EDF_DOCUMENT_REFERENCE_2017

PRÉSENTATION DU GROUPE EDF Description des activités du Groupe

Le dossier de stratégie, celui d’options de sûreté sur la mise en configuration sécurisée ainsi que le calendrier détaillé des opérations 2017-2032 a été transmis fin décembre 2017. Pour rappel, la mise à jour du scénario industriel de démantèlement des centrales de première génération (en particulier celui relatif aux UNGG ci-dessus) ainsi que la modification du planning de démantèlement des réacteurs UNGG ont eu lieu en 2015. Projet de fermeture de la centrale de Fessenheim L’article L. 311-5-5 du Code de l’énergie introduit par la loi de transition énergétique pour la croissance verte plafonne à 63,2 GW la puissance nucléaire installée en France. La mise en service de l’EPR de Flamanville ne pourra donc pas intervenir avant la fermeture des deux réacteurs de Fessenheim, pour respecter ce plafond. La fermeture anticipée de la centrale de Fessenheim ouvre pour EDF un droit à indemnisation, comme l’a rappelé le Conseil constitutionnel dans sa décision du 13 août 2015, à l’occasion de l’examen de la constitutionnalité de la loi de transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015. Des discussions entre EDF et l’État ont permis d’aboutir à un projet de protocole définissant les principes d’indemnisation qui a été approuvé par la Commission européenne au titre des aides d’État. Le Conseil d’administration d’EDF, réuni le 6 avril 2017, a pris acte de la fermeture irréversible et inéluctable de Fessenheim sous réserve : que l’abrogation de l'autorisation d'exploiter la centrale de Fessenheim ne ■ prenne effet qu’à la date de mise en service de l’EPR de Flamanville 3 ; que la fermeture de la centrale de Fessenheim soit nécessaire au respect du ■ plafond légal de 63,2 GW, tant à la date de la demande d’abrogation qu’à la date de mise en service de l’EPR de Flamanville 3. En application de la loi, le Conseil a donné instruction au Président-Directeur Général d'adresser, dans les six mois précédant la mise en service de l’EPR de Flamanville 3, cette demande d'abrogation dans les conditions ci-dessus. Il a également autorisé le Président à signer le protocole d’indemnisation négocié avec l’État et approuvé par la Commission européenne, au plus tard à la date à laquelle cette demande sera adressée. Cette décision du Conseil, prise dans le plein respect de la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, garantit l’intérêt social d’EDF et permet à l’entreprise de poursuivre ses missions au service de ses clients en toutes circonstances. Le protocole prévoit, au bénéfice d’EDF, l’indemnisation suivante : une part fixe initiale couvrant l’anticipation des coûts à engager après ■ l'exploitation (dépenses de reconversion du personnel, de démantèlement, de taxe Installation Nucléaire de Base (INB) et de « post-exploitation »). Cette part fixe est estimée à ce jour à environ 490 millions d’euros avec une prévision de versement de 20 % en 2019 et 80 % en 2021 ; une part additionnelle variable donnant lieu le cas échéant à des versements ■ ultérieurs, reflétant le manque à gagner pour EDF jusqu’en 2041. Celui-ci sera déterminé en fonction des prix de marché et de la production du palier 900 MW d’EDF, hors Fessenheim, tels que constatés sur cette période. EnBW, partenaire d'EDF dans la centrale, pourra à certaines conditions, recevoir une quote-part de l’indemnisation du manque à gagner en fonction de ses droits contractuels sur la capacité de production de la centrale. CNP, société suisse Centrales Nucléaires en Participations SA a, quant à elle, décidé de mettre fin au contrat de partenariat. EDF ayant pris acte de cette décision, le contrat de partenariat entre EDF et CNP a pris fin le 31 décembre 2017. Le paiement de cette part additionnelle variable sera effectué le cas échéant au plus tard en 2041, EDF pouvant bénéficier de versements intermédiaires entre 2021 et 2041 à sa demande ou à l’initiative de l’État ; la loi n° 2016-1918 du 29 décembre 2016 de finances rectificative pour 2016 a ■ par ailleurs ouvert un compte spécifique en vue de financer le protocole d’indemnisation entre l’État et EDF relatif à la fermeture anticipée de la centrale nucléaire de Fessenheim. En conséquence, la production nucléaire du Groupe en 2019 tiendra compte de la fermeture de Fessenheim.

2013 et a transmis en juillet 2015 un dossier concernant la faisabilité d’un centre de stockage sur un site situé dans la région de Soulaines (voir section 1.4.1.1.4 « Cycle du combustible nucléaire et enjeux associés »). Par ailleurs, le nouveau calendrier de déconstruction des centrales UNGG prévoit la construction d’un entreposage pour les chemises FAVL des silos de Saint-Laurent dans l’attente de la disponibilité d’un exutoire définitif. Le processus de déconstruction des centrales de Chooz A et Creys-Malville se poursuit, avec en particulier la mise en eau de la piscine réacteur de Chooz et les premières découpes sous eau des éléments internes de la cuve conformément au planning, ainsi que la mise en eau de la cuve de Creys-Malville. Chooz A est un réacteur à eau pressurisée, d’une technologie analogue aux 58 tranches en exploitation mais de conception plus ancienne. Il a été mis en service en 1967 et a fonctionné jusqu'en 1991 (date d’arrêt définitif de production). La situation du réacteur, dans une caverne rocheuse à flanc de colline, crée des conditions d’accès et d’entrée et sortie des matériels plus difficiles que celles du reste du parc REP existant. Après le choix par EDF d’opter dès 2001 pour une stratégie de démantèlement dans un délai aussi court que possible (c’est-à-dire sans période d’attente intensionnelle pour décroissance radioactive) et l’obtention du décret de démantèlement complet en 2007, la déconstruction a été engagée et devrait être achevée en 2022, soit 15 ans après son autorisation. C’est cette durée qu’EDF retient de manière prudente pour le démantèlement des Réacteurs à Eau sous Pression. Concernant Brennilis, en application d’une convention (1) de 2008 avec le CEA, EDF est devenu entièrement responsable de la déconstruction de cette installation. La réalisation des travaux de déconstruction inclus dans le périmètre du décret initial est en cours, avec notamment la fin de la démolition du radier de la station de traitement des effluents. En revanche, les travaux définitifs de démantèlement complet doivent être couverts par un décret complémentaire pour lequel EDF a déposé une demande le 29 décembre 2011. Conformément à l’avis que l’ASN avait exprimé, la Mission de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection a signifié à EDF en décembre 2012 que la demande d’autorisation de démantèlement complet de Brennilis ne pouvait être instruite en l’état en raison de l’annulation du permis de construire de l’ICEDA (voir section 2.4.1 « Procédures concernant EDF »). L’arrêt de la Cour administrative d’appel de Lyon du 4 décembre 2014, en restaurant la validité du permis de construire de l’ICEDA, a conduit EDF à relancer l’étude d’un dossier de démantèlement complet de Brennilis en tenant compte de l’évolution de la réglementation depuis l’élaboration du précédent dossier, en particulier la mise en application de l’arrêté INB. Concernant les six réacteurs de la filière UNGG, la mise à jour du programme de démantèlement de ces derniers conduit désormais au séquencement suivant : mise en œuvre d’une période de « dérisquage » avant le démantèlement sous air ■ du premier caisson pour traiter les risques identifiés lors des études (caractérisations complémentaires, tests outillage sur maquette) ; réalisation du démantèlement d’une tête de série en air, puis réalisation d’un ■ retour d’expérience complet avant d’engager le démantèlement des autres UNGG de manière industrielle ; pour les autres caissons, des travaux de mise en configuration sécurisée après ■ démantèlement électromécanique et démantèlement des bâtiments et structures périphériques (nefs piles, hall piscine etc.) seront réalisés, pour certaines de manière anticipée par rapport au scénario précédent. Ce nouveau scénario a conduit à envisager une première sortie du graphite du premier réacteur UNGG à l’horizon 2044 et repousse le besoin d’un exutoire pour les autres déchets de graphite au-delà de 2070. Suite à une première audition du collège des commissaires de l’ASN en mars 2016, l’ASN a proposé dans sa lettre de suite en date du 29 juillet 2016 un processus d’échanges autour de ce dossier. À sa demande, une revue d’experts indépendants a été mandatée au premier trimestre 2017 pour analyser les solutions retenues par EDF pour la déconstruction de ses 6 réacteurs UNGG ; ses choix n’ont pas été remis en cause. Une nouvelle audition du collège des commissaires de l’ASN a eu lieu en juin 2017 sur la base de ces conclusions et d’un dossier de justification remis par EDF en mars. Elle a abouti à la proposition d’une nouvelle audition en, après la remise par EDF d’un nouveau dossier présentant un calendrier détaillé des opérations qui seront menées dans les 15 années à venir, ainsi que le résultat des nombreuses études menées sur la tenue des structures des réacteurs dans la durée.

1.

Par cette convention, le CEA est devenu entièrement responsable de la déconstruction de l’installation de Phénix. (1)

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