EDF / Document d'enregistrement universel 2019

1. Le Groupe, sa stratégie et ses activités Description des activités du Groupe

Les enjeux de la production thermique 1.4.1.4.2 Un parc charbon en cours d’adaptation Après avoir mis à l’arrêt entre 2013 et 2015 dix unités de production, EDF a conservé les trois unités de production de technologie plus récente, situées au Havre (1 unité) et à Cordemais (2 unités). Un programme de rénovation de ces tranches a été réalisé, entre 2014 et 2016, pour améliorer leur fiabilité et leur rendement. Ces tranches sont équipées de systèmes de désulfuration et de dénitrification des fumées (réduction de 90 % des émissions de dioxyde de soufre et de 80 % des émissions d’oxydes d’azote), ainsi que de dépoussiéreurs qui captent la quasi-totalité des poussières. Ces traitements permettent à ces tranches de répondre aux exigences de la réglementation environnementale en vigueur depuis 2016. Le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie 2019-2028 prévoit l’arrêt de la production d’électricité à partir de ce combustible d’ici 2022. Le dernier bilan prévisionnel de RTE montre toutefois la nécessité, dans certains scénarios, de maintenir une production limitée sur la centrale de Cordemais a minima jusqu’en 2024, voire jusqu’en 2026. Les durées d’amortissement des centrales du Havre et de Cordemais ont été en conséquence modifiées en 2019. Par ailleurs, la loi énergie climat prévoit un seuil maximum concernant les émissions de CO 2 de ces centrales qui limite leur possibilité de fonctionnement à quelques centaines d’heures par an au-delà de 2022. Ce mécanisme législatif, qui fait reposer sur l’exploitant la responsabilité de décider de poursuivre ou non le fonctionnement de son installation après 2022, ne prévoit pas d’indemnisation. Fin 2019 EDF a annoncé avoir décidé l’arrêt de la production de la centrale du Havre au 1 er avril 2021. Par ailleurs, en 2016, EDF a initié le projet Ecocombust, visant à mettre au point un combustible à base de déchets verts et de bois-déchet. Le 24 janvier 2019, EDF et le ministère de la Transition écologique et solidaire ont validé un programme de travail préalable à une décision sur le projet Ecocombust. Ce programme de travail doit permettre de qualifier en 2020 les essais techniques, les études d’impact sur l’environnement et le modèle économique du projet. Sous réserve de conclusions satisfaisantes sur les plans technique et environnemental, et après avoir poursuivi les échanges avec l’État et les collectivités, EDF a pour objectif d’engager la phase d’industrialisation pour la fabrication du combustible à partir de 2022. Ce combustible serait utilisé en co-combustion avec une proportion minoritaire de charbon dans les chaudières de la centrale de Cordemais à partir de 2022. Plus généralement, le Groupe travaille à optimiser la performance de l’ensemble de son parc thermique. Fermeture du parc fioul EDF a arrêté définitivement l’exploitation de la centrale thermique d’Aramon le 1 er avril 2016, de celle de Porcheville et de la tranche 2 de Cordemais au printemps 2017, ces unités n’étant quasiment plus sollicitées depuis plusieurs années. EDF a également arrêté définitivement la dernière tranche fioul (Cordemais 3) au printemps 2018. Modernisation du parc de production thermique avec les cycles combinés au gaz naturel EDF a mis en service en 2011 un premier Cycle Combiné au Gaz naturel (CCG) en France sur le site de Blénod, puis deux cycles combinés à Martigues en 2012 et 2013, et enfin un cycle combiné de nouvelle génération à Bouchain en 2016 en partenariat avec General Electric. Cette modernisation du parc thermique permet d’en réduire les émissions atmosphériques de CO 2 , d’oxydes d’azote et d’oxydes de soufre. Les CCG de Martigues résultent de la transformation ( repowering ) des anciennes tranches fioul, dont une partie des installations (turbine à vapeur, condenseur ou installations de traitement d’eau) a été réutilisée. Le repowering d’une tranche de cette puissance est une première en Europe. La puissance installée du site de Martigues est de 930 MW et le rendement est de plus de 50 %, nettement supérieur à celui des tranches thermiques charbon par exemple. Le CCG de Bouchain est équipé de la nouvelle turbine de grande puissance de General Electric, la « 9HA ». Ce Cycle Combiné, aux caractéristiques innovantes en termes de puissance (près de 600 MW atteignables en moins de 30 minutes) et de rendement (supérieur à 60 %, contre un rendement moyen pour un CCG standard de 57 à 58 %), présente de bonnes performances environnementales avec des émissions de CO 2 de l’ordre de 360 g/kWh en moyenne, soit une division par 3 par rapport à celles de l’ancienne centrale charbon voisine arrêtée en 2015. Il a atteint, dans des conditions particulières d’exploitation, un rendement record de 62,22 %. S’agissant d’un prototype, il a fait l’objet de tests depuis sa mise en service à l’été 2016 et ce jusqu’au transfert de la propriété de General Electric à EDF réalisé en décembre 2017. L’installation a fonctionné de manière soutenue en 2019 (6 015 heures) et a produit 2,8 TWh.

Évolution du cadre réglementaire environnemental Le parc thermique est aujourd’hui exploité dans le cadre de la réglementation applicable aux installations classées pour la protection de l’environnement ainsi que de la réglementation relative aux émissions de gaz à effet de serre et d’une réglementation spécifique sur la qualité de l’air (voir section 1.5.3.1 « Réglementation applicable aux installations thermiques en France »). En 2019 le parc thermique EDF France continentale a émis 5,4 millions de tonnes de CO 2 (contre 6,4 millions de tonnes en 2018) pour une production électrique nette d’environ 9,85 TWh (contre 11 TWh en 2018). Le contenu CO 2 du kWh produit par le parc thermique d’EDF en France continentale en 2019 s’élève à 545 g/kWh net, soit l’empreinte CO 2 la plus faible de toute l’histoire du thermique à EDF (579 g/kWh net en 2018). Cette décarbonation du kWh thermique d’EDF résulte directement de la montée en puissance des CCG dans le mix de production thermique d’EDF, qui ont contribué à plus de 89 % de la production du parc thermique en 2019 (contre 62 % en 2018). Pour rappel, en 2010 le contenu CO 2 du kWh produit par le parc thermique EDF France continentale était encore de plus de 900 gCO 2 /kWh net. En 2019 le parc thermique EDF France continentale a par ailleurs émis 0,7 kt de SO 2 , 2,6 kt de NO x et 0,02 kt de poussières. Ramenés au kWh produit, les rejets de polluants du parc thermique EDF ont été réduits par rapport à 2010 de 4 fois pour les NO x , de plus de 10 fois pour le SO 2 et plus de 20 fois pour les poussières. Ces réductions drastiques d’émission ont été rendues possibles par la mise à l’arrêt des centrales thermiques les plus anciennes, la rénovation et l’installation d’équipement de traitement des fumées aux meilleurs techniques disponibles sur les centrales les plus récentes, l’utilisation de combustible à teneur en soufre réduite et enfin par la mise en service de cycles combinés au gaz naturel peu polluants. Les performances environnementales du parc thermique d’EDF en France continentale s’inscrivent ainsi pleinement dans les objectifs fixés par la nouvelle politique Développement Durable du groupe EDF signée en juin 2018, et en particulier : réduire les émissions de gaz à effet de serre du groupe EDF en cohérence avec la ■ trajectoire fixée par le Groupe afin d’atteindre moins de 30 millions de tonnes en 2030 (Objectif De Responsabilité d’Entreprise n° 1 du groupe EDF) ; réduire les émissions dans l’air de SO 2 , de NO x et de poussières du groupe EDF de ■ 50 % entre 2005 et 2020. Production et performances techniques 1.4.1.4.3 La production thermique a représenté 9,85 TWh en 2019 avec un fonctionnement moindre qu’en 2018 compte tenu de la stagnation de la consommation France. En 2019, les tranches charbon ont fourni 0,8 TWh, les CCG 8,8 TWh et les TAC 0,2 TWh. La maîtrise des indisponibilités non programmées est l’objectif essentiel pour des moyens de production fonctionnant en semi-base et pointe tels que le thermique. L’enjeu pour ces moyens de production sollicités de façon variable tout au long de l’année est d’assurer la sécurité du système grâce à une fiabilité et à une disponibilité maximales. La fiabilité du parc thermique a été confirmée en 2019 et se situe au niveau des standards européens. La capacité d’adaptation du parc à un fonctionnement soutenu a été démontrée. Les taux de réponse des turbines à combustion (TAC) aux appels de l’optimiseur et de RTE ont été très bons. En situation d’équilibre offre-demande tendu, les turbines à combustion ont pleinement joué leur rôle vis-à-vis de la sécurité du système. Déconstruction des tranches arrêtées EDF a planifié l’ensemble des opérations de déconstruction des tranches de son parc thermique arrêtées ou dont l’arrêt est programmé. Les provisions relatives à ces opérations ont été constituées pour un montant correspondant aux charges de déconstruction de l’ensemble des tranches en exploitation et aux travaux de dépollution des sites (voir section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2019 », note 33 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2019). EDF a poursuivi en 2019 les travaux de déconstruction sur les sites mis en retrait définitif d’exploitation. Les principaux travaux réalisés en 2019 ont concerné des opérations de désamiantage sur les tranches de Cordemais et du Havre et de déconstruction sur les sites de Cordemais, de Vitry et de Richemont. Dans la continuité de ces opérations, EDF a engagé et réalisé un certain nombre d’activités d’expertise et de dépollution des sols, en particulier sur les sites d’Ambès, de Loire-sur-Rhône et de Porcheville. EDF est par ailleurs attentif à préserver au mieux le potentiel de ses sites par une allocation raisonnée des espaces et la mise en œuvre d’une veille locale sur la réglementation d’urbanisme propre à sécuriser ses besoins. Cette gestion différenciée des espaces et des sols permet de libérer progressivement le foncier d’EDF de contraintes d’occupation (libération de nouvelles ressources

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