘束力のある提案に変更された。2024年7月、KHNPが優先入札者として選ばれた。[ 222 ]
2010年、フィンランド議会は2基の新型原子炉の建設を許可することを決定した。TVOとFennovoimaはともにEPRを検討していた。[ 223 ] [ 224 ] 2013年12月、FennovoimaはEPRよりもロシア製のAES-2006 VVER加圧水型原子炉を選択したことを確認した。[ 225 ] 2022年5月、プロジェクトの設計と認可段階で大幅な遅延が生じ、2022年のロシアによるウクライナ侵攻を受けて、Fennovoimaは発電所建設に関するRosatomとの契約を解除した。 [ 226 ]
2009年2月24日、イタリアとフランスはイタリアに4基の新しい原子力発電所を建設する実現可能性を調査することに合意した。[ 227 ]これを受けて、2009年8月3日、EDFとEnelは、少なくとも4基のEPRを建設する実現可能性を調査するために、Sviluppo Nucleare Italiaという合弁会社を設立した。[ 228 ]
しかし、福島原発事故直後の2011年の国民投票で、イタリア国民はイタリアにおける原子力発電を許可する新たな規制の撤廃に賛成票を投じた。法律の撤廃は、少なくとも有権者の過半数（50%＋1）が有効投票を行い、かつその過半数が撤廃に賛成した場合に発効する。この国民投票では、有効投票率は55%で、94%が新たな規制の撤廃に賛成票を投じた。
2021年10月、EDFはポーランドに対し、2～3か所の敷地に4基または6基のEPR原子炉を建設する提案を行った。原子炉の合計設備容量は6.6または9.9GWeとなる予定である 。[ 229 ]
2022年10月、ポーランドはウェスチングハウスのAP1000設計を選定し、最初の3基の発電所の建設は2026年に開始される予定である。[ 230 ]
2008年3月、フランスのニコラ・サルコジ大統領はUAE内閣と「平和目的での原子力エネルギーの評価と利用の可能性に関する協力枠組みの概要」を定めた合意に達した。この合意は、フランスの原子力企業であるトタルSA、スエズ、アレバのいずれかによるEPR建設の契約ではなかった。[ 231 ]
2009年5月、バラク・オバマ米大統領はUAEと類似の協定を締結した。原子炉の契約は締結されず、米国企業が原子炉を受注できるという保証もなかった。[ 232 ]
2009年12月、アラブ首長国連邦はアメリカとフランスの入札を両方とも拒否し、韓国電力公社、現代建設、サムスン、斗山重工業を含む韓国グループに4基の非EPR型発電所（APR-1400 ）の建設契約を授与した。[ 233 ]
この受注を失った後、アレバは、原子力発電に不慣れな国々向けに、EPRと並んでより小型でシンプルな第2世代原子炉設計の販売を再開すべきかどうかを検討した。[ 234 ] 2011年現在、アレバと三菱重工業は、より小型の1100 MWe ATMEA1第3世代加圧水型原子炉を提供している。[ 235 ]
米国規制当局に提出された EPR のバージョンである US-EPR [ 236 ]は、 AP1000およびESBWRとともに、米国の次世代原子力発電所の競合の 1 つです。2015 年 2 月、Areva は米国原子力規制委員会(NRC)での設計認証申請審査プロセスの停止を要請しました。 [ 236 ] 2007 年 12 月14 日以来、最終設計承認および標準設計認証の申請を提出する予定で、審査を受けていました。 [ 237 ] UniStar、Amarillo Power、PPL Corp、およびAmerenUE は、2008 年に、 Callaway 発電所での US-EPR の建設および運転ライセンスの統合申請を提出する計画を発表しました。UniStar は、2007 年 7 月に、メリーランド州のCalvert Cliffs 原子力発電所での 3 号機の提案に関する部分的な申請を提出しました。しかし、両方の提案はその後キャンセルされました。
2009 年 4 月、ミズーリ州議会は建設前の料金値上げに反対し、AmerenUE は原子炉の計画を一時停止した。[ 238 ] 2010 年 7 月、コンステレーション・エナジー・グループは、米国エネルギー省からの融資保証の不確実性のため、カルバート・クリフス原子力発電所の UniStar への支出を削減し、[ 239 ] [ 240 ]その後プロジェクトから撤退した。[ 241 ] 2008 年 10 月、アレバは、米国の防衛企業ノースロップ・グラマンと提携し、バージニア州のノースロップ・グラマンのニューポート・ニューズ造船所 に EPR および US-EPR 原子炉のモジュールとアセンブリを製造する3 億 8000 万ドルの施設を設立すると発表した。[ 242 ] [ 243 ] このプロジェクトは 2011 年 5 月に無期限に停止された。[ 244 ]
その他の第3世代以降のデザイン：
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