EDF / Document d'enregistrement universel 2020

1 LE GROUPE, SA STRATÉGIE ET SES ACTIVITÉS Description des activités du Groupe Par ailleurs, des pertes de production ont été subies sur la centrale de Chooz en raison de l’étiage de la Meuse. Sur les performances réalisées lors des arrêts de tranche, les résultats à fin d’année sont globalement équivalents à ceux de l’année précédente mais ils ont été atteints dans le contexte de la crise sanitaire depuis mars 2020 : le programme des arrêts de la campagne 2020 a connu des bouleversements notables du fait de la crise sanitaire nécessitant de grosses adaptations des programmes de travaux et des perturbations de la préparation ; certains arrêts ont connu des prolongations supérieures à 50 jours notamment les VP de Cattenom 2, Civaux 1, Cruas 3, Blayais 3, Gravelines 6, ainsi que la VD de Chinon B4. Ces arrêts, débutés pour certains pendant le premier confinement, ont pu connaître des aléas notables (sur un diesel pour Cattenom 2, sur une pompe ASG (2) sur Civaux 1 et sur un échangeur RRA (3) pour Chinon B4) ; la performance remarquable de la campagne 2020 revient à l’ASR de Dampierre 3 qui a été réalisé en 27,2 jours. Cette durée constitue la meilleure performance du parc depuis 2014. L’ASR de Tricastin 1 réalisé en 35,6 jours constitue également une performance notable. Concernant les arrêts plus lourds, les réussites de la VD de Nogent 2 et de la VP (Visite Partielle) de Tricastin 4 sont à souligner. Il convient de noter que le plan d’actions mis en œuvre pour la sécurisation du passage de l’hiver a permis d'assurer un niveau de production suffisant pour les mois de l'hiver 2020/2021. Le programme d’investissements du parc nucléaire existant en France La stratégie industrielle d’EDF est d’exploiter le parc nucléaire existant significativement au-delà de 40 ans, dans les meilleures conditions de sûreté nucléaire, de sécurité et de protection de l’environnement (voir section 1.4.1.1.2.3 « Les enjeux du nucléaire » - « Préparation de l’avenir du parc nucléaire en France »), ce qui nécessite de poursuivre la réalisation d'un volume de travaux de maintenance important sur la période 2014-2025. Le 22 janvier 2015, le Conseil d’administration d’EDF a approuvé le principe du programme du « Grand Carénage », destiné à rénover le parc nucléaire français, à augmenter le niveau de sûreté des réacteurs et, si les conditions sont réunies, à poursuivre leur fonctionnement. Il intègre les améliorations complémentaires de sûreté déterminées suite à l’accident de Fukushima. Ce programme industriel est déployé progressivement, dans le respect des objectifs de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, des programmations pluriannuelles de l’énergie, des avis et prescriptions de l’ASN ainsi que des procédures spécifiques liées au fonctionnement des réacteurs au-delà de 40 ans. Le montant initial du programme était de 55 milliards d’euros 2013 (soit 60 milliards d’euros courants) sur la période 2014-2025 pour les 58 réacteurs du parc en fonctionnement (4) , recouvrant à la fois, sur le parc nucléaire existant, les investissements de maintenance courante et ceux nécessaires à l’extension de la durée de vie (remplacement des générateurs de vapeur, VD4 900, VD3 1300). Les travaux d’optimisation conduits ensuite (réduction et reports) ont permis de réviser à la baisse l’enveloppe initiale sur la période 2014-2025 à environ 45 milliards d’euros 2013 (soit 48 milliards d’euros courants). Cette révision a été obtenue notamment grâce aux efforts permanents d’optimisation des solutions techniques retenues et des stratégies de remplacements de composants, et à la plus grande finesse de leur déploiement intégrant les capacités du tissu industriel, ce qui a permis le report de certaines dépenses. Il a également été tenu compte de la fermeture anticipée de la centrale de Fessenheim en 2020.

Production et performances techniques La production du parc nucléaire est de 335,4 TWh en 2020, en baisse de 44,1 TWh par rapport à 2019. À la production nucléaire exprimée en énergie annuelle correspond un taux de production du parc nucléaire français. Il se définit comme l’énergie produite rapportée à l’énergie théorique maximale (cette dernière notion correspondant à un fonctionnement à la puissance installée toute l’année) encore appelé load factor (« Kp »). Ce taux est obtenu par la multiplication de deux coefficients (Kp = Kd × Ku) : le coefficient de disponibilité (« Kd ») (énergie disponible (1) rapportée à l’énergie théorique maximale. Cette dernière notion correspond à un fonctionnement à la puissance installée toute l’année). Le Kd est fonction de la durée des arrêts et est par conséquent impacté par les durées normatives et les programmes de travaux à réaliser ; le coefficient d’utilisation (« Ku ») (énergie produite rapportée à l’énergie disponible). Le Ku est le reflet des contraintes environnementales, réglementaires et sociales, de la fourniture des services système et de l’optimisation opérée par EDF (combustible et modulation). Le coefficient Kp, de 61,65 % en 2020, est légèrement en baisse par rapport à celui de 2019 (68,6 %). C’est la résultante d’un Kd de 71,9 %, en baisse par rapport à 2019 (74,0 %) et d’un Ku de 85,7 %, également en baisse par rapport à celui de 2019 (92,7 %). La crise sanitaire liée à la Covid a eu des impacts sur la production nucléaire de 2020 mesurables et quantifiables dont le suivi peut être tracé dans les systèmes d’information. Ces impacts sont de différentes natures : arrêt ou suspension d’un chantier critique, modulation supplémentaire de la puissance des tranches, refonte de la programmation des arrêts… En ce qui concerne les tranches en fonctionnement, les impacts sur les activités sont mesurables car les conséquences sur la production sont immédiates ou sur le court terme. En revanche, sur les arrêts de tranches, en complément des impacts mesurables, la production est également impactée par des effets diffus et non directement quantifiables. Ces impacts diffus sont principalement de deux natures : ralentissement des activités (gestion des flux, mesures barrières, zone de congestion…) et diminution des ressources humaines disponibles (cas positifs, cas contact, mise au vert des équipes de secours…). En synthèse, les impacts négatifs liés à la Covid sur la production 2020 sont estimés à environ 33 TWh. Au-delà des effets liés à la crise sanitaire, la diminution de la production en 2020 par rapport à 2019 est due notamment à l’arrêt des deux réacteurs de Fessenheim ainsi que : aux arrêts de Flamanville 2 (VD) et de Paluel 2 (Arrêt Simple Rechargement – ASR) qui se sont prolongés sur toute la campagne 2020 pour des raisons techniques majeures. La fin d’année 2020 et le début d’année 2021 auront été marqués par le retour de ces deux tranches sur le réseau respectivement le 14 décembre 2020 et le 17 janvier 2021 après des arrêts de 702 jours et 449 jours ; à un aléa technique notable sur une bâche commune de collecte des effluents radioactifs de Bugey 2 et 3 qui a entraîné la prolongation de la VD de Bugey 2 et l’arrêt de la tranche 3 (ainsi que la prolongation de son ASR) ; à des avaries exceptionnelles et des aléas dimensionnants (diesel Flamanville 1 à hauteur de 10 TWh, poste d’évacuation d’énergie Cattenom 1 à hauteur de 1,1 TWh). Excepté la perte liée au fortuit de Flamanville 1, les pertes en fortuit « tranche en marche » connaissent leur meilleur résultat depuis 2016 (3,2 %).

(1) L’énergie disponible est égale à l’énergie théorique maximale moins les pertes de production pour causes techniques inhérentes à la centrale, c’est-à-dire les arrêts programmés, les arrêts fortuits sur avaries ou pour impératifs de sûreté ainsi que la réalisation d’essais réglementaires.

(2) Alimentation auxiliaire de secours des GV. (3) Circuit de réfrigération du réacteur à l’arrêt.

(4) Les chiffres présentés par la Cour des comptes dans son rapport du 10 février 2016 portent sur un horizon de temps plus long, allant jusqu’à 2030, et incluaient, au-delà des investissements, les dépenses d’exploitation de maintenance. Les deux évaluations sont cohérentes, comme le précise la Cour des comptes dans son rapport. En effet, dans le chiffrage global, tel que présenté par la Cour des comptes, proche de 100 milliards d’euros pour la période 2014-2030, il convient de distinguer les dépenses d’investissement estimées à 74,73 milliards d’euros, et celles d’exploitation estimées à 25,16 milliards d’euros 2013 . Au sein des 74,73 milliards d’euros 2013 de dépenses d’investissement entre 2014 et 2030, 55 milliards d’euros 2013 sont dédiés à la période 2014-2025, ce qui permet de relier les deux chiffrages établis par le groupe EDF et la Cour des comptes.

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EDF - DOCUMENT D'ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2020