EDF / Document de référence 2018

1.

PRÉSENTATION DU GROUPE EDF Description des activités du Groupe

Les coûts de déconstruction Centrales nucléaires EDF

A contrario, les chiffrages n’intègrent que de façon très marginale l’évolution de la productivité et l’effet d’apprentissage. L’audit externe mandaté par la DGEC sur le coût de démantèlement du parc en exploitation avait à cet égard considéré que l’effet d’apprentissage pris en compte dans le devis était prudent. Le devis intègre également, par prudence, une évaluation des risques et incertitudes. Installations de tiers : La Hague (Orano) et Phénix (CEA) La responsabilité de la déconstruction des installations incombant à leur exploitant, EDF a souhaité se désengager financièrement de ces opérations. Dans ce cadre, des accords conclus avec Orano en juillet 2010 et avec le CEA fin 2008 ont permis de clarifier les responsabilités financières des parties. À la suite du versement de soultes, EDF est libéré de toute obligation au titre de sa contribution au financement des opérations de déconstruction des installations de Phénix, aujourd’hui à l’arrêt, et de La Hague. Les actifs constitués pour la couverture 1.4.1.1.7 des engagements nucléaires de long terme (hors cycle d’exploitation) Des actifs dédiés ont été progressivement constitués depuis 1999 pour couvrir les engagements nucléaires de long terme (voir section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2018 », note 45.2 « Composition et évaluation des actifs dédiés » de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2018). L’article L. 594 du Code de l’environnement et ses textes d’application ont défini les provisions qui ne relèvent pas du cycle d’exploitation et qui doivent par conséquent être couvertes par des actifs dédiés (voir section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2018 », note 45.4 « Situation de couverture des obligations nucléaires de long terme » de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2018). Projets « Nouveau Nucléaire » 1.4.1.2 Voir aussi dans la section 2.1.5 « Risques spécifiques liés aux activités nucléaires du Groupe », le facteur de risque intitulé « Description 5D : en complément au risque de maîtrise des projets complexes (facteur de risque 4A), la réussite des projets EPR est conditionnée par des facteurs spécifiques d’ordre industriel, réglementaire et financier ». Projet EPR de Flamanville 3 1.4.1.2.1 EDF assure pour compte propre la maîtrise d’ouvrage et la maîtrise d’œuvre du projet EPR (European Pressurized water Reactor) de Flamanville 3. Interfaces avec l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) et autorisations administratives L’instruction du dossier de Demande de Mise En Service déposé en mars 2015 rentre dans sa phase finale avec l’ASN. La tenue de trois groupes permanents d’experts mandatés par l’ASN a permis de converger sur les requis techniques que l’EPR doit satisfaire. Un groupe permanent d’experts s’est tenu à la fin du 1 er semestre 2018 et s’est prononcé favorablement sur la démonstration de sûreté en vue de l’autorisation de mise en service de l’installation. Cette dernière reste toutefois soumise à l’instruction concernant les soudures du circuit secondaire principal, les conclusions des essais de démarrage et l’obtention de l’attestation de conformité à l’ESPN (1) de la chaudière. La décision d’autorisation de mise en service partielle relative à la réalisation des essais à chaud a été émise par l’ASN. Le décret relatif aux rejets a également été mis à jour, permettant de réduire l’empreinte environnementale du chantier. La demande d’autorisation de mise en service partielle visant à autoriser la réception du combustible est en fin d’instruction par l’ASN. Le projet de décision associé devrait être mis en consultation du public au premier semestre 2019. Le 9 octobre 2018, EDF a envoyé à la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) la Demande d’Autorisation d’Exploiter.

Depuis le début de l’exploitation de ses centrales, EDF constitue des provisions pour couvrir les travaux de déconstruction, l’ingénierie, la surveillance et la maintenance des installations ainsi que la sécurité des sites (voir section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2017 », notes 29.1.3 et 29.1.5 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2017). L’état final visé est celui d’un usage industriel : les sites seront remis en état et les terrains pourront être réutilisés pour un usage industriel. EDF continue à conforter ses analyses par une intercomparaison internationale en prenant soin de prendre en compte un certain nombre d’éléments pouvant fausser des comparaisons directes, comme notamment les différences de périmètres des devis ou les contextes nationaux et réglementaires. Une révision du devis de démantèlement des centrales de 2 e génération (GEN2, centrales REP en exploitation) a été réalisée en 2016, afin de prendre en compte d’une part les recommandations de l’audit commandité par la DGEC (Direction Générale de l’Énergie et du Climat) sur les coûts du démantèlement des Réacteurs à Eau Pressurisée (REP), menée sur la période de juillet 2014 à août 2015 sur la base du modèle « DA09 », et d’autre part le retour d’expérience des opérations de démantèlement des centrales de 1 ère génération (GEN1, en particulier la centrale de Chooz A). Le travail de révision de ce devis a consisté en la mise en œuvre d’une démarche analytique détaillée, identifiant l’ensemble des coûts d’ingénierie, de travaux, d’exploitation et de traitement des déchets liés au démantèlement futur des réacteurs en cours de fonctionnement. Il a permis d’aboutir à un chiffrage reposant sur des chroniques détaillées de démantèlement des centrales. La démarche adoptée a permis d’approfondir l’évaluation des coûts propres aux têtes de série ainsi que les effets de série et de mutualisation, ces coûts et effets étant en effet inhérents à la taille et à la configuration du parc. Les résultats de cette démarche détaillée ont conduit au 31 décembre 2016, à une diminution de la provision pour déconstruction de 451 millions d’euros 2016 ainsi qu’une augmentation de la provision pour gestion à long terme des déchets MAVL de 162 millions d’euros 2016 (voir note 29.1 de l’annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2017). La nature des principaux effets de mutualisation et de série retenus dans les chiffrages du devis sont explicités ci-dessous. Les effets de mutualisation sont de différente nature : certains sont liés au partage de bâtiments et d’équipements communs entre ■ plusieurs réacteurs sur un même site, qu’il n’y a donc pas à démanteler deux fois. Ainsi, structurellement, le démantèlement d’une paire de réacteurs sur un même site coûte moins cher que le démantèlement de deux réacteurs isolés sur deux sites différents. En France, à la différence des autres pays, il n’y a pas de réacteurs isolés mais des sites avec 2, 4 et dans un cas 6 réacteurs ; certains coûts ne sont pas accrus si l’on démantèle 2 ou 4 réacteurs sur un même ■ site. C’est le cas généralement des coûts de surveillance et de maintien du site en conditions opérationnelles sûres ; le traitement des déchets dans des installations centralisées (par exemple pour la ■ découpe des grands composants) est moins onéreux que la multiplication des installations de traitement sur les chantiers de démantèlement. Les effets de série sont quant à eux essentiellement de deux natures différentes : un premier effet provient du fait que sur un parc de même technologie, une large ■ part des études ne doit pas être refaite à chaque fois ; un second effet provient du fait que, sur un parc de même technologie, les robots ■ et les outillages peuvent être très largement réutilisés d’un chantier à l’autre. De tels effets de série sont de même nature que ceux observés lors de la construction du parc, que ce soit en termes d’études ou d’usines de fabrication de composants. Par exemple, sur le palier 900 MW, entre la tête de série 2 tranches et un réacteur moyen 2 tranches, un effet de série de l’ordre de 20 % est attendu. Les effets de série et de mutualisation notamment permettent d’expliquer pourquoi une simple comparaison des coûts moyens de démantèlement par réacteur entre le parc français et les parcs nucléaires d’autres pays n’est pas pertinente.

Équipement sous pression nucléaire. (1)

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