EDF / Document d'enregistrement universel 2019

2. Facteurs de risques et cadre de maîtrise Risques auxquels le Groupe est exposé

5B – Maîtrise du traitement des déchets radioactifs et de la déconstruction des installations nucléaires, et capacité à assurer les engagements associés. Les provisions constituées par le Groupe pour les opérations de déconstruction des installations nucléaires ainsi que pour le traitement et le stockage ultime des déchets radioactifs, y compris les déchets à vie longue issus du traitement des combustibles usés et de la déconstruction, peuvent s’avérer insuffisantes. En particulier, la déconstruction du parc nucléaire existant pourrait présenter des difficultés qui ne sont pas envisagées aujourd’hui ou s’avérer sensiblement plus coûteuse que ce qui est prévu. Le montant des actifs dédiés en France constitués par le Groupe pour couvrir les coûts de ses engagements de long terme dans le nucléaire (déchets radioactifs et déconstruction) pourrait devoir être revu à la hausse ou entraîner des décaissements supplémentaires. Criticité compte tenu des actions de maîtrise engagées : Forte. Déconstruction Les opérations de déconstruction en cours en France (voir section 1.4.1.1.6 « La déconstruction des centrales nucléaires ») concernent les centrales qui ont été construites et exploitées avant le parc nucléaire actuel y compris la centrale de Superphenix (centrales de « première génération »). Ces opérations couvrent quatre technologies différentes de réacteurs : réacteur à eau lourde (Brennilis), réacteur rapide refroidi au sodium (Superphenix à Creys-Malville), réacteur modéré au graphite et refroidi au gaz (réacteurs UNGG à Chinon, Saint Laurent et Bugey) et réacteur à eau pressurisé (« REP » à Chooz). Ces opérations constituent des premières pour EDF et à l’exception du REP, elles concernent des technologies de réacteurs pour lesquelles le retour d’expérience international est faible voire inexistant. Elles nécessitent donc le développement de méthodes et technologies nouvelles qui comportent un risque plus important que des technologies disposant déjà d’un retour d’expérience. La déconstruction du REP à Chooz A bénéficie d’un retour d’expérience (essentiellement américain et limité) mais présente la particularité originale de se situer dans une caverne, ce qui en fait également une opération singulière pour laquelle le retour d’expérience n’est pas immédiatement transposable et qui comprend des risques spécifiques. Les opérations de déconstruction du REP de Chooz A se poursuivent avec les découpes et extractions des internes de la cuve conformément au planning, après la mise en eau de la piscine réacteur en 2018 et l’ouverture de la cuve en mars 2017. Le retour d’expérience acquis sur le REP de Chooz A permet de rendre robustes autant que possible les études et l’estimation des coûts futurs de la déconstruction du parc nucléaire actuellement en fonctionnement (centrales de « deuxième génération »). Le premier réacteur de la centrale de Fessenheim a été définitivement arrêté le 22 février. L’arrêt du deuxième est prévu le 30 juin 2020. Ces deux réacteurs seront les premiers du parc nucléaire actuellement en fonctionnement à bénéficier de ce retour d’expérience pour leur déconstruction. Néanmoins, ni EDF, ni aucun autre opérateur, n’a aujourd’hui engagé un programme de déconstruction à une échelle comparable à celle du parc REP actuel du Groupe et les estimations comportent donc des risques qui sont notamment associés à cet effet d’échelle. Le calendrier et le coût des travaux sont également dépendants des autorisations administratives et de la disponibilité, au moment nécessaire, des centres de stockage de déchets radioactifs ou d’autres installations nécessaires au conditionnement, au traitement ou à l’entreposage des colis de déchets. En complément de ces éléments techniques et industriels de sensibilité, le montant des provisions actuellement constituées peut évoluer dans les prochaines années. En effet, l’évaluation du besoin en montant de ces provisions est sensible aux hypothèses retenues de coûts, de planning, de taux d’inflation et de taux d’actualisation à long terme, ainsi qu'à toute évolution de la réglementation, concernant en particulier le périmètre des charges à couvrir. Le montant de ces provisions, conformément au Code de l’environnement, fait notamment l’objet d’un contrôle par l’autorité administrative, qui vérifie en particulier la suffisance des charges provisionnées et impose un plafond au taux d’actualisation des provisions.

La durée d’amortissement des autres paliers du parc nucléaire France (1 300 MW et 1 450 MW), qui sont plus récents, est, à ce stade, maintenue à 40 ans. L’allongement ultérieur de la durée d’amortissement de ces paliers demeure néanmoins un objectif industriel du Groupe. Cet objectif pourrait ne pas être atteint, les conditions n’étant pas réunies à ce stade. Au Royaume-Uni, l’analyse en cours du vieillissement du graphite du réacteur RAG (réacteur avancé à gaz) peut entraîner une indisponibilité prolongée des réacteurs les plus sensibles. La fissuration du graphite soumis à irradiation doit être surveillée attentivement, avec des inspections réalisées régulièrement, et contrôlées par l’ Office for Nuclear Regulation (ONR) , pour garantir une connaissance suffisante du cœur afin de justifier la poursuite du fonctionnement. À la suite de ce processus, les deux réacteurs de la centrale de Hunterston B (réacteurs R3 et R4) ont été arrêtés respectivement en mars et octobre 2018 pour des inspections. À la suite de nouvelles observations défavorables, l’arrêt de Hunterston B R3 a dû être prolongé pour élaborer les justifications de la poursuite de l’exploitation, lesquelles ont été soumises au régulateur britannique (ONR) en juin 2019. L’ONR a approuvé le redémarrage du R4 fin août 2019 pour une courte durée qui s’est achevée en décembre 2019. Le dossier de justification de sûreté du réacteur R3 est en cours d’examen par l’ONR ; son approbation est attendue au début de 2020. Cette approbation affectera le redémarrage des réacteurs R3 et R4 d’Hunterston et peut également impacter les justifications de sûreté pour l’exploitation des deux réacteurs de Hinkley Point B, centrale jumelle de Hunterston B. Cette approbation pourrait aussi ne pas être obtenue ou conduire à une cessation d’exploitation anticipée en cas de décision défavorable de l’ONR. La durée actuellement prévue pour l’exploitation des réacteurs du parc nucléaire existant d’EDF Energy varie entre 41 et 47 années calendaires pour les réacteurs avancés au gaz (RAG) et est de 40 ans pour le réacteur à eau pressurisée (REP) de Sizewell. Depuis leur acquisition par EDF Energy, la durée de fonctionnement des réacteurs RAG a été allongée de 10 ans en moyenne, et l’objectif pour la centrale REP est de poursuivre son fonctionnement durant 20 ans après les 40 ans actuellement prévus (voir section 1.4.5.1.2.1 « Production nucléaire »). Néanmoins, compte tenu des règles de sûreté nucléaire applicables au Royaume-Uni et de la technologie des réacteurs RAG en particulier, le Groupe ne peut garantir qu’EDF Energy obtiendra de l’ONR les autorisations nécessaires le moment venu pour exploiter ses réacteurs nucléaires existants jusqu’à la date de fin d’exploitation actuellement prévue, ou que ces autorisations ne seront pas obtenues sous réserve de conditions entraînant pour le Groupe des dépenses ou des investissements significatifs. Pour les réacteurs nucléaires où EDF n’est pas en charge de l’exploitation, mais possède des participations financières (États-Unis, Belgique, Chine), le Groupe est exposé financièrement aux mêmes risques. Le Groupe peut être amené à contribuer à hauteur de sa participation à des réparations ou modifications coûteuses à effectuer sur ces unités ou à des événements pouvant avoir des impacts sur leur durée de fonctionnement, leur production ou leur disponibilité. Comme en France et au Royaume Uni, des décisions des autorités de sûreté nucléaire de ces pays, impliquant des contrôles ou des travaux complémentaires, pourraient être prises, notamment dans l’exploitation du retour d’expérience international et pour traiter par anticipation les événements potentiellement précurseurs. Par ailleurs, il ne peut pas être exclu que, malgré la qualité d’exploitation et les modifications effectuées sur ses installations nucléaires par le Groupe, certaines d’entre elles fassent l’objet de modalités particulières d’exploitation pour renforcer les marges de sûreté en exploitation sur l’initiative de l’exploitant nucléaire, responsable de la sûreté nucléaire, ou sur demande de l’Autorité de sûreté. Enfin, un éventuel accident nucléaire grave à l’extérieur du Groupe mais ayant des conséquences étendues dans le monde pourrait entraîner de la part des autorités de sûreté de nouvelles exigences de mise à niveau des réacteurs et applicables aux réacteurs du Groupe, et à ceux dans lequel le Groupe dispose d’une participation. Le Groupe ne peut pas garantir qu’il obtiendra de la part des autorités compétentes la poursuite de fonctionnement escompté. Ces extensions pourraient aussi être obtenues sous certaines conditions, dont les incidences financières seraient telles, notamment en termes d’investissements, qu’elles pourraient affecter la stratégie du Groupe en matière de poursuite de la durée d’exploitation de ses réacteurs ou la capacité du Groupe à poursuivre sa stratégie globale d’investissement. Ces événements pourraient avoir un impact négatif significatif sur la situation financière du Groupe.

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