+ 10 % de capacités nettes installées à 13,2 GW.

Augmentation de capital en numéraire avec maintien du droit préférentiel de souscription des actionnaires pour un montant de plus de 3,15 milliards d’euros.

La lutte contre le changement climatique est un enjeu majeur pour la planète. Dès l’accord trouvé à Paris lors de la 21e Conférence des Parties (COP21) en 2015, la mobilisation contre le changement climatique s’est confirmée tout comme l’importance croissante des transitions énergétiques au-delà de l’Europe.

En Europe, le Paquet Énergie Propre finalisé en 2019, le Green Deal élaboré en 2020 et le paquet Climat « Fit for 55 » proposé par la Commission européenne en 2021 donnent le cadre des mesures pouvant permettre à l’Union européenne d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Les programmes de relance qui font suite à la crise sanitaire Covid renforcent encore la priorité donnée au climat. De même, le programme « REPowerEU » annoncé en 2022 pour répondre aux perturbations du marché mondial de l’énergie provoquées par la guerre en Ukraine ajoute l’enjeu de la résilience du système énergétique.

Le Green Deal au niveau européen et les programmes nationaux associés se concentrent en priorité sur la diminution des émissions de CO2, de la façon la plus compétitive possible, en s’appuyant sur une vision industrielle ancrée dans les territoires.

Le Royaume-Uni, qui doit engager un renouvellement important de ses moyens de production d’électricité, a établi depuis 2008 un Climate Change Act. Il a mis en place un modèle de marché cohérent avec cette politique (Carbon Price Floor, Contracts for Difference, marché de capacité, réflexions sur un modèle de base d’actifs régulés pour les nouveaux moyens de production nucléaire).

En France, l’électricité représente un peu plus de 12 % des émissions de CO2 19 (41 % (1) au niveau international). La loi relative à l’énergie et au climat du 8 novembre 2019 met la réduction des émissions de gaz à effet de serre au centre de la politique énergétique française. L’objectif est désormais « d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 en divisant les émissions de gaz à effet de serre par un facteur supérieur à six ».

La Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), qui décline les orientations de la politique énergétique française, offre une visibilité à dix ans, indispensable pour les grands acteurs industriels.

Pour atteindre ces objectifs, les deux leviers majeurs à activer sont :

La transition vers une économie sans carbone doit également préserver le pouvoir d’achat des ménages, la compétitivité des entreprises tout en assurant la sécurité d’approvisionnement et la souveraineté énergétique.

Tant à l’aval qu’à l’amont, l’innovation sera une composante essentielle de la réussite de ces objectifs.

La raison d’être d’EDF est de « Construire un avenir énergétique neutre en CO2 conciliant préservation de la planète, bien-être et développement grâce à l’électricité et à des solutions et services innovants ». Elle a été inscrite dans les statuts de l’entreprise à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires du 7 mai 2020. Elle est le fruit de la contribution des salariés lors des dialogues « Parlons Énergies ». La stratégie CAP 2030 décline la raison d’être d’EDF.

Le groupe EDF produit l’une des électricités les moins carbonées au monde. Il a pris, en 2020, de nouveaux engagements de réduction de ses émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030. Ils ont été validés par l’organisation Science Based Targets Initiatives comme allant au-delà de l’ambition 2 °C de l’Accord de Paris.

Pour la première fois, le groupe EDF s’est fixé des objectifs couvrant non seulement ses émissions directes mais également ses émissions indirectes. L’objectif est de s’inscrire dans une trajectoire de contribution à l’atteinte de la neutralité carbone d’ici 2050, sur l’ensemble de son empreinte carbone. En 2030, le groupe EDF vise ainsi une diminution des émissions directes (scope 1) de 50 % par rapport au niveau des émissions de 2017 et une réduction des émissions indirectes du scope 3 de 28 % par rapport à 2019 20.

Pour EDF, lutter contre le dérèglement climatique repose sur la décarbonation de l’énergie, l’efficacité énergétique et la sobriété, au service de la décarbonation des usages de ses clients.

Une stratégie Groupe articulée autour de trois axes stratégiques déclinés dans Cap 2030 :

(1)Calcul des émissions évitées par les produits/services de développement des ENR dans les réseaux de chaleur ; efficacité énergétique ; produit photovoltaïque (à l'exclusion des installations EDF injectant leur production dans le réseau) ; mobilité électrique ; pompes à chaleur résidentielles vendues par EDF SA, Dalkia, Luminus, EDF UK, et Edison. Voir section 3.6 " Méthodologie ".

(2)Groupe.

(3)Au périmètre des 4 pays prioritaires en Europe, dits " G4 " (France, Italie, Royaume-Uni, Belgique) et sur le marché résidentiel.

(4)Flamanville 3, Hinkley Point C et Taishan.

(5)Hors G4 (France, Italie, Royaume-Uni et Belgique).

Les particuliers, les entreprises, les villes souhaitent de plus en plus changer leur façon de s’éclairer, de se chauffer, de produire, de consommer, de se déplacer… Chacun veut devenir acteur de la transition énergétique. Cet élan, somme d’initiatives individuelles et de décisions publiques, se développe progressivement partout. L’ambition d’EDF est d’accompagner les clients et les territoires vers leur propre neutralité CO2 avec des solutions décarbonées et d’efficacité énergétique accessibles et innovantes.

En complément, EDF incite ses clients à consommer de manière plus sobre en :

Ces messages ont été repris dans une large campagne de publicité d’EDF « je baisse, j’éteins, je décale » lancée en octobre 2022.

Par ailleurs, EDF développe la valeur de son portefeuille clients dans les pays prioritaires européens (France, Royaume-Uni, Belgique et Italie). Il s’appuie sur une relation client de référence et une large gamme d’offres et de solutions, notamment dans la performance énergétique durable sur les marchés résidentiels et d’affaires. En s’appuyant sur la confiance de ses clients, EDF développe une gamme de services personnalisés pour son portefeuille de clientèle et souhaite porter à plus de 1,5 le nombre de contrats par client particulier en 2030 21.

Les offres d’énergies vertes, d’autoconsommation, les services d’efficacité énergétique, les services de proximité, les contrats de performance énergétique, de génie électrique ou climatique, la récupération de chaleur fatale, la biomasse répondent aux nouveaux besoins de ses clients. En 2030, le groupe EDF vise 10 milliards d’euros de chiffre d’affaires dans les services 22.

EDF renforce ses positions dans le secteur de la mobilité électrique (France, Royaume-Uni, Italie et Belgique), dans la rénovation des bâtiments comme par exemple dans la décarbonation du chauffage via les pompes à chaleur, dans les activités de réseaux de chaleur et de froid renouvelables en France et également dans la valorisation de la flexibilité électrique et de l’agrégation (Europe).

Ses clients sont de plus en plus sensibles à leur empreinte environnementale. EDF y répond via des solutions accessibles et innovantes permettant de consommer moins et mieux :

Ces solutions visent à permettre au groupe EDF d’éviter l’émission de plus 30 millions de tonnes de CO2 d’ici 2030 26.

Par ailleurs, EDF continue à innover en développant de nouveaux modèles d’activité pour accompagner ses clients dans la transition énergétique et donner corps aux engagements du Groupe vers la neutralité carbone. Tant à l’aval qu’à l’amont, l’innovation est une composante essentielle du chemin à parcourir, compte tenu de la vitesse à laquelle progressent aujourd’hui les technologies, des renouvelables au stockage, en passant par les véhicules électriques, l’hydrogène ou les développements digitaux.

En s’appuyant sur ses propres efforts de R&D et sur son écosystème d’innovation développé avec ses partenaires, le groupe EDF choisit parmi ces innovations celles permettant d’accélérer la transition énergétique, en accompagnant autant que possible le tissu industriel français.

Enfin, la transition énergétique ne se fera que si elle est juste, solidaire et rentable. Le groupe EDF accompagne ses clients pour les aider à mieux consommer. EDF accorde une attention particulière aux clients les plus fragiles et met en œuvre des actions pour combattre la précarité énergétique (voir la section 3.3.4 « Précarité énergétique et innovation sociale »).

Parce qu’en France, l’électricité produite par EDF est décarbonée à 96 % grâce au nucléaire et aux énergies renouvelables, EDF joue un rôle moteur dans l’atteinte d’un objectif de neutralité CO2 à horizon 2050. Son action vise à accélérer le développement des énergies renouvelables en complément de son parc nucléaire dont elle garantit la sûreté, la performance et la compétitivité.

Il n’y aura pas de solution unique pour garantir une électricité décarbonée, mais un ensemble de technologies : nucléaire, hydraulique, solaire, éolien terrestre et maritime, chaleur renouvelable, réseaux, stockages et moyens de production thermique décarbonés, outils de gestion des flexibilités des usages et des productions…

La stratégie d’EDF est en ligne avec les annonces du Président de la République le 10 février 2022 à Belfort. Il a confirmé le rôle croissant de l’électricité bas carbone dans l’ambition de la France de baisser de 55 % les émissions de gaz à effet de serre françaises d’ici 2030 par rapport à 1990, et d’atteindre la neutralité carbone à horizon 2050. Le Président de la République a annoncé en conséquence :

Face aux enjeux démographiques, d’urbanisation et de pollution atmosphérique, de nombreux pays sont en quête de solutions pour inverser la tendance.

La poursuite d’un programme d’investissements très significatif sur la période à venir impose notamment au Groupe le rétablissement de sa structure financière.

L’ampleur et la diversité des risques industriels, régulatoires, de marché ou concernant la capacité du Groupe à réunir les compétences nécessaires, auxquels le Groupe doit faire face dans le contexte actuel pourraient avoir des conséquences de toute nature. De nouveaux risques pourraient émerger, ou des risques existants s’aggraver, susceptibles de peser significativement sur la capacité du Groupe à atteindre ses objectifs financiers 2023 35 et ses objectifs stratégiques à long terme.

Dans le contexte de la crise des prix de l’énergie, des mesures d’urgence ont été prises en 2022 (règlement européen relatif aux rentes infra-marginales, élargissement des possibilités d’aides d’État, propositions de plafonnement du prix du gaz). Par ailleurs, une réflexion sur le cadre réglementaire européen concernant les règles de marché a été lancée fin janvier 2023 via une consultation de la Commission européenne. L’enjeu stratégique pour le groupe EDF sera d’obtenir une évolution des règles de marché favorable aux investissements dans toutes les technologies de décarbonation, pour la production et pour les usages de l’énergie.

Dans ce contexte et en lien avec toutes les parties prenantes de l’entreprise, EDF présentera une nouvelle feuille de route stratégique, opérationnelle et financière dans le courant de l'année 2023.

L’État français, actionnaire majoritaire d’EDF, a annoncé par communiqué de presse daté du 19 juillet 2022, son intention de lancer une OPAS sur les titres de capital d’EDF dans l’objectif de retirer la Société de la cote. Selon le projet de note d’information de l’État 36, ce projet s’inscrit dans un contexte d’urgence climatique, alors que la situation géopolitique impose des décisions fortes pour assurer l’indépendance et la souveraineté énergétique de la France, dont celle de pouvoir planifier sur le très long terme les moyens de production, de transport et de distribution d’électricité.

L’État français a déposé le 4 octobre 2022, auprès de l’Autorité des marchés financiers son projet d’OPAS visant les actions EDF et les obligations convertibles « OCEANEs » 37. L’Autorité des marchés financiers (AMF) a rendu le 22 novembre 2022 une décision de conformité sur l’offre qui a été ouverte le 24 novembre 2022. Divers fonds et associations 38 ont engagé des recours aux fins d’annulation de la décision de conformité de l’OPAS (voir la section 7.1.5. « Litiges »).

Le 25 janvier 2023, l’AMF a annoncé la clôture de l’offre le 3 février 2023 39. Cette décision fait suite au désistement des fonds et associations de leur procédure de sursis à exécution de l’offre. Ce désistement est consécutif aux engagements pris par l’État, notamment celui de ne pas procéder au retrait obligatoire des titres avant la décision de la cour d’appel sur le recours au fond.

En cas d’arrêt de la cour d’appel confirmant la décision de conformité de l’AMF, l’offre sera rouverte pour une période de 10 jours de négociation au terme de laquelle l’État procèdera au retrait obligatoire. En effet, l’État a annoncé avoir atteint 90 % des droits de vote et du capital d’EDF (post-conversion des OCEANEs qu’il détient) 40, seuils requis pour permettre un retrait obligatoire des titres.

En cas d’arrêt de la cour d’appel annulant ou réformant la décision de conformité de l’AMF, l’État s’est engagé à restituer les titres acquis aux anciens actionnaires et/ou porteurs d’OCEANEs qui en feraient la demande. Dans l’hypothèse où l’État déciderait de déposer un projet modifié d’OPAS à un prix plus favorable, l’État s’est engagé à verser un complément de prix aux actionnaires et/ou porteurs d’OCEANEs qui n’auraient pas demandé la restitution de leurs titres mais qui feraient la demande de versement du complément de prix.

Numérique et nouveaux modes de travail, responsabilité et simplification, compétences, modèle de reconnaissance, santé et sécurité, sont les cinq leviers majeurs de la transformation du Groupe.

Pour répondre aux enjeux d’attractivité et de performance de l’entreprise et aux nouvelles attentes des clients, des salariés et de toutes les parties prenantes, le Groupe fait évoluer ses pratiques managériales à travers la responsabilisation des équipes, la simplification de ses organisations et de ses modes de fonctionnement. Il développe l’usage des technologies numériques et des outils collaboratifs.

Le Groupe porte depuis plusieurs années l’enjeu de l’innovation et de la transformation numérique à un niveau stratégique. Il a revu en profondeur organisation et formation internes. La transformation numérique concerne les salariés et les modes de fonctionnement internes, la relation clients, la gestion et la conception des actifs industriels ainsi que les services délivrés.

Cette démarche de transformation managériale et numérique s’appuie sur des collectifs et dispositifs d’animation de réseaux d’acteurs engagés dans la transformation et chaque année toujours plus nombreux.

Plus particulièrement :

en 2018, le Groupe a signé un nouvel accord mondial de responsabilité sociétale (« accord RSE ») qui portait des avancées en faveur de la diversité ainsi qu’au bénéfice des salariés du Groupe.

L’année 2019 a vu la création de l’Académie du numérique, dispositif interne dédié à la formation et l’accompagnement des salariés vers les nouveaux métiers du numérique. Cette même année, un nouveau schéma de dialogue social a été repensé, simplifié et mis en place, en conformité avec le nouveau cadre légal.

En 2020, le centre des usages a permis d’accélérer le déploiement des outils et des usages numériques. Il poursuit toujours son action pour renforcer la collaboration dans l’entreprise et faciliter le travail à distance qui se pratique dans l’entreprise. Cette même année, le Groupe a revu son dispositif d’accompagnement à la mobilité interne. Il a déployé une nouvelle ambition de leadership qui accompagne la transformation managériale.

En 2021, le Groupe s’est appuyé sur l’expérience de la crise sanitaire pour donner une nouvelle impulsion à la transformation en adaptant ses modes de fonctionnements, en menant des actions de simplification et en signant l’accord collectif « Travailler autrement, Manager autrement » (« TAMA ») 46.

En 2022, en déployant « Travailler autrement, Manager autrement », les équipes ont continué à repenser leurs façons de faire en cherchant à les rendre plus numériques, en donnant le pouvoir d’agir, en portant des initiatives de simplification et d’amélioration, en cherchant à construire un cadre de travail encore plus efficace et responsabilisant.

Concrètement, le groupe rend ses processus plus numériques, par exemple en déployant à grande échelle la signature électronique et en automatisant certaines tâches (RPA 47). Le Groupe aborde les innovations technologiques au travers d’équipes multimétiers chargées de thématiques transverses comme l’Intelligence Artificielle, la blockchain, l’Internet des objets (IoT), l’edge computing, l’informatique quantique ou encore la 5G.

Le Groupe a adopté depuis 2017 une politique de gestion de la donnée. Il a mis en place une usine data analytics pour la production électrique nucléaire, thermique et renouvelable, avec la mise en commun de compétences. Une deuxième usine a vu le jour pour les données tertiaires (immobilier, achat…).

Le Groupe s’est doté, en 2020, d’une Ambition IA pour accélérer dans ce domaine et structurer une démarche pour un usage responsable de l’Intelligence Artificielle. EDF a également ouvert une plateforme d’open data à l’occasion de son événement vitrine de l’innovation, les Electric Days.

Il s’est engagé en signant la charte Numérique Responsable de l’Institut du Numérique Responsable. Il a obtenu, pour la première fois en 2021, le label Numérique Responsable soutenu par le ministère de la Transition écologique.

Le groupe EDF est également membre fondateur de Gaia-X 48, une initiative en faveur de l’émergence d’un cloud de confiance européen. Il a renouvelé, en 2022, sa présence au Conseil d’administration de cette association et porte activement la notion de « Label de Confiance » ainsi que le DataSpace Energy, écosystème de confiance de valorisation des données du secteur de l’énergie.

Dans le domaine du nucléaire, les années 2020 à 2022 ont été marquées par le déploiement et l’avancement du « plan excell » 49.

Enfin, dans un environnement en pleine évolution, le Groupe se doit d’être un employeur socialement responsable et engagé, et à ce titre référent en termes de santé et sécurité 50.

Le parc de production du Groupe possède des atouts significatifs :

Avec une puissance installée totale de 86,5 GW en France continentale 53 au 31 décembre 2022, la production du parc d’EDF en France continentale a été de 322,7 TWh 54 en 2022. Ce parc se compose principalement au 31 décembre 2022 de :

Lancé au printemps 2020, le plan excell vise à permettre à la filière nucléaire française de retrouver un haut niveau de rigueur, de qualité et d’excellence pour être au rendez-vous des grands projets actuels et à venir en France, au Royaume-Uni et ailleurs dans le monde. Le plan excell bénéficie également aux programmes du parc nucléaire existant, notamment au Grand Carénage et aux opérations de maintenance associées.

En novembre 2021, le groupe EDF et la filière nucléaire avaient pris 30 engagements publics répartis en 5 axes majeurs (gouvernance, compétences, fabrication et construction, relation fournisseurs et standardisation). À fin 2022, 27 de ces 30 engagements ont atteint voire dépassé la cible fixée 56. Ils s’appliquent à présent au quotidien sur le terrain. Les 3 derniers engagements, particulièrement exigeants, sont partiellement atteints et le seront pleinement courant 2023. L’intégralité des engagements est disponible à l’adresse suivante :
https://www.edf.fr/plan-excell57.

Le plan excell entre désormais dans une nouvelle phase qui vise à ancrer durablement ses principes dans l’entreprise. Elle doit permettre de servir au mieux EDF et son tissu industriel pour le nouveau nucléaire ou le parc existant.

En 2022, les réalisations ont concerné les 5 axes majeurs suivants :

La gouvernance des projets nucléaires a été renforcée par la mise en place du Contrôle des Grands Projets (CGP). Il doit permettre de disposer en permanence d’une vision de la maturité des projets, renforcée par l’analyse croisée du projet et du CGP. Chaque projet engagé fait l’objet d’une revue trimestrielle présidée par le Président d’EDF. La création, en juillet 2022, de la maîtrise d’ouvrage du programme Nouveau Nucléaire France constitue le dernier élément de réponse aux recommandations du rapport de Jean-Martin Folz 58 (voir également la section 1.4.1.1.3.2).

S’agissant des compétences, la filière a lancé l’EDEC nucléaire afin de disposer, en 2022, de l’ensemble des données nécessaires au pilotage du développement des compétences de la filière. Le programme MATCH, porté par le Gifen 59, assure ce pilotage annuel et alimente l’action de l’Université des Métiers du Nucléaire (UMN). L’UMN a été créée en avril 2021 pour dynamiser les projets de formation. En 2022, elle a continué à renforcer les actions de formation dans les régions pour assurer, dans la durée, la mise à disposition et l’adéquation des ressources. Le site monavenirdanslenucleaire.fr donne ainsi accès à près de 2 000 formations.

Dans le domaine de la fabrication – construction, un travail important a été réalisé en lien étroit avec les entreprises de la filière. Il a consisté à définir les standards qui sont les fondements du retour à l’excellence et permettront de fabriquer conforme du premier coup. Ils ont été déployés en 2022 avec des contrats davantage orientés sur le partenariat entre EDF et ses fournisseurs. En parallèle, une surveillance de la part d’EDF optimisée et digitalisée a été déployée. Un effort particulier a été engagé pour appuyer dans leur montée en excellence et en capacité les fournisseurs clés pour le projet EPR2. Cette mission de « supplier development » a été confiée à des opérationnels expérimentés issus de l’aéronautique. 34 entreprises de la filière sont certifiées ISO 19443 et 50 autres sont engagées dans la démarche.

La qualité de la relation entre EDF et ses fournisseurs est au cœur de la réussite des opérations sur le parc et des nouveaux projets. En concertation avec les entreprises de la filière, une boîte à outils de méthodes rénovées de consultation et de sélection des fournisseurs a été déployée. Elle encourage la qualité technique des propositions des fournisseurs et valorise leur savoir-faire. Par des dispositifs d’incitations financières et un meilleur partage des risques, elle vise à aligner les intérêts pour réussir les contrats. Un baromètre annuel recueille la perception des fournisseurs et permet d’évaluer la progression et la pertinence de ces dispositifs.

La standardisation et la réplication sont essentielles dans la recherche de la qualité, gage de la sûreté. Les catalogues d’usage obligatoire (CADO) s’imposent désormais dans la conception technique des systèmes. Ils visent à réduire la diversité des équipements utilisés et à gagner en efficacité. La standardisation a également pour effet d’apporter aux entreprises retenues un volume d’activité plus conséquent. Cela leur permet d’investir dans l’amélioration continue de la qualité. La documentation technique applicable dans un contrat et celle requise de la part des fournisseurs sont simplifiées et rationalisées. La réplication systématique d’un équipement ou d’un système éprouvé, notamment pour les plus critiques, est également clé pour dérisquer les projets et améliorer leur maîtrise.

Le plan soudage vise à éradiquer les facteurs de risque de non-qualité de bout en bout. La création de la Haute École de Formation Soudage de Cherbourg (Hefaïs) a accueilli sa première promotion en septembre 2022. L’habilitation des soudeurs, le renforcement de la qualité des contrôles et de l’organisation des chantiers de soudage sont autant d’éléments co-construits avec les entreprises du secteur pour viser le « souder bon du premier coup ».

La production d’électricité réalisée en France par EDF à partir de son parc de centrales nucléaires en 2022 constitue 86,5 % de sa production totale d’électricité 60.

EDF décline son parc de réacteurs REP en exploitation selon trois niveaux (ou « paliers ») de puissance électrique disponible. Le parc nucléaire en France est composé de 56 tranches en fonctionnement, réparties sur 18 sites 61, propriétés d’EDF. Il représente une puissance totale autorisée de 61 370 MW au 31 décembre 2022. Avec un âge moyen d’environ 37 ans, il se situe dans la moyenne des parcs nucléaires installés dans le monde.

À fin 2022 :

EDF a développé, dans les années 1970-1980, une coopération industrielle avec des opérateurs européens dans le domaine nucléaire, sous forme de contrats d’allocation de production adossés à des tranches du parc nucléaire français d’EDF.

Le principe des contrats d’allocation de production est de réserver aux co-contractants une quote-part de la puissance des tranches concernées en contrepartie du règlement de cette même quote-part des coûts fixes des tranches (coûts de construction, coûts annuels d’exploitation, coûts liés à sa déconstruction, taxes locales et spécifiques au nucléaire, etc.) et de leur vendre la même quote-part de l’énergie produite par ces tranches au coût variable combustible (incluant les coûts amont et aval du combustible) pendant toute leur durée de vie.

Au 31 décembre 2022, EDF compte dans son parc 10 tranches nucléaires concernées par ce type de contrat (à hauteur de 1 GW) avec les énergéticiens européens suivants :

Par ailleurs, EDF a conclu un second type de contrat d’allocation de production adossé à un parc de centrales (pour un total de l’ordre de 2 GW). Si la durée du contrat et la contribution aux coûts fixes restent liées à des tranches du parc bien identifiées, le volume d’énergie vendu au coût variable du combustible est, en revanche, déterminé par le niveau de la disponibilité d’un parc de centrales de référence plus large, appliqué à la part de puissance réservée aux cocontractants sur les tranches concernées. Ces contrats concernent principalement les tranches suivantes :

Dans ces deux types de contrats, les cocontractants ont partagé avec EDF les risques industriels lors du développement du parc. Ils assument les risques liés à l’exploitation actuelle des centrales. En revanche, ils n’ont aucun rôle opérationnel.

Le nucléaire est un moyen de production dont le coût variable, essentiellement lié au combustible, est faible. Il représente en effet moins de 30 % des coûts d’exploitation 65. Le niveau de production atteint et l’optimisation des coûts d’exploitation fixes et des charges de maintenance sont donc les principaux leviers de compétitivité du parc nucléaire dans sa phase d’exploitation. Les leviers relatifs au cycle du combustible sont décrits à la section 1.4.1.1.2.3.

EDF doit concilier les enjeux liés à la saisonnalité importante de la consommation en France, du fait de sa forte thermosensibilité, avec la disponibilité des ressources de maintenance et l’utilisation efficiente du combustible en réacteur. Ainsi, EDF a retenu pour son parc des cycles de production de 12 et 18 mois dont la répartition était la suivante à fin 2022 :

À la fin de ces cycles de production ont lieu des périodes d’arrêt. Elles permettent de remplacer une fraction du combustible chargé en cœur et de réaliser les travaux de maintenance. Une alternance entre deux types d’arrêts programmés est organisée à l’issue de chaque campagne de production :

Tous les dix ans, la centrale est arrêtée afin d’effectuer une visite décennale 67 (VD). Sa durée est de l’ordre de 180 jours 68 en moyenne. Elle varie en fonction du programme de travaux et de maintenance ainsi que du palier concerné.

Le programme d’une visite décennale comprend :

À l’issue de chaque VD, il revient à l’ASN de donner son accord sur le redémarrage du réacteur et d’émettre éventuellement des prescriptions techniques.

Les moyens de production nucléaire, en raison de leur coût variable peu élevé, sont en premier lieu utilisés en base. Ils sont utilisés juste après l’hydraulique au fil de l’eau et les autres énergies renouvelables fatales, ainsi que l’énergie achetée au titre des obligations d’achat auprès des producteurs décentralisés d’électricité. Les variations de la consommation durant une année (été/hiver, jour/nuit) et la fluidité actuellement restreinte des marchés de gros, en raison d’interconnexions limitées aux frontières, conduisent à un fonctionnement du nucléaire également en semi-base. La forte saisonnalité de la consommation en France et sa variabilité importante en hiver imposent une certaine concentration des arrêts programmés du parc nucléaire entre avril et octobre.

La production nucléaire s’établit à 279 TWh en 2022, en baisse de 81,7 TWh par rapport à 2021. Cette baisse est due principalement à une moindre disponibilité du parc nucléaire du fait du phénomène de corrosion sous contrainte (CSC). Suite à la découverte de ce phénomène fin 2021, plusieurs arrêts fortuits ou prolongations d’arrêt pour maintenance ont été nécessaires pour comprendre le phénomène, définir une stratégie de traitement et engager les travaux de réparation.

Concernant les arrêts de tranche, les pertes de production dues à des prolongations sur les arrêts de tranche non concernés par le dossier CSC ont été plus faibles de 5 TWh en 2022 que l’année précédente.

Parmi les arrêts terminés, les arrêts suivants ont respecté ou amélioré leur durée prévisionnelle : Chinon B4 (VP), Tricastin 2 (ASR), Cruas 1 (ASR), Nogent
1 (VP), Saint-Laurent B1 (ASR), Tricastin 4 (VP), Belleville 2 (VP) et Tricastin 1 (ASR). Les performances de Tricastin 4 (32,8 jours d’avance), Nogent 1 (27,4 jours d’avance) et Chinon B4 (12,7 jours d’avance) sont à souligner.

L’arrêt de Saint-Laurent B1 est la meilleure performance du site depuis 10 ans, et la Visite Partielle de Belleville 2 est la VP la plus courte réalisée sur le site depuis 6 ans. Les performances de ces deux sites illustrent les effets du plan START 2025 en cours de déploiement au sein du parc nucléaire qui est centré sur l’amélioration de la performance des arrêts de tranches et qui permet à des sites durablement en difficulté sur les arrêts de renouer avec de bons résultats.

Parmi les réacteurs qui ont connu des dépassements conséquents de leur durée prévisionnelle (> 50 jours) figurent Bugey 5 (VD), Gravelines 1 (VD), Cattenom 2 (ASR), Cruas 4 (VP), Dampierre 1 (VD) et Gravelines 5 (VP). Les prolongations d’arrêts les plus importantes sont ainsi concentrées sur des sites ayant un programme industriel particulièrement important, comme Dampierre et Gravelines.

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). Il encore appelé load factor (« Kp »). Ce taux est obtenu par la multiplication de deux coefficients (Kp = Kd × Ku) :

Le coefficient Kp, de 52 % en 2022, est en baisse par rapport à celui de 2021 (67 %). Il est la résultante d’un Kd de 58,1 %, en baisse par rapport à 2021 (72,9 %) et d’un Ku de 89,6 %, également en baisse par rapport à celui de 2021 (92,2 %).

À l’occasion de la réalisation de contrôles programmés lors de la visite décennale du réacteur de Civaux 1 fin 2021, un phénomène de corrosion sous contrainte a été identifié sur des portions de tuyauteries des circuits auxiliaires au circuit primaire principal du réacteur. EDF a aussitôt engagé la réalisation de contrôles et d’expertises sur les 4 paliers de réacteurs, qui composent le parc nucléaire français (900 MW, 1300 MW-P4, 1300 MW-P’4 et N4).

En 2022, plus de 112 expertises métallurgiques ont été réalisées sur des échantillons de tuyauteries, une nouvelle méthode de contrôles par ultrasons a été développée et une stratégie de réparation des soudures affectées par le phénomène a été mise en œuvre, après instruction par l’Autorité de sûreté nucléaire.

Sur les 56 réacteurs du parc nucléaire, 40 réacteurs ont été identifiés comme peu ou pas sensibles au phénomène de CSC. Il s’agit des 32 réacteurs du palier 900 MW et des 8 réacteurs du palier 1300 MW-P4. 16 réacteurs ont été détectés comme sensibles ou fortement sensibles au phénomène de CSC, il s’agit des 12 réacteurs du palier 1 300 MW-P’4 et des 4 réacteurs du palier N4.

En 2022, des portions de tuyauteries ont été remplacées sur 10 réacteurs. 6 autres réacteurs devraient être traités en 2023 par le remplacement préventif de lignes pouvant être touchées par le phénomène.

EDF a intégré à son plan de maintenance préventive, dès le 1er janvier 2023, la réalisation de contrôles de recherche de CSC avec la technologie d’ultrasons améliorée.

S’agissant des réacteurs du palier 1300 MW-P’4, EDF a adapté sa stratégie de traitement pour l’ensemble du palier. Cette stratégie, présentée fin 2022 à l’ASN, vise à traiter la problématique CSC pour l’ensemble des réacteurs 1300 MW-P’4 d’ici la fin de l’année 2023. EDF envisage de procéder, pour ces réacteurs, au remplacement préventif complet des tuyauteries des lignes d’injection de sécurité dont les soudures pourraient être affectées par le phénomène de CSC.

Dans le cadre du programme de contrôles et d’expertises engagé par EDF, des analyses ont été menées sur une soudure particulière du circuit RIS du réacteur de Penly 1. Cette soudure présentait la particularité d’avoir été doublement réparée lors du premier montage du circuit à la construction, la rendant sensible au phénomène de corrosion sous contrainte. Les expertises métallurgiques ont révélé un défaut de CSC.

EDF a proposé le 10 mars 2023 à l'ASN une évolution de sa stratégie de contrôles de ce phénomène de corrosion sous contrainte et accélère le contrôle des soudures concernées des systèmes RIS et RRA, afin de tenir compte des éléments identifiés sur la soudure réparée de Penly 1 70. L’ASN a pris acte de cette évolution de la stratégie et poursuit le dialogue technique avec EDF. Cette évolution vise à accélérer le rythme des contrôles des soudures réparées sur les arrêts programmés pour maintenance des réacteurs en 2023, 2024 et 2025.

320 soudures des lignes RIS et RRA ont été identifiées comme ayant fait l’objet de réparations au moment de la construction des réacteurs parmi lesquelles 69 sont identifiées comme les plus sensibles à la CSC. La stratégie révisée permettra d’avoir contrôlé, d’ici fin 2023, plus de 90 % de ces soudures prioritaires et d’avoir contrôlé, en 2023, 148 soudures ayant fait l’objet de réparations au moment de la construction des réacteurs.

Le risque associé au phénomène de CSC est décrit dans la section 2.2.5 au risque 5A « Non-respect des objectifs d’exploitation et/ou de poursuite de fonctionnement des parcs nucléaires (France et Royaume-Uni) ».

Les risques attachés à l’environnement, la sûreté nucléaire et la radioprotection sont décrits dans la section 2.2.5 au risque 5C « Atteinte à la sûreté nucléaire en exploitation, mise en cause au titre de la responsabilité civile nucléaire ».

La démarche environnementale d’EDF a été initiée en 2002 sur quelques sites. Elle a ensuite été étendue à l’ensemble des unités de production nucléaire. Elle s’appuie sur un système de management environnemental certifié ISO 14001 (SME). Voir la section 3.5.4.2 « Système de management de l’environnement ». Pour une description du traitement des déchets radioactifs de l’aval du cycle du combustible et de la déconstruction, voir la section 1.4.1.1.2.3.

EDF, en sa qualité d’exploitant nucléaire, assume la responsabilité de la sûreté nucléaire. Dans un contexte en évolution rapide (marché concurrentiel, enjeux environnementaux, interconnexion européenne…), EDF réaffirme la priorité absolue que représente la protection de la santé, de l’homme et de l’environnement notamment par la prévention des accidents et la limitation de leurs conséquences au titre de la sûreté nucléaire. La réalisation du programme électronucléaire français a conduit EDF à mettre en place une démarche de sûreté qui :

La sûreté nucléaire fait l’objet de nombreux contrôles, tant internes qu’externes. Ainsi, EDF réalise tous les quatre ans, pour chaque unité nucléaire 71, des évaluations globales d’excellence en commun avec les Peer-review de la WANO 72. Elles se déroulent sur trois semaines et impliquent environ 40 inspecteurs. L’Inspecteur Général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection est nommé et rattaché directement au Président-Directeur Général d’EDF. Il mène des échanges avec les salariés du nucléaire. Les inspections permettent de porter chaque année un avis sur la sûreté globale du parc nucléaire et de proposer à la direction de l’entreprise des actions de progrès. Son rapport annuel est rendu public.

Les efforts déployés par EDF ont permis de réduire le nombre moyen annuel d’arrêts automatiques réacteur. Leur nombre a été divisé par quatre en une vingtaine d’années. En 2022, ils se sont élevés à 15 sur l’ensemble du parc.

En situation accidentelle, une organisation de crise est prévue pour limiter les impacts sur l’environnement et sur les populations, et assurer la sécurité de l’installation. Cette organisation de crise s’appuie sur deux plans étroitement coordonnés, conçus pour les niveaux national et local. Il s’agit :

Afin d’assurer une meilleure efficacité, ces plans prennent notamment en compte des risques d’origine externe (inondation…) ou interne (incendie…). La pertinence du dispositif d’alerte, d’information et de protection des populations est évaluée régulièrement au travers d’exercices de simulation d’accidents. Chaque année, une centaine d’exercices est organisée pour l’ensemble du parc nucléaire français, soit environ un tous les trois jours. Une dizaine d’entre eux sont d’ampleur nationale sous la direction de l’ASN. Ils impliquent EDF et les pouvoirs publics, dont notamment les préfectures. En 2022, 13 exercices d’ampleur nationale ont été organisés dont 1 avec ESKOM (Afrique du sud).

Dès ses premières analyses qui ont suivi l’accident de Fukushima de mars 2011, EDF a enrichi son organisation de gestion de situation de crise. Il a mis en place un dispositif national capable d’apporter rapidement une aide matérielle et humaine à un site en grande difficulté. Ce dispositif appelé « Force d’Action Rapide Nucléaire (FARN) » a fait l’objet d’exercices de simulation à partir des bases régionales situées à Civaux, Paluel, Dampierre et Bugey. Il peut être déployé sur une tranche de n’importe quel site en difficulté. La FARN permet des interventions en parallèle sur six tranches d’un même site.

La sûreté d’exploitation des installations nucléaires est prise en compte dès la conception des ouvrages. Elle fait l’objet d’un suivi régulier avec une politique de mobilisation du personnel et d’importants programmes d’investissements.

Les écarts présentant une importance particulière selon des critères précisés par l’ASN sont dénommés « événements significatifs ». La détection par les exploitants nucléaires des événements significatifs joue un rôle fondamental en matière de prévention des incidents ou des accidents. La réglementation demande à tous les exploitants nucléaires de déclarer à l’ASN les événements significatifs pour la protection des intérêts mentionnés à l’article L. 593-1 du Code de l’environnement. Chaque événement est analysé par les équipes de la centrale pour déterminer son caractère significatif avec une vision indépendante de cette déclaration portée par la filière indépendante de sûreté.

Ceux concernant la sûreté sont nommés « ESS ». Ce processus de déclaration s’inscrit dans le cadre d’une démarche d’amélioration continue de la sûreté nucléaire et de la radioprotection et de transparence. Son objectif est notamment de permettre l’analyse de ces événements. L’objectif est de faciliter l’évaluation ultérieure d’un incident ou d’un risque d’incident, et d’améliorer les pratiques d’un établissement et/ou d’un secteur d’activité en matière de prévention.

Tous les événements significatifs doivent être déclarés à l’ASN par les exploitants nucléaires ou les transporteurs, au plus tard sous 48 heures ouvrées. Ils incluent une proposition de classement sur l’échelle INES 77 (échelle à sept niveaux – de 1 à 7 suivant leur importance ; ceux qui n’ont aucune importance du point de vue de la sûreté nucléaire sont déclarés au niveau 0). L’ASN demeure responsable de la décision finale de classement. L’utilisation de l’échelle INES permet à l’ASN de sélectionner ceux qui ont une importance suffisante pour faire l’objet d’une communication de sa part.

Depuis la mise en place en 1987 d’une échelle de ce type en France, aucun événement classé sur l’échelle INES de niveau 3 (incident grave – très faible rejet à l’extérieur et exposition du public représentant une fraction des limites réglementaires), ou au-delà, n’a eu lieu sur le parc nucléaire français. En 2022, EDF a déclaré, en France, 683 événements significatifs pour la sûreté (ESS), en amélioration par rapport aux 752 ESS de 2021. Aucun ESS de niveau 2 sur l’échelle INES (comme en 2021) et 79 ESS niveau 1 sur l’échelle INES (comme en 2021) ont été déclarés.

Par ailleurs, la politique de sûreté nucléaire du Groupe est intégrée dans les formations applicables aux personnels d’EDF et de ses prestataires. Après une formation initiale de plusieurs mois, allant jusqu’à 24 mois pour les postes clefs (Ingénieur sûreté, opérateur,…), chaque salarié doit suivre des recyclages obligatoires. Leur fréquence est annuelle, biannuelle ou trisannuelle, en fonction des métiers et des domaines.

Les résultats 2022 détaillés sur la sûreté nucléaire sont publiés dans le rapport annuel établi par l’Inspecteur Général de la sûreté nucléaire et sont disponibles sur Internet 78.

La mobilisation des différents acteurs permet de poursuivre la dynamique d’amélioration dans le domaine de la radioprotection et de la dosimétrie (formations et entraînements des salariés, propreté des installations, améliorations des matériels à disposition des intervenants, optimisation de l’installation d’écrans de plomb, renforcement de la supervision…).

Ainsi, sur la décennie écoulée, la dose collective annuelle moyenne s’établit à 0,70 homme. Sievert par réacteur, en baisse de 2 % par rapport à la décennie précédente, alors que le volume moyen d’heures travaillées a augmenté de 35 %. En 2022, elle est de 0,71 homme-Sievert par réacteur. La dose individuelle moyenne (salariés d’EDF et partenaires industriels) reste inférieure à 1 mSv (0,96 mSv). Elle se situe bien en dessous de la limite réglementaire fixée à 20 millisieverts sur 12 mois glissants pour le corps entier.

EDF poursuit de façon volontariste la démarche ALARA (As Low as Reasonably Achievable) de maîtrise de la dosimétrie collective en continuant à diminuer les expositions aux rayonnements par des programmes pluriannuels d’assainissement des installations. En 2022, aucun intervenant (salarié d’EDF et de partenaires industriels) n’a été exposé à une dose individuelle supérieure à 14 millisieverts.

Les risques associés au cycle du combustible sont décrits au chapitre 2 – Risque 5D « Maîtrise du cycle du combustible ».

Le cycle du combustible nucléaire regroupe l’ensemble des opérations industrielles menées en France et à l’étranger qui permettent de livrer le combustible pour produire de l’énergie en réacteur, puis d’assurer son évacuation et son traitement.

EDF coordonne l’ensemble des opérations du cycle qui se décompose en trois étapes :

EDF est propriétaire dans la plupart des cas et responsable du combustible et des matières intervenant aux différentes étapes du cycle.

L’amont du cycle

EDF assure la continuité et la sécurité d’approvisionnement de ses réacteurs, en France comme au Royaume-Uni. Il conserve la maîtrise globale de l’ensemble des opérations du cycle à chaque étape, à travers un portefeuille de contrats et par la constitution de stocks aux différentes étapes de l’amont du cycle (uranium naturel, uranium fluoré enrichi ou non, assemblages neufs en magasin). Orano constitue un fournisseur important de cette étape du cycle.

Les approvisionnements en uranium d’EDF sont assurés à long terme par des contrats diversifiés en termes d’origines et de fournisseurs. Leur durée peut atteindre 20 ans. Les formules d’indexation des contrats d’approvisionnement comprennent des parts fixes (prix de base inflatés ou non) et des parts variables (indexées sur des indices de prix de marché). Elles sont généralement limitées par des prix planchers et plafonds qui atténuent les effets des variations des prix de marché sur les coûts d’approvisionnement. Le cas échéant, le Groupe met en place une stratégie de couverture du risque de change.

EDF est attentif à la mise en œuvre de bonnes pratiques en matière d’extraction minière. Depuis 2011, EDF réalise périodiquement des audits de mines sur la base d’une méthode élaborée avec la WNA 79. Voir la section 3.4.2.3.4 « Responsabilité sur la chaîne d’approvisionnement en combustibles ».

Les besoins d’EDF sont assurés par Orano en France, ainsi que par d’autres producteurs mondiaux tels que CamECO au Canada et Converdyn aux États-Unis.

EDF couvre ses besoins en services d’enrichissement auprès des grands enrichisseurs mondiaux : Orano (France), Urenco (Royaume-Uni, Allemagne, Pays-Bas, États-Unis) et Tenex (Russie) sur la base de contrats à prix majoritairement fixes.

Cette filière, constituée dès les années 1990, permet de recycler dans les réacteurs de l’uranium issu du traitement du combustible usé. Ce dernier constitue environ 95 % de la masse du combustible usé. La filière avait été suspendue en 2013 dans l’attente de la disponibilité d’un nouveau schéma industriel. En 2018, le Conseil d’administration a approuvé la relance d’une filière robuste, compétitive et performante. Les premiers chargements d’assemblages sont prévus en 2023. Les contrats correspondants ont été signés avec les fournisseurs concernés en 2018. Dans l’attente de la reprise effective de la filière, l’uranium issu du retraitement est stocké sous forme stable.

L’atteinte des jalons industriels significatifs de la reprise de la filière (notamment la mise en service de l’usine de vitrification des résidus de TENEX au second semestre 2021 et la livraison de la matière enrichie pour fabriquer une première recharge) permettent de confirmer que l’ensemble des conditions industrielles, réglementaires et économiques de reprise de la filière sont remplies.

L’exploitation au-delà de 40 ans du palier 1300 MWe s’accompagnera des modifications industrielles permettant de charger du combustible à base d’Uranium de Retraitement Enrichi dans les réacteurs 1300 MWe pour assurer, dans la durée, le recyclage de l’uranium issu du retraitement.

EDF se fournit en assemblages de combustible soit en interne, au travers de sa filiale Framatome, soit en externe. Le fournisseur externe est Westinghouse.

EDF a signé avec Orano et Framatome, en septembre 2016, des contrats de fourniture d’uranium, de services de conversion et d’enrichissement ainsi que de fabrication d’assemblages en vue de l’alimentation en combustible des réacteurs d’Hinkley Point C.

Les risques associés à l’aval du cycle sont décrits dans la section 2.2.5 aux facteurs de risques 5B « Maîtrise du traitement des déchets radioactifs et de la déconstruction des installations nucléaires et sécurisation des engagements associés », et 5D « Maîtrise du cycle du combustible ».

La stratégie d’EDF actuellement retenue, en accord avec l’État, est de pratiquer le traitement des combustibles usés et le recyclage des matières valorisables : le plutonium sous forme de combustible MOX et l’uranium issu du retraitement (voir « l’amont du cycle »).

Les quantités traitées s’élèvent à environ 1 100 tonnes de combustibles usés par an. Elles sont déterminées en fonction de la quantité de plutonium recyclable dans les réacteurs autorisés à charger du combustible MOX.

Les relations entre EDF et Orano portent sur le transport, le traitement des combustibles usés et leur recyclage. Les deux entreprises ont signé :

Dans le cadre de l’anticipation des besoins en entreposage du parc de production nucléaire, EDF travaille sur la conception d’une piscine d’entreposage de combustibles usés de grande capacité. Sa durée prévisionnelle d’exploitation est de l’ordre d’une centaine d’années. Elle vise à permettre notamment l’entreposage long terme des combustibles MOX et URE usés provenant des REP et des assemblages du réacteur à neutrons rapides « Superphénix » entreposés dans l’APEC 80. Cet entreposage est effectué dans l’attente d’un multirecyclage dans les réacteurs à eau sous pression de 3e génération ou d’un recyclage dans des réacteurs de quatrième génération dits « GEN IV ».

Le besoin de capacités d’entreposage complémentaires et la pertinence d’une solution d’entreposage sous eau ont été confirmés à l’issue du Débat Public organisé par la CNDP 81 (du 17 avril au 25 septembre 2019). Le ministère de la Transition écologique et l’ASN ont publié leurs conclusions le 21 février 2020. Ils actent « la poursuite des travaux liés à la mise en œuvre de nouvelles capacités d’entreposage centralisées sous eau ». Suite à ce débat public, et à l’avis positif rendu par l’ASN le 23 juillet 2019 sur le dossier d’options de sûreté (DOS), EDF dispose des fondements requis pour poursuivre son projet.

EDF a réalisé, entre le 18 novembre 2021 et le 8 juillet 2022, une concertation préalable associée au projet d’implantation de cette piscine à La Hague dans le périmètre du site d’Orano.

Les principales étapes de la consultation :

Le coût de construction de l’installation, évalué à 1,25 milliard d’euros2020, est compris dans la trajectoire financière du Grand Carénage.

En parallèle, pour répondre aux enjeux de capacité d’entreposage de combustible usé à plus court terme, Orano, à la demande d’EDF, développe une technique lui permettant de densifier ses piscines existantes à La Hague. Le dossier d’options de sûreté de ce projet a été expertisé par l’IRSN 82. Dans son avis du 28 mai 2021, l’IRSN considère que les options de sûreté retenues sont adaptées.

Par ailleurs, toujours de manière complémentaire, Orano étudie la possibilité d’entreposer de façon temporaire du combustible usé à sec. Les scénarios d’entreposage à sec et de densification font l’objet de provisions dédiées.

Les déchets radioactifs, suivant leur nature, leur niveau de radioactivité et la durée de vie des radionucléides les constituant, ont été classés en différentes catégories de déchets : HA (Haute Activité), MA (Moyenne Activité), FA (Faible Activité) et TFA (Très Faible Activité). Ils sont dits « à vie longue » lorsque leur période d’activité dépasse 31 ans.

Le traitement des combustibles usés permet la vitrification des déchets HA. Ce processus assure un conditionnement de très haute qualité dans un volume réduit. L’ensemble des déchets HA ainsi conditionnés représente un volume d’environ 9 300 mètres cubes (la consommation électrique d’un million de personnes pendant un an génère environ 3 mètres cubes de déchets HA). Ils correspondent à l’exploitation des anciennes centrales et à 50 années d’exploitation du parc REP actuel.

Les déchets MAVL englobent :

Le volume total des déchets MAVL représente environ 37 000 mètres cubes. Il inclut notamment les déchets issus de l’exploitation et du démantèlement des installations arrêtées, dont les réacteurs UNGG et ceux issus du parc REP actuel. Le calcul prend en compte 50 années de durée de fonctionnement des centrales et les opérations de démantèlement.

Comparativement aux déchets HA, ils dégagent moins de chaleur et se prêtent donc plus rapidement à une mise en stockage.

Présentation générale

Le projet Cigéo est le projet français de centre de stockage profond de déchets radioactifs de types MAVL et HA produits par l’ensemble des installations nucléaires françaises jusqu’à leur démantèlement, dont ceux issus du traitement des combustibles usés utilisés. Ce projet est conduit par l’ANDRA. Il est prévu que ce centre soit implanté dans l’est de la France, à la limite de la Meuse et la Haute-Marne.

Après quinze ans de recherche, des évaluations et un débat public, le principe du stockage profond a été retenu, par la loi modifiée n° 2006-739 du 28 juin 2006 relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs, comme solution sûre à long terme pour gérer ce type de déchets sans en reporter la charge sur les générations futures. Cigéo sera composé d’installations de surface, notamment pour accueillir et préparer les colis de déchets et pour réaliser les travaux de creusement et de construction des ouvrages souterrains. Les déchets seront stockés dans des installations souterraines, à environ 500 mètres de profondeur, dans une couche de roche argileuse imperméable choisie pour ses propriétés de confinement sur de très longues échelles de temps (plusieurs centaines de milliers d’années). Cigéo est prévu pour être exploité pendant au moins 100 ans, tout en étant flexible afin de laisser aux générations futures la possibilité d’adaptations.

Dans l’attente du stockage en couche géologique profonde, les déchets HA et MAVL issus du retraitement du combustible usé sont entreposés sur le site d’Orano à La Hague dans des installations spécifiques dédiées.

Principales étapes

Le planning de référence de l’ANDRA prévoit d’abord une phase industrielle pilote. La livraison des premiers déchets devrait débuter entre 2035 et 2040.

Le 11 janvier 2018, l’ASN a estimé que le projet avait atteint globalement une maturité technologique satisfaisante au stade du dossier d’option de sûreté (DOS). Une revue de conception détaillée a été organisée à la demande de la DGEC par un groupe d’experts indépendants. Elle a rendu, fin 2020, un avis globalement positif sur le dossier présenté par l’ANDRA. Elle a émis un certain nombre de recommandations pour la finalisation du dossier de demande d’autorisation de création. Elle a appelé notamment à une association encore plus étroite d’EDF et d’Orano pour la préparation du dépôt de cette demande.

L’enquête publique associée à la déclaration d’utilité publique s’est tenue du 15 septembre au 23 octobre 2021. Elle a abouti à un avis favorable (assorti de cinq recommandations au maître d’ouvrage) des commissaires enquêteurs rendu public le 20 décembre 2021. Les conclusions de la commission notaient que cette enquête publique avait « amené de nombreuses contributions du public, la plupart fort argumentées, la majorité en faveur du projet », et que Cigéo était « opportun, pertinent, et robuste ».

En amont de l’enquête, la contre-expertise de l’Évaluation Socio-Économique de Cigéo par le Secrétariat général pour l’investissement (SGPI) avait donné lieu à un avis favorable « tant pour le projet dans sa globalité que pour son volet transport ». Elle a souligné que « le projet Cigéo a une forte valeur prudentielle et assurantielle face aux risques environnementaux et sanitaires ».

L’Autorité environnementale, de son côté, avait souligné, dans son avis du 13 janvier 2021 le caractère didactique de l’évaluation environnementale. Elle avait aussi émis une série de recommandations dont l’ANDRA a tenu compte dans le dossier d’enquête publique.

En parallèle, La conférence de citoyens sur la phase pilote organisée par l’ANDRA entre mai et juillet 2021 a émis un « Avis citoyen ». Deux consultations en ligne du public ont eu lieu, de mai à septembre, sur la gouvernance et la phase pilote.

Le décret n° 2022-993 du 7 juillet 2022 a déclaré d’utilité publique CIGEO et porté mise en compatibilité du schéma de cohérence territoriale du Pays Barrois (Meuse), du plan local d’urbanisme intercommunal de la Haute Saulx (Meuse) et du plan local d’urbanisme de Gondrecourt-le-Château (Meuse). Par ailleurs, le décret n° 2022-992 du 7 juillet 2022 a inscrit le projet CIGEO parmi les opérations d’intérêt national mentionnées à l’article R. 102-3 du code de l’urbanisme.

La remise du dossier de demande d’autorisation de création a été effectuée le 16 décembre 2022 par voie électronique et le 17 janvier 2023 par voie officielle (papier).

Cas particulier du traitement des déchets bitumineux

L’ASN a demandé dans le cadre de l’instruction du DOS que, pour les déchets bitumineux, des filières alternatives à leur stockage en l’état à Cigéo soient étudiées. En septembre 2018, la DGEC a mandaté un groupe d’expert pour faire un état des lieux de la gestion des bitumes. Il a conclu, en septembre 2019, à la faisabilité a priori des différentes options de gestion (stockage ou neutralisation). Toutefois il souligne l’importance de poursuivre les études engagées pour identifier l’option la plus pertinente. Un programme de recherche quadripartite entre producteurs et l’ANDRA est en cours sur ce sujet.

Fiscalité de Cigéo

Concernant la fiscalité de Cigéo, l’article 127 de la loi de finances pour 2021 opère notamment une modification de la taxation des INB telle que fixée par l’article 43 de la loi de finances pour 2000. En particulier, il prévoit une modification du mode de calcul de la taxe de stockage des déchets de haute activité et moyenne activité à vie longue par la suppression des fourchettes minimale et maximale (5-50) du coefficient multiplicateur. Ces dispositions législatives restent encore à préciser par décret en Conseil d’État.

ICEDA, implanté sur le site de Bugey, est l’installation dédiée au conditionnement et à l’entreposage des déchets MAVL issus de l’exploitation (hors gestion du combustible) et de la déconstruction des centrales. L’installation a été mise en service en 2020.

La décision ASN approuvant et encadrant le conditionnement à ICEDA des déchets de moyenne activité à vie longue (MA-VL) en colis C1PGSP a été reçue le 19 juillet 2021. Le premier colis C1PGSP contenant des déchets activés provenant de Chooz A a été bouché le 21 septembre 2021. La 3e campagne de conditionnement de déchets a été réalisée en fin d’année 2022 (principalement les déchets provenant de Chooz A).

Les déchets FAVL proviennent de la déconstruction des anciens réacteurs UNGG (blocs de graphite constitutifs du cœur de ces réacteurs ou de leurs assemblages combustibles). En juillet 2015, l’ANDRA a transmis pour avis à l’ASN un dossier concernant la faisabilité d’un centre de stockage dans la région de Soulaines dans l’Aube. Les travaux se poursuivent, dans le cadre du PNGMDR 83, pour identifier les déchets pouvant y être accueillis.

L’avis n° 2020-AV-0357 de l’ASN du 6 août 2020, ainsi que le 5e PNGMDR 84 fixent à l’horizon 2023 comme objectif à l’ANDRA de produire un dossier présentant les options techniques et de sûreté retenues pour un stockage FAVL sur le site de Vendeuvre-Soulaines.

Par ailleurs, les études menées par EDF pour caractériser plus précisément l’inventaire radiologique de ces déchets ont permis des gains significatifs qui permettent d’envisager la possibilité de stocker le graphite du premier réacteur démantelé (Chinon A2) dans le centre de surface existant (CSA).

Le scénario actuellement modélisé dans les provisions pour le graphite de Chinon A2, extrait du réacteur à l’horizon 2044, est donc un stockage au CSA. Le risque de construction d’un entreposage temporaire sur Chinon pour ce graphite a cependant été pris en compte, ainsi que le risque d’un scénario de stockage direct du graphite de Chinon A2 dans un stockage FAVL.

Concernant les autres réacteurs, les provisions couvrent un stockage direct du graphite dans un stockage FAVL.

Les déchets FMA et TFA proviennent de :

Ils sont stockés en surface dans les centres de stockage de Soulaines et Morvilliers (Aube) exploités par l’ANDRA. Afin de réduire les volumes, une part des déchets est traitée préalablement par fusion ou incinération dans l’usine Centraco de Cyclife France (désormais rattaché à Cyclife SAS, filiale d’EDF).

Faisant suite au débat public PNGMDR et en cohérence avec la décision commune du ministère de la Transition écologique et de l’ASN, maîtres d’ouvrage du PNGMDR, les textes réglementaires permettant la valorisation des métaux très faiblement radioactifs en France ont été publiés le 14 février 2022. Cette évolution réglementaire attendue, permet de poursuivre le développement du projet Technocentre, installation dédiée à la valorisation de ces métaux. La publication d’une feuille de route précisant les objectifs et le calendrier du projet de Technocentre est prévue pour début 2023.

Le projet Technocentre vise la construction d’une installation de découpe et fusion pour traiter et valoriser les métaux TFA notamment issus du démantèlement d’installations nucléaires. EDF mène ce projet en collaboration avec Orano. L’objectif visé est une mise en service de l’installation en 2031 avec une implantation envisagée sur le site de Fessenheim. EDF vise à lancer en 2023 le débat public sur le projet.

En 2016, suite au rachat des actifs anglais et suédois de la société de traitement de déchets de Studsvik, la holding « Cyclife » a été créée. L’objectif est de :

En 2019, les filiales Cyclife Engineering et Graphitech 85 ont été créées pour développer des solutions pour le démantèlement des réacteurs à eau légère et la conception d’installations de traitement de déchets (Cyclife Engeneering), ainsi que pour le démantèlement des réacteurs graphite (Graphitech).

En 2020, Cyclife SAS a acquis 84,6 % de Cyclife Digital Solutions spécialisée dans les outils et simulation numérique au service du démantèlement et de la gestion des déchets. Le 22 décembre 2021, le contrat d’acquisition par Cyclife SAS de la société d’ingénierie Aquila au Royaume-Uni a été signé. Cette nouvelle acquisition permet de renforcer la position de Cyclife en Angleterre sur le secteur de l’ingénierie nucléaire.

Cyclife Germany a été créée en décembre 2021 pour assurer une présence directe sur un des plus importants marchés d’Europe, afin de renforcer le positionnement de Cyclife sur le traitement des déchets et faciliter son développement dans le domaine du démantèlement.

En février 2022, EDF a créé une nouvelle filiale dans le domaine de la gestion des déchets. Co-détenue à 50 % par Cyclife SAS et Asteralis, Waste2Glass a pour objectif de développer de nouvelles filières de gestion de déchets par vitrification basée sur les procédés Geomelt et MVS détenus par Véolia.

Le 31 mars 2022, Cyclife SAS a poursuivi son développement par l’acquisition de société française Quadrica spécialisée dans le développement d’outils numériques.

À fin 2022, le groupe Cyclife intègre donc 11 filiales dans le domaine du démantèlement et la gestion des déchets

EDF mène des activités de R&D en propre, et avec un réseau de partenaires (exploitants nucléaires, industriels, TPE/PME, acteurs institutionnels et académiques). Ces travaux portent sur la gestion des déchets radioactifs et la déconstruction. Leader reconnu sur ces domaines, EDF participe à sept projets européens avec l’objectif de :

EDF constitue chaque année des provisions pour l’aval du cycle du combustible nucléaire en France 86.

L’ambition industrielle d’EDF quant à la préparation de l’avenir du parc nucléaire s’appuie notamment sur les axes stratégiques suivants :

Par ailleurs, le 4 novembre 2022, EDF et GE ont signé un accord définitif relatif à l’acquisition par EDF de l’activité nucléaire de GE Steam Power 87. L’opération porte sur les équipements d’îlots conventionnels de GE Steam Power pour les nouvelles centrales nucléaires, dont les turbines Arabelle, ainsi que sur la maintenance et les mises à niveau des centrales nucléaires existantes (hors continent américain).

Les dispositions du Code de l’environnement ne fixent pas de durée limite d’exploitation. Toutefois, elles imposent, tous les dix ans, d’apprécier la situation de l’installation au regard des règles qui lui sont applicables et d’actualiser l’appréciation des risques ou inconvénients que l’installation présente pour les intérêts protégés. Il convient de tenir compte notamment de l’état de l’installation, de l’expérience acquise au cours de l’exploitation, de l’évolution des connaissances et des règles applicables aux installations similaires (« référentiel de sûreté »).

La stratégie industrielle d’EDF est d’exploiter le parc après 40 ans, dans des conditions optimales de sûreté et de performance, compte tenu de l’investissement important réalisé lors des troisièmes visites décennales, ainsi qu’au titre des améliorations post-Fukushima, et des besoins énergétiques de la France.

Cet objectif s’inscrit pleinement dans la tendance observée au plan international pour les centrales de technologie analogue. À cette fin, EDF a engagé des plans d’actions industriels et de R&D. Des actions sont engagées pour renouveler les gros composants qui peuvent l’être. Des solutions sont étudiées pour démontrer la capacité des équipements non remplaçables, à savoir les enceintes de confinement et les cuves des réacteurs, à assurer leur fonction jusqu’à 60 ans.

La poursuite de l’exploitation du parc nucléaire actuel doit permettre, dans le respect de la priorité absolue que constitue la sûreté nucléaire, de faire le meilleur usage du patrimoine industriel qu’il constitue.

Le Président de la République a par ailleurs annoncé, lors de son discours du 10 février 2022 à Belfort, vouloir « prolonger tous les réacteurs qui peuvent l’être » et « qu’aucun réacteur nucléaire en état de produire ne soit fermé à l’avenir (…), sauf raison de sûreté ». Le Président de la République a également précisé avoir demandé à EDF d’« étudier les conditions de prolongation au-delà de cinquante ans », ouvrant la voie à une poursuite d’exploitation des réacteurs nucléaires au-delà de 50 ans de durée de vie.

Au premier semestre 2016, toutes les conditions techniques, économiques et de gouvernance nécessaires permettant de mettre en adéquation la durée d’amortissement des centrales 900 MW du parc nucléaire France avec la stratégie industrielle du Groupe étaient réunies. Le Conseil d’administration d’EDF a donc approuvé le 28 juillet 2016 l’allongement de 40 ans à 50 ans de la durée d’amortissement des centrales du palier REP 900 MW en France (hors Fessenheim) à partir du 1er janvier 2016, sans préjuger de la position de l’ASN sur les dispositions proposées par EDF pour chacune des tranches nucléaires concernées.

Le 23 février 2021, l’ASN a statué sur les conditions de la poursuite de l’exploitation des réacteurs 900 MW au-delà de leur quatrième réexamen périodique. L’ASN « considère que l’ensemble des dispositions prévues par EDF et celles qu’elle prescrit ouvrent la perspective d’une poursuite de fonctionnement des réacteurs de 900 MW pour les dix ans suivant leur quatrième réexamen périodique ».

Le déploiement des modifications de la première phase des travaux lors des VD4 se poursuit conformément au planning grâce aux enseignements tirés des premières VD4 (10 VD 4 900 réalisées à fin 2022). Le lancement des premières modifications de la deuxième phase de travaux est en cours avec une tête de série sur la visite partielle de Tricastin 1 en 2023. Les résultats sur ces VD4 sont satisfaisants. Ils montrent une bonne capacité d’industrialisation des opérations ainsi que l’implication du tissu industriel pour la réussite de ce projet.

Le processus d’instruction de la phase générique du quatrième réexamen périodique du palier 1 300 MW engagé en 2021 se poursuit avec l’ASN. La tête de série (TTS) est prévue à Paluel en 2026.

Le Conseil d’administration a approuvé le 28 juillet 2021 l’allongement dans les comptes consolidés de 40 ans à 50 ans de la durée d’amortissement des centrales du palier REP 1 300 MW. Cette estimation comptable ne préjuge pas des décisions d’autorisation de poursuite d’exploitation qui seront données tranche par tranche par l’Autorité de sûreté après chaque visite décennale, comme prévu par la loi.

L’instruction du passage des 30 ans du palier 1 450 MW a été initiée avec l’ASN avec une TTS prévue en 2029. La durée d’amortissement du palier 1 450 MW est, à ce stade, maintenue à 40 ans. Son allongement ultérieur reste un objectif industriel du Groupe.

Le 22 janvier 2015, le Conseil d’administration d’EDF a approuvé le principe du programme du « Grand Carénage ». Il est 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 au-delà de 40 ans. Il intègre les améliorations complémentaires de sûreté déterminées suite à l’accident de Fukushima.

Ce programme industriel est déployé progressivement, dans le respect :

Le 31 mars 2022, le Conseil d’administration d’EDF a approuvé le principe de poursuivre le Programme du Grand Carénage, avec une nouvelle feuille de route sur la période 2022-2028 intégrant le retour d’expérience des instructions en cours avec l’ASN, notamment sur les VD 4 900 et 1300, et le lancement de la phase Études de la VD 5 900.

À fin 2022, 36,2 milliards d'euros ont été investis depuis 2014 dont 4,5 milliards d'euros sur l'année 2022.

Les investissements sur la période 2022 à 2028 ont été valorisés, lors du lancement de la phase 2 du Grand Carénage, à 33 milliards en euros courants, soit 31,2 milliards d’euros2021.

Par ailleurs, les travaux relatifs à la corrosion sous contrainte conduisent à des dépenses d’investissements estimées à 0,8 milliard d’euros courants (0,7 milliard d’euros2021) sur la période 2022-2024.

Les travaux industriels se poursuivront au-delà de 2028. Les dépenses d’investissement resteront élevées au-delà de cette date.

En sa qualité d’exploitant, EDF assume la responsabilité réglementaire, financière et technique de la déconstruction de ses centrales et de ses autres installations nucléaires 88. EDF assure ainsi la maîtrise de l’ensemble du cycle de vie de ses moyens de production nucléaire.

À date, 11 réacteurs sont à l’arrêt définitif, de quatre technologies différentes :

Ces sites demeurant la propriété d’EDF, ils restent placés sous sa responsabilité et sa surveillance. Dans le cadre de son rôle d’exploitant responsable, EDF assure la maîtrise d’ouvrage de la déconstruction.

EDF retient une durée de quinze ans pour le démantèlement des REP.

La déconstruction des 9 réacteurs d’EDF historiquement mis à l’arrêt définitif (programme « première génération ») produira environ un million de tonnes de déchets primaires. 80 % des déchets sont non radioactifs, aucun n’est à Haute Activité. Les 20 % restants correspondent à des déchets de Très Faible à Moyenne Activité. 2 % de ces déchets sont à vie longue. Ils nécessitent donc la mise à disposition d’un centre de stockage pour déchets de type FAVL et MAVL.

La déconstruction des 2 réacteurs de Fessenheim produira 380 000 tonnes de déchets. 95 % de ces déchets sont non radioactifs.

Les filières existantes pour l’évacuation des déchets à vie courte TFA et FMA ont été complétées par l’installation ICEDA pour le conditionnement et l’entreposage des déchets activés d’exploitation et de déconstruction (MAVL) 89.

Le dispositif de la prise en charge des déchets issus de la déconstruction reste à compléter par la mise en place du centre de stockage des déchets FAVL. Voir dans la section 1.4.1.1.2.3 « Les enjeux liés au cycle du combustible nucléaire » le paragraphe consacré aux déchets FAVL. Par ailleurs, dans le cadre des opérations de démantèlement des centrales UNGG, il est prévu la construction d’un entreposage pour les chemises 90 FAVL des silos de Saint-Laurent dans l’attente de la disponibilité d’un exutoire définitif (première sortie du graphite à l’horizon 2044).

Chooz A est un réacteur à eau pressurisée, d’une technologie analogue aux 56 tranches en exploitation. Il a été mis en service en 1967 et a fonctionné jusqu’en 1991. La situation du réacteur, dans une caverne rocheuse à flanc de colline, crée des conditions d’accès, d’entrée et sortie des matériels et de gestion des effluents plus complexes que celles du reste du parc REP existant.

Le chantier de démantèlement de la cuve de Chooz A et de ses internes (démarré en 2017) fait face à des difficultés. La crise sanitaire a fortement impacté le chantier, notamment du fait de l’arrêt de la filtration conduisant à une turbidité élevée de l’eau. Le pont de manutention nécessaire à la levée de la cuve est indisponible et les travaux de remise en état sont plus complexes que prévus. Par ailleurs, le chantier doit faire face à différents aléas (cadences de découpe inférieures à l’attendu…). Ainsi la fin du chantier de démantèlement de la cuve a été décalée à décembre 2025. Un risque de décalage supplémentaire de 14 mois subsiste.

Par ailleurs, un accord de collaboration entre EDF et le CNRS sur le projet de réutilisation des cavernes pour la recherche sur les neutrinos, à l’issue du démantèlement des installations, a été signé le 7 septembre 2022 permettant de valoriser la configuration particulière de ces installations.

Les réacteurs n° 1 et n° 2 de la centrale ont été définitivement arrêtés respectivement le 22 février 2020 et le 30 juin 2020. Fin 2020, le projet « PREDEM Fessenheim » a été mis en place. Il vise à coordonner toutes les opérations de fin d’exploitation (vidange des circuits, évacuation du bore, condamnation et dépose de certains matériels et fonctions supports, évacuation du combustible, décontamination des circuits primaires…).

La totalité du combustible usé a été évacuée du site vers la Hague en un peu plus de 2 ans ce qui constitue une très belle performance. Ainsi, 99,9 % de la radioactivité a été retirée du site. Une opération de décontamination des circuits primaires de grande ampleur (Full System Decontamination) a été réalisée sur le réacteur numéro 1 en lien avec Framatome. Cette opération est également prévue au premier semestre 2023 sur le réacteur numéro 2 et permettra d’optimiser les conditions de travail radiologiques durant le démantèlement.

Le dossier de demande de démantèlement de la centrale a été déposé en décembre 2020 auprès du ministre de la Transition écologique et de l’ASN. L’obtention du décret prescrivant les opérations de démantèlement marquera le début de la phase de démantèlement. Début 2022, la MSNR 91 et l’ASN ont accusé réception d’une version complétée de ce dossier 92 marquant la reprise de son instruction. Selon le calendrier en cours, l’obtention du décret de démantèlement des installations de Fessenheim est attendue début 2026. À fin 2022, la trajectoire des activités de préparation au démantèlement est conforme au planning prévisionnel.

Par ailleurs, le décret n° 2021-1785 du 24 décembre 2021 a autorisé la prise d’eau et le rejet dans le Grand Canal d’Alsace pour la réfrigération de divers circuits auxiliaires de Fessenheim.

Depuis 2000, EDF est devenu entièrement responsable de la déconstruction de cette installation en lieu et place du CEA 93. La réalisation des travaux de déconstruction inclus dans le périmètre du décret autorisant le démantèlement partiel a été finalisée fin 2020. Le radier de la station de traitement des effluents est démoli et les terres sont excavées. Suite aux contrôles finaux, les actions de déclassement total de cette zone seront finalisées en 2023. Parallèlement, l’instruction du dossier de démantèlement 94 en vue de la publication d’un décret de démantèlement complet (permettant le démantèlement du bloc réacteur proprement dit) se poursuit avec :

À la suite de cette enquête publique, le 17 janvier 2022, la Commission Locale d’Information (CLI) de Brennilis a émis un avis favorable sur le dossier proposé. La commission d’enquête désignée par le tribunal administratif de Rennes pour la conduite de l’enquête publique a également émis un avis favorable le 2 mars 2022. L’ASN a dernièrement indiqué viser une publication du décret au cours du premier semestre 2023, portant l’entrée en vigueur du décret à fin 2023.

En 2020 et 2021, les deux premiers bouchons ont été découpés et la découpe du dernier bouchon de couvercle s’est achevée fin mars 2022. Ce dernier a été extrait fin juillet et remplacé par la plateforme SCOT (structure de confinement tournante) depuis laquelle seront menées les découpes sous eau des internes de cuve (opérations prévues jusqu’en 2026).

La stratégie industrielle du démantèlement des réacteurs UNGG a été profondément revue fin 2015 avec en particulier le passage d’un démantèlement sous eau à un démantèlement sous air. Elle prévoit :

Cette nouvelle stratégie se traduit par une fin des opérations relatives au démantèlement des caissons réacteurs entre 2063 et 2093, selon les réacteurs.

La mise à jour du scénario industriel du démantèlement des centrales de première génération, en particulier celui relatif aux UNGG, avait conduit à augmenter la provision de 590 millions d’euros au 31 décembre 2015.

Dans le courrier d’accompagnement des décisions du 17 mars 2020 qui conforte les choix techniques réalisés, l’ASN estime qu’EDF devrait s’attacher à raccourcir le calendrier de réalisation des opérations « au regard de l’obligation législative de démantèlement dans un délai aussi court que possible pour chaque réacteur ». EDF a confirmé la démarche mise en œuvre de ré-interrogations périodiques du planning sur la base des résultats obtenus sur le démonstrateur industriel et sur le premier réacteur. À ce stade, l’absence d’éléments nouveaux n’a pas permis une optimisation de planning.

Les travaux de construction du DIG se sont terminés en fin d’année 2021. Les premiers essais ont été réalisés en septembre 2022 sur le développement des outils qui permettront la « reprise de briques de graphite » dans les réacteurs, et la conception progressive des bras robotisés nécessaires au démantèlement des réacteurs UNGG.

Suite à l’inspection sur « la maturité sur le pilotage des projets complexes » qui s’est terminée en novembre 2020 (démarche exploratoire par une équipe regroupant l’ASN, l’IRSN et la DGEC), les réponses et prises d’engagements d’EDF ont été transmises en mai 2022 à l’ASN.

D’un point de vue réglementaire, le dossier de démantèlement des silos du site de Saint-Laurent a été transmis électroniquement à l’ASN le 30 septembre. Le dépôt des dossiers de démantèlement pour Chinon A2, A1 et des dossiers de modification substantielle des décrets de Chinon A3, Saint-Laurent A, et Bugey 1 a été réalisé le 15 décembre 2022, conformément aux décisions ASN de mars 2020. En parallèle les opérations de démantèlement hors caisson se poursuivent sur l’ensemble des 3 sites.

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 95. Les opérations de démantèlement visent à remettre les sites en état et à permettre une réutilisation des terrains pour un usage industriel.

L’article L. 594-2 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 96. Ainsi des actifs dédiés ont été progressivement constitués depuis 1999 97.

L’audit externe mandaté par la DGEC sur « les charges de démantèlement des installations actuellement à l’arrêt définitif et la prise en charge des déchets radioactifs issus de ces installations » s’est tenu de décembre 2020 à mai 2021, conformément au courrier de prescription reçu le 5 juin 2020 de la DG Trésor et la DGEC. Le périmètre de cet audit concerne les installations historiques arrêtées hors technologie REP, à savoir Superphenix, Brennilis et les 6 réacteurs UNGG. Le rapport d’audit définitif a été remis à la partie auditée le 9 juillet 2021. La lettre de suite de la DGEC a été émise le 22 novembre 2021 et le rapport d’audit a été mis en ligne sur le site du ministère.

Le rapport souligne « une organisation structurellement orientée vers la réalisation des projets de démantèlement », un « processus de chiffrage et de révision annuelle [qui] est robuste, et permet une bonne traçabilité des hypothèses utilisées et des données d’origine » et « une démarche industrielle de long terme pour surmonter les quelques défis technologiques restants ». Enfin, le rapport confirme que « les provisions sont cohérentes avec les scénarios de base des projets et couvrent le périmètre complet des charges du périmètre audité » et leur « dimensionnement adéquat » au travers d’une mise à l’épreuve le dimensionnement des charges et provisions d’EDF.

Au-delà de la maîtrise actuelle des processus et des organisations, deux écarts mineurs de faible matérialité ont été signalés (et qui ont été corrigés lors de la révision des devis à fin 2021). Des points de progrès ont été identifiés autour de la planification projet, la mesure du niveau de maturité des projets et le processus de quantification des risques et incertitudes. Ils ne sont pas de nature à remettre en cause l’évaluation prudente des charges de démantèlement et gestion des déchets associées. Le rapport d’audit souligne également un ensemble de bonnes pratiques rarement mises en œuvre dans le cadre de projets de démantèlement.

Le courrier de réponse à cette lettre de suite a été transmise le 21 février 2022, donnant lieu à la mise en place d’un plan d’action relatif aux points de progrès précités.

Concernant les risques associés à ces projets, se reporter dans la section 2.2.4 au facteur de risque « 4A – Maîtrise des grands projets industriels complexes, y compris les projets EPR ».

EDF assure pour compte propre la maîtrise d’ouvrage et la maîtrise d’œuvre du projet de réacteur EPR 98 de Flamanville 3 d’environ 1 600 MW.

Depuis son dépôt auprès de l’ASN en mars 2015, le dossier de demande de mise en service a fait l’objet de plusieurs actualisations en 2017, 2021 et 2022. Une nouvelle mise à jour est prévue en 2023, avant démarrage, pour tenir compte notamment de l’issue des dernières instructions et demandes de l’ASN.

Dans ce cadre, le projet doit être soumis à une évaluation environnementale. Il s’agit d’une nouvelle démarche réglementaire liée à une évolution du Code de l’environnement. L’Autorité environnementale a été saisie par l’ASN début septembre 2021 et a remis son avis le 22 décembre 2021. Elle recommande que le dossier, rédigé à partir d’une étude d’impact environnemental réalisée par EDF, soit complété sur plusieurs points, et notamment qu’il aborde les impacts des phases passées de construction de l’EPR de Flamanville et de la ligne électrique à très haute tension Cotentin Maine. Ces recommandations ont fait l’objet d’échanges avec l’ASN en 2022. Un Mémoire en réponse a été élaboré par EDF et adressé à l’ASN en mars 2022. Il a été complété, à la demande de l’ASN, en novembre 2022.

Le dossier de demande de mise en service intégrant l’étude d’impact d’EDF, l’avis de l’autorité environnementale et le mémoire d’EDF en réponse fera l’objet d’une consultation du public prévue en mai-juin 2023. La décision de l’ASN d’autorisation de mise en service est attendue en décembre 2023.

Le 8 octobre 2020, l’ASN a autorisé, au titre du Code de l’environnement, l’arrivée du combustible nucléaire à Flamanville, après une inspection sur site (les 18 et 19 août 2020) et après consultation du public sur le projet d’autorisation (du 31 août au 21 septembre 2020). Les 245 assemblages de combustibles nécessaires au chargement (241 assemblages pour le premier cœur, 4 assemblages pour la réserve) étaient réceptionnés à la fin du premier semestre 2021. La première inspection réglementaire du combustible (Euratom) a été réalisée fin août 2021. Voir ci-après "le retour d'expérience Taishan".

Le délai maximum de mise en service prévu dans le Décret d’Autorisation de Création a été porté au 11 avril 2024 99 pour tenir compte de la réparation des soudures du circuit secondaire principal (voir ci-après).

EDF a reçu l’autorisation d’exploiter, au titre du Code de l’énergie, le 30 août 2021 par arrêté délivré par le ministre de la Transition écologique.

L’année 2022 a notamment été marquée par les réalisations suivantes :

À noter également :

Le dossier concernant des teneurs en carbone plus élevées qu’attendu dans les calottes de fond de cuve et de couvercle a été instruit par l’ASN au 1er semestre 2017 sur la base d’un dossier produit par Framatome sous la surveillance d’EDF. Sur la base de l’avis d’un groupe d’experts mandaté par l’ASN, cette dernière considère que les caractéristiques mécaniques du fond et du couvercle de la cuve sont suffisantes au regard des sollicitations auxquelles ces pièces sont soumises, y compris en cas d’accident 101. L’ASN a autorisé, le 9 octobre 2018, la mise en service du fond de cuve moyennant la mise en œuvre de contrôles en service, et la mise en service du couvercle de cuve en limitant sa durée d’utilisation à fin 2024.

Le projet prépare le remplacement du couvercle de cuve planifié après la mise en service de l’installation. La fabrication d’un nouveau couvercle est en cours dans les usines de Framatome pour une livraison sur site planifiée en 2024. Par conséquent, les coûts engagés pour la fabrication de ce couvercle de substitution ne sont pas intégrés dans l’objectif de coût de construction.

Framatome a émis, en décembre 2022, une demande de report de la date de remplacement du couvercle à l’issue du 1er cycle de fonctionnement (2e semestre 2025). L’ASN va l’instruire afin de statuer sur les suites à donner.

EDF a déclaré le 30 novembre 2017 auprès de l’ASN un événement significatif relatif à la détection d’un écart dans la qualité de réalisation des soudures du circuit secondaire principal qui évacue la vapeur des générateurs de vapeur vers la turbine (tuyauterie VVP).

Ce circuit a été conçu et fabriqué selon le principe dit « d’exclusion de rupture ». Cette démarche consiste en un renforcement des exigences de conception, de fabrication et de suivi en service. Ces renforcements, voulus par EDF, s’accompagnent d’une exigence dite de « haute qualité » dans la réalisation de ces circuits 102. Or, ces exigences ont été appliquées au stade de la conception mais n’ont pas été correctement intégrées dans la réalisation des soudures. Le non-respect de ces exigences n’implique pas nécessairement la non-conformité à la réglementation des équipements sous pression nucléaire.

Le 10 avril 2018, EDF a également déclaré un événement significatif relatif à la détection d’écarts dans le contrôle de la réalisation de soudures sur les tuyauteries du circuit secondaire principal à l’occasion de la visite complète initiale 103. Conformément aux procédures industrielles, les soudures avaient été contrôlées par le groupement des entreprises (en charge de la fabrication du circuit) qui les avait déclarées conformes au fur et à mesure de leur réalisation. EDF a engagé, au deuxième trimestre 2018, un nouveau contrôle de l’ensemble des soudures concernées du circuit secondaire principal.

Pour 8 soudures situées sur les tuyauteries VVP, dites de traversée de l’enceinte du bâtiment réacteur, l’ASN a demandé à EDF, dans un courrier du 19 juin 2019, de les reprendre avant mise en service.

Pour mener les opérations de reprise, EDF a proposé l’utilisation de robots télé opérés conçus pour mener des opérations de grande précision à l’intérieur des tuyauteries concernées. L’agrément par l’ASN de ce procédé est intervenu le 19 mars 2021. Les 8 soudures de traversée concernées ont toutes été remises à niveau en 2021. Fin 2022, les traitements thermiques de détensionnement (TTD) et les contrôles finaux des 8 soudures ont été réalisés.

4 soudures de traversée ARE (sur les lignes d’alimentation en eau des générateurs de vapeur) étaient également concernées par des remises à niveau. À fin 2022, ces 4 soudures ont été réparées à l’aide de robots téléopérés 104 et les TTD ainsi que les contrôles finaux ont été réalisés.

Le chantier de remise à niveau des soudures de traversée est terminé. Les opérations de « refermeture » des lignes ARE et VVP (repose des tronçons déposés pour intervenir sur les soudures de traversée) sont en cours.

L’instruction technique de remise à niveau des autres soudures hors traversée, situées sur le circuit secondaire principal, et présentant des écarts de qualité ou ne respectant pas les exigences du référentiel « exclusion de rupture » se poursuit. 45 soudures VVP et 41 soudures ARE étaient concernées par des travaux de reprise qui ont démarré à l’été 2020 et se sont achevés fin 2022. Les contrôles non destructifs ainsi que les TTD sont en cours.

Le TTD est une opération de fabrication qui, en plus de conférer à l’assemblage soudé les propriétés mécaniques attendues, vise à réduire les contraintes résiduelles qui se développent au sein d’un matériau lors d’une opération de soudage. Le TTD est réalisé par chauffage du joint soudé pendant une durée définie à une température de l’ordre de 600 °C (+/- 15 °C).

Fin 2020, Framatome a déclaré à l’ASN un écart sur le procédé de TTD utilisé historiquement sur les soudures du CSP de Flamanville 3. Un procédé dit « optimisé » a alors été développé par Framatome pour garantir le respect de la plage de température requise.

La démonstration de la qualification des procédés de TTD fait l’objet d’une validation par l’ASN sur la base de dossiers justificatifs. Fin 2021, l’ASN a validé cette démonstration de qualification des procédés optimisés de TTD des soudures de traversée VVP ainsi que des soudures hors traversée dites « à géométrie simple ». Le reste des procédés a été validé en 2022.

En 2022, plusieurs aléas ont été rencontrés sur les TTD « à géométrie complexe », principalement liés aux exigences opérationnelles de mise en œuvre. De nouvelles études et des essais ont dû être réalisées nécessitant de la recherche et développement et des itérations pour valider les méthodes de réalisation de ces TTD sur les 15 matériels concernés. À fin 2022, ces TTD sont en phase de réalisation sur le chantier.

Les derniers sujets techniques en instruction avec l’ASN ont été clôturés en 2022 et le bilan des instructions menées depuis 2019 a été présenté lors de la séance du GP ESPN 105 du 30 novembre 2022. En conclusion, le GP estime qu’EDF a répondu aux recommandations des GP de 2019 et que la situation est redressée. L’ASN confirme cette vision et conclut que, sous réserve de la bonne réalisation des dernières activités sur le chantier (TTD, CND 106), la démonstration du respect du référentiel d’exclusion de rupture des tuyauteries VVP est acquise.

EDF a déclaré, le 2 mars 2021, un événement significatif auprès de l’ASN au titre de la prise en compte incomplète du référentiel d’études de 2006 pour l’implantation de trois piquages 107 sur le circuit primaire principal.

Le 21 juin 2021, EDF a adressé un dossier à l’ASN indiquant qu’il retient la solution de pose d’un « collier de maintien » (CDM) sur chacun des piquages concernés. L’ASN a indiqué par courrier le 8 octobre 2021 qu’elle n’avait pas d’opposition de principe à cette solution. La conception des CDM a également été instruite par l’IRSN qui a rendu un avis positif le 30 novembre 2022. Les CDM ont été fabriqués entre mi 2021 et mi 2022 et sont en cours d’installation autour des piquages.

L’ASN a rappelé également la nécessité de démontrer la qualité des soudures au regard des exigences qui sont applicables aux équipements sous pression nucléaire (ESPN). Les contrôles radiographiques réalisés entre août et octobre 2021 ont confirmé le bon niveau de qualité de réalisation de ces soudures. Ils ont été complétés par des contrôles par ultrasons au premier semestre 2022 qui se sont avérés également satisfaisants. L’IRSN finalise l’instruction de ces contrôles qui devrait aboutir au premier semestre 2023.

L’EPR de Flamanville est équipé d’un dispositif de recirculation de l’eau du Circuit Primaire Principal en cas de brèche de la tuyauterie. Ce dispositif permet, en cas d’accident, de récupérer l’eau en fond de bâtiment réacteur et de la faire recirculer dans la cuve de manière à refroidir les assemblages de combustibles.

Un problème a été détecté lors d’un essai « sur une boucle d’essai intégrale » durant l’été 2021. Les débris contenus dans l’eau recirculée n’ont pas été filtrés de manière efficace par les filtres situés dans le fond du bâtiment réacteur.

À la suite de ces essais, EDF a remplacé ces filtres, en septembre 2022, en les équipant d’une maille de filtration plus fine. EDF a également décidé de réduire les quantités de débris potentiels dont le pouvoir colmatant sur les filtres est avéré. Ces travaux de réduction de débris potentiels sont quasiment achevés (finalisation prévue au 1er trimestre 2023).

Fin janvier 2023, le dossier complet prenant en compte les conclusions des essais les plus récents de fin 2022 a été communiqué à l’ASN afin de mener à bien l’instruction finale de ce dossier technique. Les conclusions de cette instruction sont attendues pour la fin du premier semestre 2023.

Suite aux constats de corrosion faits sur l’EPR d’Olkiluoto (Finlande) sur les soupapes du pressuriseur (soupapes PSRV), EDF et Framatome ont réalisé des contrôles sur ces matériels. Ils ont constaté également la présence de traces de corrosion sur les soupapes de l’EPR de Flamanville. EDF et Framatome ont décidé de prendre en compte ce retour d’expérience en modifiant le matériau de certains composants des pilotes des soupapes. Plusieurs tests de résistance à la corrosion ont été réalisés pour sélectionner le meilleur matériau. Ces composants ont été fabriqués et sont désormais installés dans le bâtiment réacteur. Au-delà de cette difficulté, l’ASN poursuit l’instruction du fonctionnement et de la fiabilité des soupapes du pressuriseur. Les conclusions de cette instruction sont attendues avant la fin du premier semestre 2023.

EDF a analysé l’impact potentiel sur le démarrage de l’EPR de Flamanville du retour d’expérience de l’aléa technique rencontré sur le réacteur n° 1 de la centrale de Taishan (voir la section 1.4.5.3.6.1 « Activités en Chine ») 109. Les inspections réalisées sur les assemblages combustible concernés ont montré un phénomène d’usure mécanique de certains composants d’assemblages.

EDF prévoit le remplacement des assemblages combustible potentiellement concernés en périphérie du cœur par 64 nouveaux assemblages qui auront subi un traitement thermique permettant de limiter fortement le risque d’usure, avant le démarrage. L’IRSN a émis un avis favorable sans réserve sur le dossier remis par EDF. L’instruction de cette solution par l’ASN est en cours.

Dans son communiqué de presse du 16 décembre 2022 110, EDF a ajusté le calendrier et le coût à terminaison du projet. Le chargement du combustible a été décalé du second trimestre 2023 au premier trimestre 2024. L’estimation du coût à terminaison a été réévaluée de 12,7 milliards d’euros à 13,2 milliards d’euros 111 hors intérêts intercalaires. Cette actualisation du calendrier est notamment liée aux études complémentaires qui ont été nécessaires afin d’établir le nouveau procédé de mise en œuvre du TTD.

Les coûts engendrés par des modifications postérieures à la mise en service de la centrale ne sont pas inclus dans le coût de construction du projet.

Pour un détail des investissements relatifs à l’EPR de Flamanville 3, voir la note 10.6 de l’annexe aux comptes consolidés clos le 31 décembre 2022.

Le risque relatif au calendrier et au coût à terminaison reste élevé notamment si de nouveaux sujets techniques émergeaient. Par ailleurs, les délais du chantier induisent un risque de vieillissement des équipements et matériaux. Voir la section 2.2.4 « Risques liés à la performance opérationnelle » – « 4A – Maîtrise des grands projets industriels complexes, y compris les projets EPR ».

Les travaux menés par EDF et Framatome sur un projet de nouveau modèle d’EPR ont permis de figer, fin 2017, la configuration technique d’un modèle baptisé EPR2 qui pourrait, à terme, élargir l’offre de la filière nucléaire française en France et à l’export. EPR2 est une version optimisée de l’EPR, qui se place dans la continuité industrielle de l’EPR tout en intégrant le retour d’expérience des chantiers EPR et des centrales en exploitation.

Suite à la demande du gouvernement à EDF de préparer avec la filière nucléaire, d’ici mi-2021, un dossier complet sur un programme de renouvellement des installations nucléaires en France, EDF a remis à l’État, en mai 2021, la « proposition d’EDF avec la filière nucléaire pour un programme de nouveaux réacteurs en France ». Ce dossier repose sur l’exécution d’un programme de trois paires d’EPR2 successivement à Penly, à Gravelines et sur un troisième site en bord de rivière dans la région Auvergne-Rhône-Alpes (Bugey ou Tricastin), tout en poursuivant l’analyse de faisabilité sur d’autres sites nucléaires.

Le 10 février 2022, à Belfort, lors de son discours sur la stratégie du pays pour atteindre « une énergie sans carbone en 2050 », le Président de la République a exprimé sa volonté de lancer un programme de construction par palier de nouveaux réacteurs nucléaires. Il repose sur la construction de trois paires d’EPR2 et les études de faisabilité pour la construction de huit EPR2 additionnels. Il a également constaté la nécessité de viser une mise en service du premier réacteur à l’horizon 2035 et précisé qu’EDF construira et exploitera ces nouveaux EPR2.

À date, aucune décision n’a été prise. Un schéma approprié de financement et, le cas échéant, de régulation est en cours de préparation pour la réalisation de ce programme. Une actualisation du coût à terminaison du projet est visée à l’été 2023.

Dans l’attente d’une décision sur EPR2, le Conseil d’administration du 16 décembre 2020 a autorisé EDF à poursuivre le projet jusqu’à fin 2022 dans le cadre d’une enveloppe de coûts d’environ 1 milliard d’euros. Puis, le Conseil d’administration du 31 mars 2022 a autorisé EDF à poursuivre ses activités de développement jusqu’au 31 décembre 2023 et à engager un montant supplémentaire d’environ 0,6 milliard d’euros.

Conformément aux recommandations formulées par J-M Folz en 2019 112 ainsi que celles de la Cour des comptes dans le rapport sur la filière EPR de l’été 2020, EDF a décidé de renforcer la gouvernance de la conception et construction des EPR2. Ainsi, EDF a notamment mis en place une nouvelle organisation qui sépare la maîtrise d’ouvrage (MOA – la Direction du Programme Nouveau nucléaire France) de la maîtrise d’œuvre (MOE – la Direction du Projet EPR2) au sein de la Direction de l’Ingénierie et des Projets Nouveau nucléaire (DIPNN).

La Direction du Programme Nouveau Nucléaire France (MOA) s’assure de la mise en place d’un cadre juridique, économique et financier adéquat et des bonnes conditions de réalisation du projet. Elle définit les objectifs de coûts, de délais et de performance des projets EPR2 et s’assure de leur respect par la MOE. En cela, la Direction du Programme représente le client interne du projet.

La Direction du Projet EPR2 assure la conception des réacteurs EPR2 et, si la décision finale d’investissement est prise, assurera leur réalisation dans le respect des objectifs de qualité, coûts, délais et sécurité fixés par la Direction du Programme.

Depuis la mise en place effective de cette organisation, les deux directions travaillent en étroite collaboration.

Fin 2021, les études de conception générale développées depuis 2018 ont été finalisées. Cette étape a été précédée par la clôture de l’instruction du Dossier d’Option de Sûreté par l’ASN en 2021 (courriers d’avril et de septembre 2021) ainsi que par la remise à l’ASN du rapport préliminaire de sûreté en février 2021.

Depuis janvier 2022, une nouvelle séquence a été engagée autour de 3 priorités :

Concernant les réacteurs modulaires de petit puissance dits SMR, le développement du produit NUWARDTM s’est poursuivi en 2022. NUWARDTM est un modèle à eau pressurisée de génération III composé de deux modules de 170 MW. Il est conçu pour être fabriqué en série et commercialisable à l’export. La cible est principalement le remplacement des centrales à combustible fossile dans les prochaines décennies. La commercialisation sera adossée à une centrale de référence en France dont la construction devrait démarrer à l’horizon 2030.

Le design du SMR NUWARD™ fait l’objet d’une pré-évaluation menée par l’ASN, en collaboration avec les autorités de sûreté tchèque (SUJB) et finlandaise (STUK). Cette démarche vise à favoriser l’accélération de l’octroi de licences internationales pour les SMR tout en contribuant à créer un nouvel élan dans l’harmonisation des réglementations.

En décembre 2022, EDF et Fortum ont signé un accord de coopération visant à explorer conjointement les opportunités de développement de SMR et de grands réacteurs nucléaires en Finlande et en Suède.

Fin 2022, le Groupe a créé une filiale dédiée pour conduire la prochaine phase du projet NUWARDTM, dite de basic design, qui débutera début 2023 et devrait se terminer fin 2026. Cette filiale NUWARD est détenue à 100 % par le Groupe. Elle continuera de bénéficier de l’appui des ingénieries d’EDF, du CEA, de TechnicAtome, de Naval Group, ainsi que de Framatome et de Tractebel.

En décembre 2022, une subvention de 50 millions d’euros prévue dans le cadre du plan France 2030, a été attribuée par l’État français après avoir été notifiée et autorisée par la Commission européenne. EDF SA a encaissé cette subvention à hauteur de 45 millions d’euros sur l'exercice. Dans son discours du 10 février 2022 à Belfort, le Président de la République a annoncé une intervention supplémentaire de l’État à hauteur de 500 millions d’euros pour le projet NUWARDTM.

Au Royaume-Uni, EDF Energy participe au projet de construction de deux réacteurs nucléaires sur le site de Hinkley Point avec China General Nuclear Power Corporation (CGN). La société de projet Nuclear New Build assure la maîtrise d’ouvrage du projet. La Direction Ingénierie et Projets Nouveau Nucléaire (DIPNN) d’EDF ainsi qu’Edvance 114 assurent les études de conception. Framatome assure la fourniture des composants et du contrôle commande.

EDF participe au développement du projet Sizewell C de construction de 2 réacteurs EPR en partenariat avec le gouvernement britannique (voir la section 1.4.5.1.2.5).

Par ailleurs, EDF est également actionnaire de Bradwell B à hauteur de 33,5 %, en partenariat avec CGN (voir la section 1.4.5.1.2.5).

En Chine, EDF est actionnaire à hauteur de 30 % de la société TNPJVC (Taishan Nuclear Power Joint-Venture Company Limited). La société exploite deux réacteurs nucléaires de technologie EPR à Taishan, dans la province chinoise du Guangdong (voir la section 1.4.5.3.6.1 « Activités en Chine »).

EDF a signé en mars 2018 un accord de coopération industrielle non engageant avec l’électricien national indien Nuclear Power Corp of India Ltd. (NPCIL) pour la construction de 6 réacteurs EPR en Inde sur le site de Jaitapur. Cet accord définit le schéma industriel, les rôles et responsabilités des partenaires ainsi que les prochaines étapes du projet. Dans ce cadre, le groupe EDF et ses partenaires fourniraient l’ensemble des études et des équipements de l’îlot nucléaire, de l’îlot conventionnel, des systèmes auxiliaires ainsi que des sources froides et galeries. Il n’est pas prévu qu’EDF soit investisseur dans ce projet. Le client NPCIL en serait le chef de projet général et l’intégrateur en phase d’exécution.

Conformément au calendrier fixé par l’IWFA 115, EDF et ses partenaires ont remis une offre complète conditionnée non engageante à NPCIL fin 2018, suivie d’une offre technico-commerciale engageante en avril 2021. Depuis lors, EDF poursuit ses échanges avec NPCIL afin de converger sur les sujets technico-commerciaux avec l’objectif de signer un accord engageant courant 2023.

EDF participe au processus compétitif initié en Arabie saoudite par K.A. CARE 116 et a répondu aux premières phases de consultation. Ce processus vise la remise d’une offre pour la fourniture des études d’ingénierie, des équipements et la construction de deux réacteurs de type EPR.

EDF participe au processus compétitif d’appel d’offres lancé formellement en mars 2022 en République tchèque par l’électricien CEZ, sa société de projet Elektrárna Dukovany II et le gouvernement tchèque. Il porte sur la construction d’une unité de 1 200 MWe sur le site de Dukovany et l’extension potentielle du programme nucléaire à trois unités supplémentaires. EDF a déposé le 30 novembre 2022 son offre engageante conditionnée sur le périmètre des études d’ingénierie, la fourniture d’équipements, la construction et la mise en service d’un réacteur EPR1200 pour le site de Dukovany (tranche 5). L’offre intègre également des propositions indicatives pour une flotte de 3 unités additionnelles 117.

L’ASN a par ailleurs rendu un avis, à la demande du gouvernement, sur le dossier d’options de sûreté du projet de réacteur EPR1200 destiné à l’exportation. L’avis de l’ASN sur ces options de sûreté de ce réacteur est globalement similaire à celui qu’elle avait porté en juillet 2019 sur celles du réacteur EPR2, dont il est dérivé. L’ASN note que les objectifs de sûreté, les référentiels utilisés pour la conception et l’architecture des systèmes de sûreté sont repris du modèle de réacteur EPR2 118.

EDF s’est positionné également dans le cadre du processus SMR pour le projet de Temelin et propose son réacteur NUWARD™.

En octobre 2021, EDF a remis au gouvernement polonais une offre préliminaire non engageante portant sur un contrat de fourniture des études d’ingénierie, des équipements et la construction de quatre à six réacteurs EPR en Pologne, représentant respectivement une puissance installée totale cible comprise entre 6,6 à 9,9 GWe répartie sur deux à trois sites. Si le gouvernement polonais a choisi de poursuivre des discussions engageantes avec un concurrent pour le premier site, l’offre EDF reste valable pour les autres sites. Cette offre préliminaire couvre tous les paramètres clés d’un tel programme comme la configuration technique des futures centrales, le schéma industriel envisagé, la stratégie de développement de la chaîne d’approvisionnement locale, l’estimation du coût du programme et le calendrier de réalisation associé.

La transformation de l’ingénierie contribue à la stratégie CAP 2030 sur les volets maîtrise des projets nouveaux nucléaires en cours, prolongation du parc en exploitation, développement à l’international et transformation numérique. Il s’agit d’un programme transverse, impliquant l’ensemble des acteurs de la filière nucléaire au sein du groupe EDF, y compris Framatome.

Ce programme vise un gain de performance significatif de l’ingénierie à travers trois axes :

Framatome est un acteur clé de l’énergie nucléaire, détenu par le groupe EDF (75,5 %), Mitsubishi Heavy Industries (19,5 %) et Assystem (5 %).

Il est reconnu pour ses solutions innovantes et ses technologies à forte valeur ajoutée à destination du parc nucléaire mondial. Forte d’une expertise mondiale, de solides références et de ses 17 000 collaborateurs, l’entreprise conçoit, entretient et installe des composants et des combustibles ainsi que des systèmes de contrôle-commande pour les centrales nucléaires.

En 2022, comme en 2021, Framatome a recruté plus de 1 500 collaborateurs pour maintenir et accroître les compétences.

Framatome dispose d’une présence industrielle significative en France, en Allemagne, aux États-Unis et en Chine. L’entreprise est par ailleurs implantée industriellement ou commercialement dans 20 pays dont l’Afrique du Sud, l’Argentine, la Belgique, le Brésil, la Bulgarie, le Canada, la Corée du Sud, l’Espagne, la Finlande, la Hongrie, le Japon, le Kazakhstan, la République Tchèque, la Roumanie, le Royaume-Uni, la Slovaquie, la Suède et l’Ukraine.

La stratégie de Framatome est centrée sur son cœur de métier de chaudiériste. Elle vise à proposer des solutions sûres et compétitives, à les industrialiser et à exécuter les projets dans une logique de filière industrielle.

La société dispose d’une base clients comprenant des acteurs de référence de l’énergie à l’international. Elle intervient sur plus de 300 réacteurs dans le monde. L’expérience de Framatome sur des réacteurs de tous types de technologies permet de répondre aux besoins spécifiques de ses clients dans le monde.

Bénéficiant d’une expérience de 60 ans dans la conception et la construction de centrales nucléaires, Framatome est présent à chaque étape du processus. S’appuyant sur l’expertise d’ingénieurs et d’opérateurs hautement qualifiés, la société a participé à plus de 90 projets de centrales nucléaires à travers le monde.

Les experts de Framatome sont spécialisés dans la conception des principaux équipements des chaudières nucléaires, la métallurgie et la mécanique, la neutronique, les calculs scientifiques, la mécanique des fluides et les analyses de risques et de sûreté. Les prestations de Framatome en ingénierie incluent le cœur de la centrale, dit « îlot nucléaire » et les principaux composants du circuit primaire. Il s’agit notamment des générateurs de vapeur, des pompes, du pressuriseur et de la cuve du réacteur nucléaire. Ses spécialistes et techniciens interviennent notamment pour des projets majeurs de construction de nouveaux réacteurs de type EPR.

Les composants de Framatome équipent plus de 100 centrales dans 11 pays. Dans ses usines du Creusot, de Saint-Marcel et de Jeumont en France, Framatome produit, pour des électriciens du monde entier, les équipements clés de la chaudière nucléaire. Ils sont destinés à équiper les centrales en construction ou à remplacer ceux des centrales en exploitation. L’entreprise fabrique des équipements lourds (cuves de réacteur, générateurs de vapeur, etc.) et mobiles (groupes motopompes primaires et mécanismes de commande de grappes) de haute technicité.

En 2022, l’entreprise a poursuivi la montée en puissance des fabrications de son usine de Saint-Marcel, spécialisée dans la fabrication de composants lourds. L’usine fournit les principaux composants forgés pour des projets de nouvelles constructions à l’étranger, notamment pour le projet de réacteurs EPR d’Hinkley Point C au Royaume-Uni. Elle fournit également des pièces pour des composants de remplacement destinés aux réacteurs français.

Parallèlement, Framatome s’inscrit dans le plan excell du groupe EDF. À ce titre, les usines de composants de Framatome déploient des plans en vue de permettre des fabrications et constructions conformes du premier coup. Des actions sont conduites également en ce sens au sein de la « supply chain ». Framatome est également engagé dans un programme de maintien des compétences. Il vise à sécuriser la réalisation des équipements primaires de la chaudière nucléaire (générateurs de vapeur, cuves…). Toutes les parties prenantes y sont associées avec un objectif de standardisation des activités. Cette démarche d’industrialisation s’accompagne de fabrications de composants, parfois par anticipation. L’objectif visé est de garantir la stabilité de la chaîne d’approvisionnement, de maîtriser les délais de fabrication de Framatome et de ses fournisseurs clés et de maintenir les compétences.

Framatome conçoit, réalise et installe des solutions d’instrumentation nucléaire et de contrôle-commande fiables pour des centrales en exploitation ou en construction. Ses solutions comportent, en particulier, des systèmes de contrôle-commande de sûreté, des systèmes de contrôle-commande opérationnel, de l’instrumentation nucléaire, des solutions de maintien en condition opérationnelle, des simulateurs à l’expertise internationale en ingénierie du contrôle-commande, de la conception d’interface homme-machine et de l’ingénierie des facteurs humains. Framatome a installé plus de 300 systèmes d’instrumentation et de contrôle-commande complets sur des réacteurs de tous types dans le monde.

Framatome assure la conception, le développement et la fabrication des assemblages de combustible pour des réacteurs à eau pressurisée, des réacteurs à eau bouillante et des réacteurs de recherche. La société intervient sur l’ensemble du processus : de la conception de l’assemblage à la production du zirconium et de ses alliages (un matériau clé dans la production de combustibles) en passant par la fabrication et les services associés, jusqu’aux interventions dans les centrales nucléaires.

L’entreprise réalise les calculs permettant d’améliorer la gestion et la performance de ses assemblages, tout en répondant aux exigences de sûreté les plus élevées. Plus de 226 000 assemblages de combustible de Framatome sont chargés dans plus de 100 réacteurs en exploitation dans le monde.

Framatome a acquis une expérience internationale au contact des autorités de sûreté pour tous les types de réacteurs existants dans le monde. L’entreprise vient ainsi en soutien aux exploitants dans leurs relations avec leur autorité de sûreté et dans l’application de la réglementation existante dans leur pays d’implantation.

En France, Framatome a développé une expertise dans l’application de l’arrêté relatif aux équipements sous pression nucléaires (ESPN).

La société met par ailleurs à disposition de ses clients internationaux des centres techniques où sont réalisés, chaque année, de nombreux essais pour qualifier leurs équipements. Elle les accompagne dans la préparation des études de qualification et dans la préparation de la documentation associée.

Framatome propose des solutions et des services innovants pour maintenir et moderniser les centrales nucléaires existantes ainsi que pour prolonger leur durée d’exploitation, tout en garantissant leur sûreté, leur performance et leur disponibilité. Framatome s’appuie sur plus de 60 ans d’expérience internationale appliquée à tous types de technologies et à la maintenance de plus de 300 réacteurs dans le monde. Ses équipes apportent leurs savoir-faire et leurs connaissances des exigences en matière de maintenance, de remplacement de composants, d’inspections et de contrôles, d’opérations de rechargement du combustible, ou encore d’optimisation de la gestion des arrêts des réacteurs pour maintenance. Ses activités couvrent notamment la gestion des équipements et des pièces de rechange, la modernisation du contrôle-commande et de l’instrumentation ainsi que les services de chimie et de radiochimie.

Framatome participe à la réalisation de projets de construction de réacteurs nucléaires, de la conception aux approvisionnements et à leur mise en service. Ses équipes sont mobilisées pour répondre aux standards de sécurité les plus stricts et pour satisfaire les demandes de ses clients en s’appuyant sur ses savoir-faire en conduite de projets complexes. Dans le cadre de nouvelles constructions, l’entreprise propose des solutions sur le périmètre de l’îlot nucléaire.

Framatome participe aux côtés d’EDF à la construction, à la mise en service et à la maintenance de 5 réacteurs EPR dans le monde : en France (Flamanville 3), en Chine (Taishan 1 & 2) et au Royaume-Uni (Hinkley Point C, 1 & 2).

EDF et Framatome ont une filiale d’ingénierie commune, Edvance, créée en 2017, dédiée aux projets de construction de nouvelles centrales nucléaires en France et dans le monde.

À la suite de la découverte d’un phénomène de corrosion sous contrainte affectant des tronçons de circuit primaire de certains réacteurs d’EDF, Framatome a fortement mobilisé ses ressources d’ingénierie et d’intervention en soutien au parc nucléaire français. De nombreux calculs ont été réalisés pour permettre à l’ASN de se prononcer sur la stratégie proposée par EDF en juillet 2022. Des réparations ont par ailleurs été réalisées par Framatome sur les réacteurs de Bugey 4 et Chooz B1.

Dans le cadre de sa stratégie d’intégration verticale, Framatome a procédé, en mai 2022, à l’acquisition de plusieurs filiales du groupe EFINOR, leader dans les métiers du soudage. Ces sociétés opèrent sur les secteurs de l’énergie nucléaire et navale de défense en France et au Royaume-Uni.

Par ailleurs, Framatome a renforcé, en juillet 2022, sa capacité à maîtriser les procédés de traitement thermique de détensionnement par l’acquisition de CETh, désormais filiale à 100 % du Groupe. Elle conforte ainsi son expertise sur l’ensemble des opérations associées au soudage.

Framatome a étendu son offre dans le domaine de la cybersécurité en prenant une participation majoritaire dans la société Cyberwatch, un éditeur français de logiciels de sécurité informatique.

Dans la cadre du déploiement des activités de sa marque Framatome Healthcare™, Framatome, a renforcé, via la co-entreprise ISOGEN 119, son partenariat avec Bruce Power et Isotope Technologies Munich (ITM). ISOGEN a annoncé au deuxième semestre 2022 le démarrage de la production commerciale de lutétium-177, un isotope médical utilisé pour les thérapies contre le cancer. Framatome est également entré en 2022 au capital de Global Morpho Pharma pour soutenir le développement de la médecine nucléaire et son engagement dans la lutte contre le cancer.

Framatome Défense™ a renouvelé avec Technicatome les accords de coopération qui les lient depuis 2017, réaffirmant ainsi la volonté de poursuivre leur partenariat dans la conduite de leurs activités industrielles liées à la défense nationale.

Pour assurer la pérennité et le développement des compétences essentielles à la réussite des programmes nucléaires de défense, le CEA, Framatome et Naval Group ont signé, le 23 février, un accord-cadre. Il porte sur des études et des expérimentations sur des matériaux mis en œuvre pour la propulsion nucléaire.

Framatome a largement contribué au plan France Relance. Plusieurs de ses projets innovants ont été lauréats au cours de l’année 2022.

Les deux installations nucléaires de base (INB) se trouvant sur le site Framatome de Romans (INB n° 63 et INB n° 98) ont été réunies par le décret n° 2021-1782 du 23 décembre 2021. L’installation regroupant ces 2 INB est dénommée INB 63-U : Usine de fabrication de combustibles nucléaires.

Comme en 2021, aucun événement majeur de sûreté ou de radioprotection n’est à déplorer sur le site de Framatome de Romans-sur-Isère. En 2022, ce site a déclaré 16 événements significatifs pour la sûreté (ESS) de niveau 0 sur l’échelle internationale INES, 4 ESS de niveau 1 et aucun de niveau 2. Un incendie s’est déclenché le 21 septembre 2022 à l’intérieur d’un atelier de Romans contenant de l’uranium, sans conséquence pour les travailleurs, le public ou l’environnement.

Les résultats 2022 détaillés sur la sûreté nucléaire sont publiés dans le rapport annuel établi par l’Inspecteur Général de la sûreté nucléaire ainsi que dans le rapport TSN du site de Romans-sur-Isère 121.

Des actifs dédiés ont été constitués pour couvrir les engagements nucléaires de long terme. Voir dans la section 6.1, la note 17.1 « Autres provisions pour déconstruction » de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2022.

Les moyens de production thermique présentent plusieurs atouts : une grande réactivité et flexibilité (démarrage rapide et modulation de la puissance), un coût d’investissement relativement faible et des délais de construction courts.

Ils constituent ainsi l’une des composantes importantes du mix électrique pour assurer, en temps réel, l’équilibre production/consommation. Ils répondent aux fluctuations de la consommation d’électricité et de la production des énergies renouvelables (solaire et éolien en particulier). Ils contribuent à assurer un niveau de tension et de fréquence adéquat sur le réseau. Ce rôle devrait aller grandissant avec l’insertion massive de moyens de production intermittents dans les systèmes électriques français et européen.

La production d’électricité générée par EDF à partir de son parc de centrales thermiques en France continentale a représenté, en 2022, 3,5 % de sa production totale d’électricité. Le parc dispose, à fin 2022, d’une puissance installée en fonctionnement de 4 945 MW.

La production thermique (énergie nette) a représenté 11,24 TWh en 2022 avec un fonctionnement plus élevé qu’en 2021 (10,53 TWh). En 2022, les tranches charbon ont fourni 1,64 TWh, les CCG 8,92 TWh et les turbines à combustion (TAC) 0,68 TWh.

L’enjeu pour ces moyens de production thermiques, sollicités de façon variable tout au long de l’année, est d’assurer une fiabilité et une disponibilité maximales. La capacité d’adaptation du parc à un fonctionnement soutenu a été démontrée. En particulier, les TAC ont été fortement sollicitées et ont affiché un très bon taux de réponse lorsqu’elles ont été appelées à fonctionner.

Entre 2013 et 2015, EDF a procédé à la mise à l’arrêt définitif de dix unités de production charbon. Il a rénové, entre 2014 et 2016, les trois unités de production de technologie plus récente situées au Havre (1 unité) et à Cordemais (2 unités) pour améliorer leur fiabilité et leur rendement.

EDF a procédé à l’arrêt définitif de la centrale du Havre au 1er avril 2021. Le dernier bilan prévisionnel de RTE a montré toutefois la nécessité de maintenir la centrale de Cordemais jusqu’en 2024, voire 2026 pour sécuriser l’équilibre offre/demande dans le Grand Ouest.

En 2022, un projet de construction d’une usine de black pellets (dite Ecocombust 2) porté par l’industriel Paprec a été initié dans le cadre de l’Appel à Manifestation d’Intérêt de l’ADEME et sous la coordination du délégué interministériel à l’accompagnement des territoires en transition énergétique. Sans attendre une éventuelle décision d’investissement de l’industriel Paprec dans Ecocombust 2, dans le cadre de la stratégie de décarbonation du groupe EDF, des travaux ont été engagés pour permettre un fonctionnement partiel de Cordemais à la biomasse dès l’hiver 2022-2023.

En 2022, le parc thermique d’EDF en France continentale a émis 5,32 millions de tonnes de CO2 (contre 5,70 millions de tonnes en 2021). Le contenu CO2 du kWh produit en 2022 s’élève à 473 g/kWh net (contre 535 g/kWh net en 2021). Cette baisse résulte d’une utilisation moins importante des tranches charbon dans le mix de production thermique d’EDF. Elles ont contribué à près de 15 % de la production du parc thermique en 2022 (contre 29 % en 2021). Pour rappel, en 2010, le contenu CO2 du kWh produit était de plus de 900 gCO2/kWh net.

En 2022, le parc thermique d’EDF en France continentale a émis 1,210 kt de SO2, 3,65 kt de NOx et 0,063 kt de poussières. Ramenés au kWh produit, les rejets de polluants ont été réduits, par rapport à 2010, de 5 fois pour les NOx, de plus de 25 fois pour le SO2 et de plus de 27 fois pour les poussières. Ces réductions drastiques d’émission ont été rendues possibles par :

À titre d’exemple, les tranches de Cordemais 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.

EDF a arrêté définitivement l’exploitation de sa dernière centrale thermique fonctionnant au fioul lourd, à Cordemais, au printemps 2018.

EDF a mis en service :

Cette modernisation du parc thermique permet de réduire les émissions atmosphériques de CO2, 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. La puissance installée du site de Martigues est de 930 MW. Son rendement est de plus de 50 %, nettement supérieur à celui des tranches thermiques charbon.

Le CCG de Bouchain présente des caractéristiques innovantes en termes de puissance (près de 600 MW atteignables en moins de 30 minutes) et de rendement (supérieur à 60 %). Il démontre également de bonnes performances environnementales. Les émissions de CO2 sont de l’ordre de 360 g/kWh, soit une division par presque 3 par rapport à celles de l’ancienne centrale charbon voisine arrêtée en 2015.

EDF a planifié l’ensemble des opérations de déconstruction des tranches arrêtées ou dont l’arrêt est programmé. Des provisions 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 122.

EDF a poursuivi en 2022 les travaux de déconstruction sur les installations mises en retrait définitif d’exploitation. Les principaux travaux réalisés ont concerné des opérations de désamiantage sur les tranches retirées d’exploitation de Cordemais et du Havre, et de déconstruction sur le site de Blénod (cheminées).

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 foncières, de potentiel de biodiversité ou de désartificialisation des sols). Elle tient compte des besoins du Groupe, tout en accompagnant les territoires dans le développement de nouvelles activités (mise en place de la Cleantech Vallée sur le site d’Aramon par exemple).

L’hydroélectricité est la première source d’électricité renouvelable et la deuxième source de production électrique derrière le nucléaire en France. Cette filière est importante pour le système électrique par sa flexibilité et son apport en termes d’équilibre et de sécurisation du réseau.

Au périmètre d’EDF, le parc compte 425 centrales à fin 2022, avec un âge moyen de 77 ans 123.

Au périmètre de la France continentale, les centrales se trouvent principalement dans les massifs montagneux des Pyrénées, des Alpes, du Massif central et du Jura, ainsi que sur le Rhin. L’ensemble représente une puissance installée d’environ 20,1 GW 124 soit 23 % de la capacité installée du parc d’EDF. L’énergie productible annuelle s’élève, en moyenne à plus d’une quarantaine de térawattheures.

Les différents aménagements hydroélectriques sont conçus pour optimiser l’exploitation de la ressource en eau des vallées, dans le cadre d’une gestion multi-usages de l’eau. Du fait de la taille et de la variété de son parc, EDF dispose d’aménagements capables de répondre à tous les types d’usages souhaités, en base ou en pointe. Ils offrent des leviers d’optimisation en raison de leur souplesse d’utilisation.

La production d’électricité d’origine hydroélectrique d’EDF en France continentale a été, en 2022, de 32,4 TWh 125. Elle représente, en 2022, 10,1 % de la production totale d’électricité d’EDF. Ce niveau de production est historiquement bas. Il résulte de l’effet conjugué d’une hydraulicité extrêmement déficitaire tout au long de l’année et d’une gestion prudente du remplissage des retenues pour contribuer aux besoins du système électrique en cas de forte tension de l’équilibre offre-demande.

Au périmètre de la France continentale, EDF a consacré, en 2022, plus de 526 millions d’euros au développement et à la maintenance de son parc pour un fonctionnement optimisé en toute sûreté.

Afin d’exploiter au mieux la souplesse de son outil de production hydraulique, EDF a engagé depuis de nombreuses années des programmes ambitieux d’automatisation, de conduite à distance des centrales hydrauliques et de gestion centralisée de vallée. Ces centrales représentent plus de 15,5 GW, soit environ 77 % de sa puissance hydraulique installée. Elles sont gérées à distance depuis des centres de téléconduite capables de modifier leur programme de fonctionnement, à tout instant, pour répondre aux besoins du système électrique et aux opportunités économiques du marché de l’électricité.

Afin d’améliorer la fiabilité des centrales, EDF surveille, depuis ses centres régionaux d’exploitation, les paramètres physiques des machines (température, vibration, etc.). Cette pratique permet de détecter, au plus tôt, toute dérive et d’éviter des incidents par une meilleure connaissance de l’état et du comportement en fonctionnement du matériel.

Sujette aux aléas climatiques de la ressource en eau, la production hydroélectrique peut varier significativement suivant les années. L’année 2022 se caractérise par une hydraulicité très déficitaire et une très bonne performance de production (disponibilité record des moyens de production à l’entrée de l’hiver). Cette dernière est liée à la mobilisation de l’ensemble des équipes pour assurer la disponibilité et la performance des moyens de production hydraulique dans un contexte de crise énergétique. Une attention particulière a été portée à la disponibilité sur le passage des hivers 2021/2022 et 2022/2023, et au développement de leviers pour offrir le maximum de puissance et d’énergie possible en cas de tension du système électrique sur l’hiver 2022/2023.

En anticipation des besoins liés au développement des énergies renouvelables variables (éolien, solaire), l’accent est mis sur l’accroissement de la flexibilité des moyens de production hydroélectrique et sur l’adaptation de la téléconduite des centrales.

EDF explore également d’autre pistes de production. Ainsi, en juin 2022, EDF Hydro a annoncé un investissement de 2 millions d’euros dans Sweetch Energy, une start-up spécialiste de l’énergie osmotique, afin de déployer cette technologie à grande échelle en France et à l’international. L’énergie osmotique est générée par la différence de salinité de l’eau douce des rivières et de l’eau salée de la mer lorsqu’elles se rencontrent.

EDF pratique une surveillance et une maintenance régulière des barrages qui contribuent à la sûreté hydraulique. La sûreté hydraulique est constituée de l’ensemble des dispositions prises lors de la conception des aménagements hydroélectriques et durant leur exploitation. Elle vise à assurer la protection des personnes et des biens contre les dangers liés à l’eau et dus à la présence ou au fonctionnement des ouvrages. Il s’agit d’une préoccupation majeure et permanente du producteur.

Elle comporte trois activités principales :

Voir également dans la section 2.2.4 le facteur de risque « 4E atteinte à la sûreté hydraulique ».

L’énergie hydraulique constitue un élément essentiel de la transition énergétique, à la fois par le caractère décarboné de sa production, mais aussi par sa flexibilité et sa capacité de stockage, sans commune mesure avec les autres moyens de stockage d’énergie. L’hydroélectricité joue aussi un rôle majeur dans la gestion de la ressource en eau sur les territoires, comme l’a démontré l’étiage sévère intervenu en 2022.

D’une durée initiale de 75 ans 128, la majeure partie des concessions échues avant 2012 a été renouvelée pour des durées de 30 à 50 ans.

En revanche, pour 31 titres de concession échus au 31 décembre 2022, correspondant à une puissance installée de plus de 3 260 MW, l’État n’a pas encore procédé à leur renouvellement. Depuis leur date d’échéance, ces concessions se trouvent sous le régime dit des « délais glissants ». La loi prévoit que lorsqu’à la date d’expiration du contrat de concession, une nouvelle concession n’a pas été instituée, ce titre est prorogé aux conditions antérieures jusqu’au moment où est délivrée la nouvelle concession. Ce régime permet ainsi d’assurer la continuité de l’exploitation jusqu’au renouvellement effectif 129.

Dans ce contexte, EDF exploite les installations qui lui sont concédées en alliant amélioration énergétique, prise en compte de la biodiversité et en particulier des milieux aquatiques, rémunération de l’État et des collectivités au travers de la redevance, et développement du territoire, tout en garantissant la sûreté et la sécurité d’exploitation.

La France a reçu deux mises en demeure de la Commission européenne (CE). Dans la première, datée du 22 octobre 2015, la CE considère que l’attribution et le maintien au bénéfice d’EDF de l’essentiel des concessions hydroélectriques en France constitueraient une infraction aux dispositions des articles 102 et 106 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE) qui conduirait à renforcer une position dominante d’EDF sur les marchés français de la fourniture d’électricité au détail. Par ailleurs, le 7 mars 2019, la CE a adressé à la France une seconde mise en demeure 130. La CE a invoqué une non-conformité au droit européen de la commande publique dans le cadre du renouvellement des concessions.

Voir également la section 2.2.1 « Régulation des marchés, risques politiques et juridiques » – facteur de risque 1B « Évolution du cadre législatif et réglementaire des concessions hydrauliques ».

EDF a engagé une dynamique de développement hydroélectrique s’inscrivant pleinement dans les objectifs fixés par la loi 131. La PPE vise, en France, à l’horizon 2030-2035, une augmentation de 1 GW de la capacité hydroélectrique « gravitaire » et une augmentation de 1,5 GW de la capacité hydroélectrique par des STEP.

Plusieurs leviers permettent de répondre à cette ambition :

EDF est soucieux de contribuer au développement durable et partagé des territoires, souvent ruraux, parfois isolés, situés à proximité des ouvrages de production hydroélectrique. EDF fonde sa relation au territoire en agissant en concessionnaire et exploitant responsable de ses ouvrages.

La relation d’EDF aux territoires hydrauliques s’articule autour de deux leviers principaux :

Les barrages exploités par EDF en France permettent le stockage de près de 7 milliards de mètres cubes d’eau à leur remplissage nominal. Outre son rôle de producteur hydroélectrique, EDF participe à la gestion durable de la ressource en eau.

EDF soutient les débits de nombreuses rivières l’été au bénéfice des milieux aquatiques et des autres usages de l’eau : eau potable, irrigation, activités sportives et de loisir en rivière. À titre d’exemple, les retenues du complexe Durance-Verdon et de Saint-Cassien (Alpes-Maritimes) ont joué un rôle fondamental, durant l’été 2022, pour l’irrigation des cultures en Provence. Moyennant une gestion énergétique réduite de ses aménagements dès le mois de mars, EDF a pu préserver des volumes dans ses retenues amont en soutien aux agriculteurs à l’aval. Voir également les sections 3.2.3.3.2.1 « la gestion de l’eau » et 3.2.3.3.2.2 « le respect des engagements ».

La gestion de l’eau est assurée en concertation avec les différentes parties prenantes via notamment des conventions avec les élus locaux, pêcheurs, agriculteurs, responsables de sites touristiques et industriels. EDF est, en effet, un acteur à part entière de la gouvernance de la gestion de l’eau dans les territoires. Il a ainsi mis en place une mission originale de « délégués coordonnateurs de bassin ». Elle permet d’organiser et d’assurer une présence de tous les métiers d’EDF dans les instances de l’eau comme les Comités de bassin ou les Conseils d’administration des Agences de l’eau pour le compte de l’UFE 134.

Par le biais de ses participations, le groupe EDF détient des parts en France (notamment via Dalkia) et à l’étranger dans plusieurs dizaines de réseaux de chaleur et d’installations électrogènes de petite taille utilisant essentiellement le bois comme combustible. Il s’engage depuis plusieurs années dans le développement de la méthanisation pour valoriser le biogaz produit, tant en cogénération qu’en injection directe dans le réseau de distribution de gaz naturel.

Pour développer cette forme d’énergie, EDF s’appuie d’une part sur sa filiale Électricité de Strasbourg. Elle opère deux installations industrielles en Alsace, l’une de chaleur sur le site de Rittershoffen, Ecogi, à destination d’un industriel local et l’autre de production d’électricité sur le site de Soultz-sous-Forêts.

D’autre part, Dalkia est spécialisée depuis plus de 40 ans dans la géothermie. Dalkia exploite plusieurs installations en France, en géothermie profonde et en géothermie de surface.

Hors hydraulique, l’engagement du groupe EDF en matière d’énergies renouvelables est porté en grande partie par sa filiale EDF Renouvelables. L’ensemble des sociétés d’EDF Renouvelables employait 4 514 personnes au 31 décembre 2022 en France et à l’étranger.

EDF Renouvelables s’inscrit dans la dynamique du marché en restant très présent dans l’éolien terrestre tout en accélérant dans les filières du solaire photovoltaïque et de l’éolien maritime.

Il poursuit également son développement dans le secteur du stockage, en cohérence avec le Plan Stockage d’EDF qui vise 10 GW de nouvelles capacités d’ici 2035, dont 4 GW de batteries de grande échelle.

EDF Renouvelables participe également au développement du Groupe dans l’hydrogène bas carbone afin d’atteindre les objectifs du Plan hydrogène visant 3 GW de projets d’hydrogène électrolytique dans le monde d’ici 2030.

Enfin, EDF est présent dans le secteur des énergies renouvelables réparties (solaire en toiture) sur le marché des particuliers et des clients entreprises. Il est présent tant en France (via la filiale EDF ENR) qu’à l’étranger, notamment aux États-Unis, en Chine, au Royaume-Uni et depuis 2021, au Vietnam et en Israël.

EDF Renouvelables s’inscrit dans une dynamique de forte croissance de ses capacités installées (10 % de taux de croissance annuel composé sur les cinq dernières années). Au 31 décembre 2022, il dispose d’une capacité installée brute de 18 536 MW, d’une capacité nette installée de 11 386 MW et de 6 576 MW bruts en cours de construction. Le portefeuille de projets représente 86 GW bruts 135 fin 2022.

Présent dans plus de 20 pays, EDF Renouvelables figure parmi les acteurs de référence du développement et de la production d’électricité issue des énergies renouvelables. Ses principales zones d’implantations historiques sont l’Amérique du Nord (États-Unis, Canada et Mexique) et l’Europe, à commencer par la France et le Royaume-Uni. EDF Renouvelables a par ailleurs engagé un rééquilibrage géographique de ses activités. Il renforce sa présence dans d’autres pays à fort potentiel pour le développement des énergies renouvelables tels que l’Afrique du Sud, le Brésil, la Chine, l’Inde, les Émirats arabes unis, l’Arabie Saoudite ou le Maroc.

EDF Renouvelables est un acteur intégré du secteur des énergies renouvelables. Il intervient sur l’ensemble de la chaîne de valeur. Ainsi, il est actif en amont dans le développement de projets, dans l’ingénierie lors de la construction de centrales électriques, et enfin dans l’exploitation et la maintenance des installations construites. Selon les cas, EDF Renouvelables développe des projets seul ou en partenariat. À fin 2022, il détient 71 % d’éolien, 28 % de solaire et 1 % de stockage 136 et a engagé un rééquilibrage technologique en accélérant son développement dans le solaire.

Dans le cadre de son modèle d’activité, le Groupe réalise également des opérations de développement-vente d’actifs structurés (DVAS). Elles consistent à céder, tout ou partie, des projets qu’il a construits à des tiers investisseurs. À ce titre, la capacité nette cédée sur l’année 2022 s’est élevée à 881 MW.

Pour un détail des activités renouvelables en Italie et de la Belgique, se reporter respectivement aux sections 1.4.5.2 « Italie » et 1.4.5.3.1 « Europe du Nord ».

Au cours de l’année 2022, EDF Renouvelables a poursuivi son développement dans l’éolien terrestre. Il totalise 10 119 MW bruts d’éolien terrestre en exploitation à fin 2022. Les mises en service ont atteint, sur l’année 2022, 925 MW bruts. Les parcs éoliens terrestres en cours de construction représentent 1 317 MW bruts au 31 décembre 2022.

EDF Renouvelables a poursuivi son développement en mettant en service deux parcs éoliens en 2022 pour un total de 20,8 MW de capacités installées, Varaize (8,8 MW) et Antezant (12 MW). Par ailleurs, près de 13 MW de projets éoliens ont été mis en construction. En 2022, EDF Renouvelables a poursuivi le repowering du parc de Tenesa en Corse (11,7 MW).

Il a lancé un financement participatif pour le parc éolien terrestre du Sud-Arrageois (21,6 MW) 137. Dans le cadre des appels d’offres de la CRE, il a remporté 3 projets éoliens pour un total de 32,4 MW.

EDF Renouvelables a signé les contrats de vente d’électricité (PPA) pour 20 ans des parcs éoliens situés sur les municipalités d’Umsombomvu, de Phezukomoya et de San Kraal, pour un total de 280 MW. Ces projets sont désormais en construction.

EDF Renouvelables, leader du consortium avec Masdar et Nesma, a mis en service le parc de Dumat Al Jandal. D’une capacité installée de 416 MW bruts, ce parc éolien est le premier d’Arabie saoudite et le plus puissant du Moyen-Orient. Depuis juillet 2022, le parc produit à plein puissance et fournit plus de 70 000 foyers en électricité d’origine renouvelable.

Implanté sur le territoire brésilien depuis 2015, EDF Renouvelables figure parmi les leaders du pays dans le secteur des énergies renouvelables. La troisième phase du parc éolien de Ventos da Bahia, dans l’État de Bahia, a été mise en service en 2022. Elle est composée de 33 éoliennes pour une puissance installée de 181,5 MW.

En outre, EDF Renouvelables a lancé la construction de la deuxième phase du parc éolien Serra do Seridó dans l’État de Paraíba, avec 41 turbines totalisant 237 MW. Sa mise en service est prévue en 2024.

La filiale brésilienne est également lauréate du projet éolien de Serra das Alma, à Bahia, dont la construction débutera en 2023.

EDF Renouvelables a mis deux nouveaux parcs éoliens en service au Texas : King Creek 1 et 2 pour un total de 393 MW.

EDF Renouvelables a remporté un projet éolien de 300 MW, SECI XII, dans l’état du Karnataka.

EDF Renouvelables et Mitsui & Co. Ltd., groupe international de trading et d’investissement avec un portefeuille d’activités diversifié, ont finalisé la construction du parc éolien de Taza (87 MW) dans le nord du Maroc. EDF Renouvelables a également lancé le repowering de son parc éolien de Koudia, dont la mise en service est prévue en 2024.

Deux projets d’EDF Renouvelables au Royaume-Uni, le parc éolien de Stranoch à Dumfries et Galloway et le parc éolien de Stornoway sur l’île de Lewis, ont obtenu leur Contract for Difference (CfD). Ensemble, ces parcs éoliens terrestres fourniront 300 MW d’électricité bas carbone et seront mis en service respectivement en 2025 et 2027.

L’éolien offshore représente pour EDF Renouvelables un axe fort de développement. L’entreprise est déjà présente sur le marché de l’éolien en mer à travers près de 19 GW bruts de projets en développement, en construction, en exploitation ou en gestion d’exploitation et maintenance. EDF Renouvelables est présent en Belgique, au Royaume-Uni, en France, en Irlande et plus récemment en Chine et aux États-Unis. L’entreprise, aux côtés de ses partenaires, construit près de 1,5 GW de projets.

EDF Renouvelables est le leader de l’éolien en mer avec 4 projets remportés sur 7 dans le cadre d’appels d’offres lancés par l’État français depuis 2011.

EDF Renouvelables mène par ailleurs un projet de parc pilote (Provence Grand Large) en mer Méditerranée basé sur la technologie de l’éolien flottant. Sa construction s’est poursuivie en 2022 avec l’assemblage des flotteurs 140. L’installation en mer du parc est prévue au premier semestre 2023. La mise en service est attendue fin 2023.

Le projet de Dunkerque d’une capacité installée de près de 600 MW, a été remporté en juin 2019 par un consortium constitué d’EDF Renouvelables et des sociétés Innogy (actuel RWE) et Enbridge. En 2021, suite au retrait de RWE du projet, EDF Renouvelables et Enbridge ont rehaussé leur participation dans le projet et détiennent désormais chacun 50 % des parts. Ce consortium en charge de la conception, la construction et l’exploitation-maintenance du futur parc et RTE, en charge du raccordement électrique, poursuivent la phase de concertation du projet, dans le prolongement du débat public organisé par la Commission particulière du débat public qui s’est tenu au quatrième trimestre 2020. La mise en service du parc est attendue en 2028.

EDF Renouvelables a été présélectionné pour un projet éolien en mer posé situé en Normandie lancé par le gouvernement en 2021. Il a également été présélectionné pour trois parcs éoliens en mer flottants, l’un dans le Sud de la Bretagne (sélection en 2021) et deux autres au large de la Méditerranée (sélection en 2022).

EDF Renouvelables a constitué fin 2018, avec Shell New Énergies U.S. LLC (Shell), une joint-venture codétenue à parité, la société Atlantic Shores Offshore Wind, LLC. Elle a pour objet de développer des éoliennes en mer, sur un site au large du New Jersey (WEA), dans le cadre d’un bail délivré par les autorités fédérales américaines. En juin 2021, la joint-venture a remporté un contrat de vente d’électricité (PPA) pour une capacité de 1,5 GW de capacité à développer. En juillet 2022, la joint-venture a remporté une nouvelle zone maritime au large de l’état de New York dans le cadre d’une vente aux enchères de l’État fédéral pour y développer 1,5 GW de projet 141.

EDF Renouvelables a poursuivi en 2022 la construction du parc éolien en mer « Neart na Gaoithe » en partenariat avec la compagnie d’électricité irlandaise ESB. Ce projet de 450 MW est situé dans l’estuaire du Forth sur la côte est de l’Écosse. Sa mise en service est prévue en 2024.

EDF Renouvelables a accéléré son développement dans le solaire photovoltaïque. À fin 2022, la capacité solaire installée s’élève à 6 722 MWc bruts (3 194 MWc nets), en augmentation de 603 MWc nets, soit + 23 %, par rapport à fin 2021.

EDF Renouvelables dispose par ailleurs d’un portefeuille de projets solaires en cours de construction de 3 526 MWc bruts.

EDF Renouvelables a structuré sa démarche afin de contribuer au Plan solaire lancé par le Groupe en décembre 2017. EDF déploie une stratégie couvrant tous les segments de marché. Elle repose sur un modèle intégré allant du développement des projets jusqu’à leur exploitation, sur la recherche de l’excellence industrielle et sur un investissement soutenu dans l’innovation. Cette stratégie s’appuie sur la R&D d’EDF et sur le maillage territorial des équipes d’EDF dédiées aux collectivités et aux entreprises. Les terrains ciblés prioritairement sont des sites dits « dégradés ». Il s’agit de friches industrielles, de sites pollués, délaissés ou d’anciennes carrières. Ces sites peuvent bénéficier d’une seconde vie avec le développement de projets photovoltaïques. L’entreprise cherche également à développer des projets solaires agrivoltaïques.

EDF Renouvelables a mis en service 17 centrales solaires en 2022 pour un total de 134,7 MW et a lancé la construction de centrales solaires pour 264 MW nets de capacités. Son portefeuille de projets solaires en France comprend 570 MWc de projets autorisés à fin 2022.

EDF Renouvelables a remporté un total de 141 MWc de capacité solaire au sol dans le cadre de l’appel d’offres de la CRE de 2022.

L’innovation vient également en soutien du développement du solaire photovoltaïque avec :

Certains projets font l’objet d’une campagne de financement participatif qui permet d’associer des habitants de la région au financement des projets concernés. C’est le cas de 19 centrales en 2022.

EDF Renouvelables a signé un accord avec le groupe Anglo American pour créer leur joint-venture Envusa Energy, et lancer un pipeline de plus de 600 MW de projets éoliens et solaires dont la construction devrait débuter en 2023 144. D’ici 2030, Envusa Energy vise une capacité installée comprise entre 3 et 5 GW.

South Jeddah, d’une capacité de 300 MW, est le premier projet solaire d’EDF Renouvelables en Arabie saoudite. L’avancement de l’installation des panneaux a atteint 68 % et le projet a déjà produit son premier MWh. Le projet sera entièrement construit au deuxième trimestre 2023.

Après avoir mis en service en 2021 les centrales solaires de Maverick 6 et 7 en Californie pour un total de près de 310 MW, EDF Renouvelables Amérique du Nord a mis en service en 2022 les centrales d’Arrow Canyon (275 MW) et de Holliday Creek (117 MW).

La construction des centrales solaires de Fox Squirrel (753 MW) et Desert Quartzite (377 MW) a également été lancée en 2022 pour un total de plus de 1 GW. Enfin, EDF Renouvelables et Ameren Missouri ont annoncé avoir conclu un accord pour le projet solaire Huck Finn d’une capacité installée de 200 MW dont la mise en service est prévue en 2024.

Le consortium constitué d’EDF Renouvelables et du chinois Jinko Power Technologie Co. Ltd. poursuit la construction du projet photovoltaïque d’Al Dhafra dont la mise en service est attendue en 2023. La future centrale solaire sera implantée à 35 kilomètres au sud d’Abu Dhabi. D’une capacité installée de 2 GW, elle représente l’un des plus puissants projets solaires au monde. Elle alimentera en électricité l’équivalent de 160 000 foyers locaux chaque année.

EDF Renouvelables développe son activité solaire au travers d’EDEN Renewables India, la filiale commune créée à cet effet en 2016 avec Total EREN 145. EDEN finalise la construction de la centrale photovoltaïque de SECI III (450 MW) au Rajasthan dans le nord de l’Inde.

EDF Renouvelables est entré au capital de SkyX Energy, une entreprise développant du solaire en toiture au Vietnam.

En 2021, EDF Renouvelables a été lauréat d’un appel à candidatures de la municipalité de Netanya pour développer du solaire en toiture. En 2022, 22 projets ont été connectés au réseau et 26 projets sont en cours de construction. Au total, d’ici 2024, 50 MW seront connectés.

Plus largement, en 2022, EDF Renouvelables a mis en service 10 centrales solaires en Israël pour un total de plus de 100 MW, dont trois centrales solaires flottantes. Deux centrales solaires dont une flottante (Burgata), en construction, doivent être mises en service en 2023 146.

Le parc solaire de Sutton Bridge, d’une capacité de 49,9 MW, est en cours de construction. Il s’agit du premier grand projet solaire d’EDF Renouvelables au Royaume-Uni 147. La filiale a également signé un accord avec Network Rail pour le développement du parc solaire Bloy’s Grove dans le Norfolk d’une capacité de 49,9 MW. Il couvrira environ 15 % de la consommation annuelle en énergie de Network Rail. Ce projet s’inscrit dans le cadre du partenariat existant entre Network Rail et le groupe EDF au Royaume-Uni pour l’approvisionnement en énergie de traction.

EDF Renouvelables, en sa qualité d’acteur intégré, assure l’exploitation et la maintenance de la plupart de ses installations. Cette activité, dédiée en priorité aux actifs éoliens ou solaires du groupe EDF, est également exercée pour compte de tiers. Dans le monde, EDF Renouvelables exploite 17,4 GW à fin décembre 2022 avec plus de 1 000 experts, ingénieurs et techniciens répartis sur neuf pays. EDF Renouvelables est un acteur historique de l’exploitation-maintenance en Amérique du Nord où il gère plus de 13 GW. Ses positions en Europe et dans le reste du monde dépassent les 4 GW à fin 2022.

Cette activité est rythmée par la mise en service de nouveaux parcs et par la stratégie d’exploitation définie, au cas par cas, en fonction des technologies et des régions. L’objectif est de rechercher une efficacité maximale sur chaque parc, en lien avec les fournisseurs, sur toute la durée de vie, prévue ou étendue.

Dans ce but, EDF Renouvelables s’est doté d’un centre de supervision de la maintenance prédictive (e-Diagnostic Center). Il s’appuie sur des expertises spécifiques internes centralisées et coordonnées avec la R&D du groupe EDF. Ce centre vient compléter le dispositif de suivi et de conduite à distance des parcs. Il est constitué de deux centres de supervision en temps réel situés en France (Colombiers) et en Californie (San Diego).

Par ailleurs, EDF Renouvelables détient plusieurs centres de maintenance en Europe : en Belgique, en Grèce, au Royaume-Uni, et en France. Ces entités d’exploitation-maintenance sont destinées à positionner les équipes d’intervention au plus près des parcs éoliens ou solaires. En 2022, EDF Renouvelables a ouvert son second centre d’exploitation et de maintenance éolien en mer en France à Fécamp (le premier à Saint-Nazaire a été inauguré en 2021). Une centaine de techniciens de maintenance y travailleront en 2023 pour exploiter le futur parc éolien en mer de Fécamp.

En novembre 2022, EDF Renouvelables a cédé sa filiale spécialisée dans l’exploitation-maintenance de parcs éoliens en mer en Allemagne, Offshore Wind Solutions GmbH (OWS), à Emden.

EDF ENR intervient en qualité d’acteur intégré de la production photovoltaïque décentralisée. EDF ENR assure la conception, le développement, la réalisation et l’exploitation-maintenance des installations en toiture ou sur ombrières de parking. Filiale à 100 % du Groupe, la société commercialise en France et sur les territoires d’Outre-Mer, au travers de sa filiale Sunzil, des offres solaires photovoltaïques destinées aux clients particuliers, professionnels ou collectivités. Avec plus de 60 000 installations réalisées, EDF ENR occupe aujourd’hui une position de leader. Sur le marché résidentiel, elle réalise près de 25 % de l’ensemble des installations en autoconsommation en France. Sur le marché des professionnels, l’offre s’intègre au catalogue « EDF Solutions Énergétiques ».

Par ailleurs, EDF Renouvelables Technologies, filiale à 100 % d’EDF Renouvelables, est présent dans l’amont de la filière. La société détient 100 % d’EDF ENR PWT (marque Photowatt) qui conçoit et fabrique des modules photovoltaïques. Elle s’appuie sur la technologie du silicium cristallin monolike pour différents types d’application (de l’équipement résidentiel aux centrales au sol). Photowatt déploie un modèle industriel centré sur la production bas carbone de lingots et de plaquettes de silicium « wafers » de haute technologie. Par ailleurs, Photowatt se concentre sur ses activités de R&D, en lien avec la R&D du groupe EDF et des centres de recherche comme l’INES ou l’Institut Photovoltaïque de l’Île-de-France.

EDF Renouvelables mène une stratégie de croissance aux États-Unis sur le marché de l’énergie décentralisée. Depuis 2016, plusieurs acquisitions et partenariats ont permis de développer cette activité (acquisition en 2016 de la société Global Ressources Options, Inc. (groSolar) et partenariat en 2018 avec EnterSolar).

En 2019, EDF Renouvelables en Amérique du Nord a acquis PowerFlex Systems en vue d’accélérer le déploiement à grande échelle des infrastructures pour véhicules électriques aux États-Unis. PowerFlex est une société pionnière dans le domaine des technologies de recharge basée à Los Altos en Californie.

EDF Renouvelables en Amérique du Nord a conclu en 2018 un partenariat stratégique avec EnterSolar. Il est entré au capital de la société à hauteur de 50 %. En 2021, il a acquis les 50 % restants d’EnterSolar et a regroupé toutes les activités décentralisées « derrière le compteur » sous la marque PowerFlex. Le regroupement des solutions énergétiques pour les entreprises et les industries permet à PowerFlex de proposer aux clients un ensemble autonome ou groupé, de solutions solaires sur site, de stockage sur batteries, de recharge de véhicules électriques, de microréseaux et de systèmes de gestion de l’énergie.

En décembre 2022, PowerFlex a annoncé un investissement de 100 millions de dollars de la part de Manulife Investment Management, entrant au Conseil d’administration en tant qu’actionnaire minoritaire 148. PowerFlex est aujourd’hui l’un des plus grands développeurs et installateurs de solaire commercial aux États-Unis, avec plus de 400 MW mis en service. La société a déployé et exploite près de 10 000 chargeurs.

EDF Renouvelables contribue au Plan Stockage lancé par le Groupe en 2018. Dans un contexte marqué par une croissance forte de la production d’énergies renouvelables et par la fermeture de grandes installations électriques, la technologie de stockage par batteries, alliée à un système de pilotage intelligent, contribue à lisser la production du réseau électrique national. Dans ce contexte, par le biais de ses filiales, EDF Renouvelables développe des systèmes innovants de stockage aux États-Unis, au Royaume-Uni, en Allemagne, en France et en Afrique du Sud.

EDF Renouvelables a également lancé une nouvelle activité « microgrid » avec des projets solaires équipés d’un système de stockage par batteries et connectés à un réseau local d’une zone reculée (zones désertiques, insulaires).

En septembre 2021, EDF Renouvelables et son partenaire Perpetua Holding ont remporté un projet innovant en Afrique du Sud. Il associe les technologies solaire, éolienne et de stockage par batteries. Ce projet appelé Umoyilanga se compose d’un parc éolien de 77 MW et d’une centrale solaire de 138 MW, chacun étant équipé d’un système de batteries.

EDF Renouvelables développe et construit des systèmes de stockage rattachés à des projets solaires.

En 2022, EDF Renouvelables en Amérique du Nord a mis en service 2 systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS) en 2022 : Maverick 6 (50 MW) et Big Beau (40 MW). Au total, la filiale comptabilise 3 projets installés pour un total de 125 MW.

En juin 2021, EDF Renouvelables en Amérique du Nord a remporté 3 contrats à long terme de la part de l’Autorité de recherche et de développement énergétique de l’État de New York (NYSERDA) pour 3 projets solaires. Ces projets solaires et de stockage représentent une capacité cumulée d’un gigawatt (GW).

EDF Renouvelables, via sa start-up Pivot Power 149, a ouvert en juillet 2022 le centre de recharge de véhicules électriques le plus puissant d’Europe, l’Energy Superhub Oxford. Le projet fait partie d’un réseau national d’Energy Superhubs développé par Pivot Power qui combine des batteries connectées au réseau de transport et une infrastructure électrique pour la recharge des véhicules électriques. L’objectif est de favoriser les énergies renouvelables et d’accélérer la décarbonisation des transports. Dans un premier temps, le centre offrira une recharge rapide pour 42 véhicules.

EDF Renewables UK a commencé en août 2022 la construction d’un nouveau site de batteries de 50 MW/100 MWh sur le site d’Energy Superhub Coventry, capable d’alimenter 100 000 foyers en énergie pendant deux heures. La batterie devrait être opérationnelle en 2023.

Pivot Power, filiale d’EDF Renouvelables, a obtenu en mars 2022 les autorisations pour deux nouvelles installations de stockage par batteries à Sundon (Luton) et à Indian Queens dans les Cornouailles. La construction de l’installation de stockage par batteries lithium-ion de 50 MW/100 MWh à Sundon devrait commencer début 2023 pour une connexion au réseau d’ici la fin de l’année 150.

Depuis le 1er juillet 2007, l’ouverture du marché français de la commercialisation d’électricité et de gaz est totale. Chaque client peut choisir son fournisseur d’énergie.

Sur les marchés du gaz et de l’électricité, de nombreux fournisseurs proposent des offres aux entreprises et aux collectivités depuis le début des années 2000. Pour les clients particuliers, la concurrence s’est notablement renforcée depuis 2017 avec le lancement dans la fourniture de gaz et d’électricité d’acteurs bien installés dans d’autres activités ou zones géographiques.

Pour approvisionner leurs clients, les fournisseurs alternatifs ont eu recours, en 2022, selon le cas, à leurs propres capacités de production, au marché de gros de l’électricité ainsi qu’à l’ARENH.

Au guichet de novembre 2021 la demande des fournisseurs alternatifs pour livraison en 2022 a atteint 160,33 TWh pour un volume d’ARENH à distribuer de 100 TWh. Le 13 janvier 2022, compte tenu du contexte de hausse des prix de l’électricité, le gouvernement français a annoncé une attribution supplémentaire à titre exceptionnel de 20 TWh de volume d’ARENH pour 2022, à un prix de 46,2 €/MWh.

Au guichet de novembre 2022, la demande des fournisseurs alternatifs a atteint 148,30 TWh pour les livraisons d’ARENH en 2023.

En 2022, certains fournisseurs alternatifs ont quitté le marché volontairement ou ont réduit leur offre commerciale, d’autres ont fait l’objet d’une liquidation judiciaire. Dans ce contexte, EDF a repris des parts de marché, dans tous les segments de clients.

Voir la section 1.4.3.3 « Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH) », ainsi que le risque 1A des « Facteurs de risques et cadre de maîtrise » de la section 2.2.1 « Évolutions des politiques publiques et du cadre réglementaire en France et en Europe, en particulier ARENH ».

Concernant les modifications du cadre législatif et réglementaire et les mouvements tarifaires de l’année des TRV d’électricité en France (anciennement « tarifs bleus »), voir la note 5.1.1 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2022 à la section 6.1.

Depuis l’entrée en vigueur de la loi énergie climat, la situation pour l’électricité, par catégorie de clients, est la suivante :

En France, les clients résidentiels et non résidentiels éligibles au TRV peuvent également choisir une offre de marché proposée par tout fournisseur, y compris EDF.

À l’exception des clients raccordés directement au réseau de transport, qui doivent impérativement souscrire des contrats distincts pour la fourniture et l’acheminement, tous les autres clients peuvent conclure un contrat unique avec le fournisseur de leur choix. À ce titre, un commissionnement est versé par le distributeur à tout fournisseur qui offre un contrat unique à ses clients puisqu’il remplit, ce faisant, des prestations de gestion de clientèle pour le compte du distributeur.

La qualité de la fourniture, qui est de la responsabilité du distributeur, est suivie régulièrement dans le cadre des contrats avec les distributeurs. EDF suit l’impact des coupures et de la qualité de la fourniture sur ses clients ainsi que leur satisfaction. L’objectif est de travailler avec le distributeur dans une démarche d’amélioration continue.

La Direction Commerce d’EDF regroupe l’ensemble des activités de vente d’électricité, de gaz et de services associés en France métropolitaine continentale. Elle assure également toutes les activités de gestion clientèle, notamment la gestion des demandes clients arrivant par tous les canaux (téléphone, courriel…), la gestion des réclamations, la facturation et le recouvrement. Ces activités concernent tous les segments de clients : particuliers, professionnels, entreprises et collectivités. Pour les plus grands clients (industriels et tertiaires), les prestations de services énergétiques sont commercialisées et réalisées principalement par Dalkia, filiale d’EDF.

Pour réaliser ses activités, la Direction Commerce s’appuie sur des fondamentaux reconnus :

EDF est devenu, en 2021, le premier énergéticien à obtenir la certification « Relation Client France » mise en place par l’Association Française de la Relation Client (AFRC) et l’Association Pro France. Cette certification reconnaît les entreprises françaises qui font le choix d’implanter l’intégralité de leur service client en France et qui s’engagent dans les territoires au travers d’actions dans les domaines de l’insertion locale, de la formation et de l’inclusion.

La satisfaction comme la confiance des clients particuliers sont une priorité pour EDF. Environ 9 clients sur 10 sont satisfaits de la relation après un contact téléphonique avec EDF. EDF compte parmi les entreprises préférées des Français. Les baromètres d’image montrent que 2 clients sur 3 font confiance à EDF pour les accompagner dans la maîtrise de leurs consommations énergétiques. Dans le rapport annuel du Médiateur de l’énergie publié en mai 2022, EDF présente un des plus faibles taux de litiges. L’expérience client offerte est à la fois humaine (via ses conseillers tous basés en France et joignables par téléphone et t’chat) et numérique (espace client, t’chat, web call back, application mobile, solutions numériques, réseaux sociaux…).

EDF fournit de l’électricité au TRV et propose aussi une gamme complète d’offres de marché en électricité, adaptées aux attentes et profils de consommation des clients. Cette gamme est structurée autour de deux types d’offres :

EDF propose une gamme d’offres de marché en gaz. EDF accompagne ses clients dans la maîtrise et la réduction de leurs consommations et donc des émissions en CO2. L’offre « Avantage Gaz » propose un prix du kWh 151 fixe pendant quatre ans. L’offre « Avantage Gaz Durable », en plus des caractéristiques de l’offre « Avantage Gaz », intègre une compensation carbone partielle. L’offre « Avantage Gaz Connecté » donne aux clients la possibilité de piloter leur chauffage à distance grâce à l’achat d’un thermostat connecté. Une nouvelle offre, « Avantage Gaz Optimisé », indexée sur le Tarif Réglementé du Gaz, a été lancée pour permettre aux clients de bénéficier du bouclier tarifaire.

EDF, avec l’appui de ses filiales, notamment IZI Solutions et IZI Confort, promeut l’installation de pompes à chaleur, en remplacement des chaudières gaz, permettant d’assurer l’électrification des usages en cohérence avec sa raison d’être.

En lien avec ses offres de fourniture, EDF accompagne ses clients pour qu’ils puissent suivre, comprendre et ainsi réduire leurs consommations d’énergie dans la durée. L’objectif est de les inciter à réaliser des économies d’énergie avec les solutions numériques « Mes Éco et Moi » 152. Les clients qui consultent plus de 2 à 3 fois par mois leur outil de suivi de consommation peuvent ainsi réaliser en moyenne 10 % d’économies sur leurs factures 153. L’application « EDF & Moi » rencontre un succès croissant, avec 170 millions de visites sur l’année 2022.

En 2022, EDF a relancé sa gamme de services d’assistance, en partenariat avec AXA. Nommée « Assistance Dépannage », elle est déclinée en cinq forfaits pour bénéficier d’un dépannage rapide. EDF commercialise également, en partenariat avec AXA, une offre d’assurance facture. Cette offre a été repositionnée et enrichie en 2021 avec « Assurénergie+ ». En cas d’accident de la vie, le client reçoit une indemnité égale au montant mensuel estimé de ses factures d’énergie lors de la souscription, pendant un an maximum et dans la limite des plafonds contractuels. En complément, il bénéficie de services d’aide à la personne adaptés à la situation pour faciliter le quotidien.

Lancée par EDF en 2019, la plateforme de services de proximité « IZI by EDF » s’est affirmée comme acteur de la rénovation énergétique et de la mobilité électrique. Voir la section 1.4.6.1.4 « Les autres activités de services du groupe EDF » – « IZI by EDF ».

Dans le cadre du dispositif « Coup de Pouce Chauffage » 154, EDF a lancé son offre « Mon chauffage Durable » dès janvier 2019. L’offre permet de remplacer un moyen de chauffage vieillissant et émetteur de CO2 par un chauffage performant, comme la pompe à chaleur. Depuis mars 2022, EDF propose également, via ses partenaires, un nouveau coup de pouce pour la rénovation globale. Cette offre accompagne les ménages vers la rénovation énergétique de leur logement dans sa globalité en privilégiant la réalisation coordonnée d’un bouquet de travaux plutôt qu’une succession d’opérations individuelles.

Depuis 2020, EDF met à disposition de ses clients un assistant déménagement, « Check ». Proposé sous forme de webapp, Check fait bénéficier ses utilisateurs d’une check-list personnalisée pour ne rien oublier et déménager sereinement. Les clients ayant souscrit un contrat d’énergie auprès d’EDF ont aussi accès à des bons plans négociés avec des partenaires de premier plan en lien avec le déménagement, l’électroménager, la décoration ou encore les travaux.

EDF investit dans l’open innovation avec « EDF Pulse & You », une plateforme numérique et collaborative de co-construction avec les internautes et les start-up. Cette plateforme permet notamment de co-construire des solutions autour des objets connectés, d’améliorer des interfaces d’applications ou d’accélérer l’acceptabilité sociale autour des mobilités douces.

Afin de démocratiser l’accès au crowdfunding 155, EDF a lancé, en 2021, un portail web dédié aux investissements participatifs pour la transition énergétique soutenus par le Groupe en France, en partenariat avec des opérateurs de crowdfunding agréés. Il est accessible à partir de la plateforme « EDF Pulse & You ».

EDF, en tant qu’acteur obligé de la réglementation relative aux Certificats d’Économie d’Énergie, encourage les particuliers à réaliser des économies d’énergie. Elle promeut notamment la rénovation énergétique de l’habitat via ses réseaux de « Partenaires Économies d’Énergie » et de distributeurs. En outre, via le site www.prime-energie.edf.fr, tous les particuliers peuvent directement recevoir une prime financière de la part d’EDF, après avoir réalisé des travaux d’efficacité énergétique à leur domicile 156.

La solidarité est au cœur des valeurs d’EDF qui mène, depuis près de 30 ans, une politique dédiée aux clients démunis. Ainsi, EDF s’est engagé, fin 2021, à accompagner ses clients particuliers en situation d’impayés en mettant fin aux coupures d’alimentation en électricité tout au long de l’année. Avec cette mesure, EDF va plus loin que les obligations réglementaires en dehors de la période de trêve hivernale 157 en remplaçant la coupure par une limitation de puissance à 1 kVA. Cette mesure ne s’applique pas en cas d’impossibilité physique ou technique de limiter la puissance de l’alimentation électrique du logement. Voir la section 3.3.4 « Précarité énergétique et innovation sociale ».

Dès l’été 2022, le contexte énergétique de la France a amené le gouvernement à solliciter les différents énergéticiens pour mettre en place des actions afin de déployer une politique de sobriété énergétique. Cette politique s’inscrit en parfaite cohérence avec la raison d’être d’EDF. Ainsi EDF a assuré la mise en place d’un plan sobriété d’envergure, présenté en conférence de presse le 10 octobre 2022. Il s’articule autour de 3 axes pour le marché résidentiel :

EDF a adressé plus de 50 millions de mails et courriers sur la fin d’année 2022 générant une forte hausse des sollicitations de la part de ses clients. Près de 1 500 conseillers ont été spécifiquement formés sur ces sujets, notamment sur TEMPO, pour accompagner et répondre à leurs demandes.

EDF souhaite ancrer durablement la sobriété dans le quotidien de ses clients et a ainsi développé de nouveaux dispositifs et offres, comme l’éco challenge pour ses clients en offres de marché 159. Ce challenge, lancé en décembre 2022, invite les clients inscrits à s’engager dans une démarche de maîtrise de leur consommation. Ceux qui auront réduit de 10 % leur consommation d’électricité sur la période hivernale 22-23 par rapport à l’hiver précédent seront récompensés avec une carte cadeau éco-responsable ou pourront offrir leur récompense à la Fondation Abbé Pierre, avec un abondement à 100 % par EDF.

Acteur ancré dans les territoires, EDF accompagne ses clients Entreprises et Collectivités dans leurs ambitions en matière de performance durable, de compétitivité et de décarbonation en lien avec l’objectif national de neutralité carbone. EDF propose une large gamme d’offres de fourniture d’électricité et de gaz ainsi que des offres de services.

EDF propose des contrats simples de fourniture d’électricité et de gaz associés à des services de gestion et des conseils sur les éco-gestes. Pour les clients ayant des consommations plus importantes, il est possible de personnaliser leur contrat (durée, prix fixe ou indexé) en fonction de leurs attentes et de la visibilité de leurs budgets. Enfin, EDF accompagne les clients ayant les plus fortes consommations avec des offres personnalisées et une valorisation de leur capacité d’effacement le cas échéant.

À travers la structure de ses offres, EDF incite ses clients à optimiser leurs consommations et les déplacer vers les heures de moindre tension du système électrique. Il propose, par exemple, une différenciation des prix entre heures pleines et heures creuses, ou entre prix d’été et prix d’hiver. Pour les clients professionnels, EDF propose notamment une offre innovante à prix réduits le soir après 20 heures, ainsi que les week-ends et jours fériés.

EDF dispose d’une gamme enrichie de solutions et services à destination de tous les clients en électricité ou gaz, grandes ou petites entreprises. Il s’agit par exemple du suivi en ligne des consommations, de la dématérialisation des factures, de l’assistance-dépannage et de conseils (participation à la sobriété énergétique, optimisation de la puissance souscrite, audits et conseils énergétiques, aide à la mise en œuvre de la certification ISO 50001, etc.). Ces offres s’adressent notamment aux clients souhaitant s’engager dans un système de management de l’énergie.

En complément, EDF propose des offres autour du génie électrique visant à sécuriser les installations électriques intérieures des clients.

EDF a mis en place des offres de service qui accompagnent les clients dans l’optimisation de leurs factures, l’efficacité énergétique et dans leurs objectifs de décarbonation. En particulier :

EDF accompagne ses clients dans leurs projets de mobilité électrique en lien avec sa filiale IZIVIA. Elle propose des conseils d’aide au dimensionnement des installations de bornes électriques de recharge et des services associés. EDF a par ailleurs noué plusieurs partenariats avec des constructeurs et des leaders du secteur automobile.

EDF encourage ses clients industriels, tertiaires et collectivités à faire des économies d’énergie au travers de la réalisation de travaux :

EDF participe à la lutte contre la précarité en accompagnant les bailleurs sociaux dans la rénovation de leur parc immobilier et la diffusion des éco-gestes auprès de leurs locataires.

Par ailleurs, au travers des financements de programmes CEE, EDF participe notamment à :

EDF contribue également par le biais des programmes au fonds de garantie pour la rénovation énergétique 160.

Depuis de nombreuses années, EDF place la satisfaction de ses clients au cœur de ses priorités. Dans un contexte en forte évolution, EDF a conduit des transformations majeures pour améliorer significativement, et en continu, l’expérience client et la qualité de service délivrée.

Des dispositifs de mesure de la satisfaction sont mis en place aux différentes étapes de la relation avec les clients mais aussi auprès des clients qui n’ont pas sollicité EDF. Le but est de mesurer leurs attentes dans les domaines de la fourniture d’énergie, de services, d’informations et d’accompagnement, afin de mettre en place des plans d’actions lorsque cela est nécessaire. Ces démarches ont abouti à une augmentation significative de la satisfaction des clients sur quasiment tous les segments dans les 5 dernières années.

En matière de transition énergétique, EDF répond de manière adaptée aux besoins des collectivités et établissements publics à décision décentralisée (hôpitaux, universités et grandes écoles, chambres de commerce et d’industrie, CROUS, ports et aéroports). Le groupe EDF agit dans les domaines suivants :

En 2022, en matière de satisfaction globale, plus de 9 clients sur 10 sont satisfaits ou très satisfaits.

S’agissant de la maîtrise des consommations d’énergie, des conventions sont signées avec des collectivités territoriales. Elles visent à les accompagner sur leur territoire dans la réalisation d’actions spécifiques en matière de transition énergétique et d’énergies renouvelables. Un dispositif d’accompagnement destiné aux bailleurs sociaux vise à améliorer l’efficacité énergétique des logements sociaux et permet à EDF de produire des CEE. En 2022, 232 071 logements sociaux ont fait l’objet d’un accompagnement pour des travaux de rénovation.

Les villes et territoires doivent concilier attractivité territoriale et développement responsable. Le groupe EDF répond aux besoins des acteurs du développement des territoires. Il identifie les différentes solutions et services énergétiques possibles, compte tenu des caractéristiques techniques et économiques des projets. L’objectif est de les accompagner dans la transition énergétique et la décarbonation de leurs usages. En région, 45 Directeurs de Développement sont présents sur l’ensemble des territoires. L’objectif est de répondre au mieux aux besoins des métropoles, communautés urbaines, villes moyennes et rurales.

Le groupe EDF a développé une gamme d’offres de conseil qui permet de :

Une attention particulière est portée à la protection des données clients d’EDF, et plus globalement à la protection de son patrimoine informationnel. Elle vise notamment la conformité des traitements des données à caractère personnel en application du règlement général sur la protection des données (RGPD). Des contrôles réguliers sont réalisés chaque année, tant sur la protection du patrimoine que sur la sécurité des systèmes d’information.

EDF maintient à jour une classification des informations et documents en regard de leur confidentialité afin de mettre en œuvre les mesures de sécurité les plus adaptées. L’ensemble des conseillers clientèle est régulièrement sensibilisé et formé afin de pouvoir répondre aux demandes relatives à la protection des données personnelles et notamment l’exercice des droits. Les plus complexes sont gérées conjointement avec le Délégué à la Protection des Données (DPO).

La gestion de l’équilibre offre/demande d’électricité au sein d’EDF se décline jusqu’au temps réel, dans le cadre fixé par les politiques de risques, élaborées conformément aux directives de la Direction du Contrôle des Risques du Groupe et validées par le Comité exécutif d’EDF. Voir également dans la section 2.2.2 le facteur de risque 2A « Risque marchés énergies ».

Les aléas climatiques sont dimensionnants pour cette gestion. Ainsi, une baisse de la température de 1 °C en hiver entraîne une hausse de la consommation d’électricité en France de l’ordre de 2 400 MW 161. Le portefeuille d’EDF porte une grande partie de cette thermo-sensibilité. Par ailleurs, en fonction de l’hydraulicité, l’amplitude de production hydraulique au périmètre d’EDF entre deux années extrêmes peut atteindre une vingtaine de térawattheures.

Sur le périmètre d’EDF en France métropolitaine continentale, la DOAAT assure vis-à-vis de RTE le rôle de « responsable d’équilibre ». Dans ce cadre, EDF s’engage à compenser financièrement RTE en cas d’écart sur son périmètre d’équilibre. L’optimisation consiste à proposer à RTE un programme d’offre équilibré avec la demande, qui permette de minimiser le coût de fourniture des engagements contractuels d’EDF, de minimiser les risques et d’assurer la sécurité physique d’approvisionnement à l’échelle de son périmètre.

La DOAAT s’assure, à tous les horizons de temps, qu’elle dispose des moyens qui lui permettront de faire face à ses engagements. Pour cela, elle dispose d’un ensemble de leviers d’action :

La DOAAT gère également l’exposition du portefeuille amont/aval d’EDF aux variations de prix des marchés de gros de l’électricité et des combustibles (gaz, charbon, produits pétroliers) et du marché des permis d’émission de CO2, en s’appuyant sur EDF Trading.

EDF entretient des relations commerciales au travers de contrats d’achat ou de vente d’énergie avec des opérateurs européens. Ces contrats sont de plusieurs natures et confèrent :

Se reporter à la note 5.1.1 de l’annexe aux comptes consolidés clos le 31 décembre 2022 de la section 6.1 ainsi qu’à la section 1.4.2.1.1 « La concurrence ».

Se reporter à l’annexe 5.1 de l’annexe aux comptes consolidés clos le 31 décembre 2022.

Créé le 1er juillet 2000 et filialisé depuis le 1er septembre 2005, Réseau de Transport d’Électricité (RTE) est le propriétaire et gestionnaire du réseau français de transport d’électricité, qu’il exploite, entretient et développe. À fin 2022, avec moins de 100 000 kilomètres de lignes aériennes, plus de 7 000 kilomètres de lignes souterraines, 2 900 postes électriques en exploitation ou co-exploitation et 52 lignes transfrontalières, ce réseau est le plus important d’Europe continentale. Son positionnement géographique le place au cœur du marché européen de l’électricité.

Garant du bon fonctionnement et de la sûreté du système électrique, RTE assure un accès libre et équitable à tous les utilisateurs du réseau. En tant qu’opérateur industriel de la transition énergétique, RTE optimise et transforme son réseau pour raccorder les installations de production d’électricité quels que soient les choix énergétiques futurs. RTE, par son expertise et ses rapports, éclaire les choix des pouvoirs publics.

RTE est indirectement détenu à 50,1 % par EDF au 31 décembre 2022, via la société Coentreprise de Transport d’Électricité (CTE). Ses conditions spécifiques de gouvernance conduisent le Groupe à ne pas consolider RTE par intégration globale mais par mise en équivalence.

CTE est une société anonyme à Conseil d’administration, détenue à hauteur de 50,1 % par EDF, de 29,9 % par la Caisse des Dépôts et Consignations (CDC) et de 20 % par CNP Assurances 162. Elle détient 100 % du capital social de RTE. Conformément à ses statuts, CTE a pour objet exclusif l’acquisition et la détention des titres de la société RTE, et généralement, toutes opérations commerciales, financières, mobilières et immobilières se rattachant directement, ou indirectement, à son objet ou pouvant en faciliter la réalisation et en stimuler le développement.

Le Conseil d’administration de CTE est composé de huit membres nommés pour une durée de 6 ans, dont quatre représentants d’EDF, deux représentants de la CDC et deux représentants de CNP Assurances. Le Contrôleur général de la conformité de RTE assiste au Conseil d’administration de CTE.

RTE est une société anonyme à Conseil de surveillance et Directoire. Le Conseil de surveillance de RTE est composé de douze membres nommés pour cinq ans. Six sont représentants de l’actionnaire CTE, deux sont nommés en vertu des articles 4 et 6 de l’ordonnance n° 2014-948 du 20 août 2014 relative à la gouvernance et aux opérations sur le capital des sociétés à participation publique (l’État et un membre du Conseil nommé sur proposition de l’État), et quatre sont représentants des salariés.

D’autres personnes participent aux séances du Conseil de surveillance sans en être membre :

Le Directoire de RTE est constitué de cinq membres qui exercent leurs fonctions sous le contrôle du Conseil de surveillance dans les limites fixées par le Code de l’énergie et les statuts de RTE. Le Conseil de surveillance désigne, après accord du ministre chargé de l’énergie, le Président du Directoire ainsi que, sur proposition de ce dernier, les autres membres du Directoire.

RTE assure en France la gestion du réseau public de transport et l’équilibre entre offre et demande d’électricité. RTE exerce ses missions dans les conditions fixées par un cahier des charges type, approuvé par décret applicable jusqu’en 2051.

RTE gère ainsi l’infrastructure de transport, garantit l’accès au réseau de transport et gère les flux d’énergie pour assurer l’équilibre du système électrique.

RTE doit faire face à différents défis dans sa mission de gestionnaire du réseau de transport d’électricité :

Depuis le 14 septembre 2022, RTE publie chaque mois, jusqu’à la fin de l’hiver, son étude annuelle et prévisionnelle du fonctionnement du système électrique sur l’ensemble de la période automne-hiver. En effet, dans un contexte d’incertitudes inédit lié à la crise énergétique, RTE a placé cette période sous vigilance renforcée. Intitulée « Perspectives du système électrique pour l’automne et l’hiver 2022-2023 », l’étude se base sur des hypothèses de production et de consommation réactualisées. Il s’agit notamment de prévisions météorologiques et d’informations relatives à la disponibilité du parc de production d’électricité.

Parmi l’ensemble des paramètres analysés dans l’étude, la maîtrise de la consommation d’énergie constitue un levier essentiel permettant d’améliorer la sécurité d’approvisionnement à court terme. À ce titre, RTE a proposé un nouvel outil de suivi hebdomadaire de la consommation d’électricité. Le dispositif EcoWatt vise à alerter les Français, les entreprises et les collectivités en amont pour qu’ils puissent s’organiser et adopter les éco-gestes efficaces permettant de diminuer leur consommation électrique (notamment lors du signal Ecowatt rouge activé en cas de fortes tensions et de risque de coupures).

RTE assure la gestion des actifs du réseau de transport au travers de la maintenance, de la réhabilitation ou du renouvellement des ouvrages et du dépannage d’urgence.

L’intégration progressive des nouvelles technologies, en particulier le monitoring, permet :

La numérisation du réseau et le monitoring à grande échelle permettent d’établir un diagnostic à distance et de déployer les nouvelles technologies de maintenance (drones, visualisation 3D, réalité augmentée…). En complément, les outils de test et de simulation facilitent la prise de décision en matière de gestion du réseau. L’analyse de données en masse vise à rendre possible l’élaboration de nouvelles stratégies de gestion des actifs pouvant conduire à des équilibres différents entre maintenance, réhabilitation et renouvellement.

Enfin la création sur les années à venir de salles dédiées à la gestion à tout instant des infrastructures doit permettre un traitement priorisé, à la maille nationale, des avaries. L’objectif est d’augmenter la disponibilité du réseau au service des clients et des territoires.

Dans un contexte de transition énergétique qui modifie les fondamentaux du système électrique français, RTE fait évoluer ses activités pour préparer et accompagner ces grandes mutations. Chaque année, RTE élabore un programme annuel d’investissements soumis à la CRE pour approbation.

En 2022, le montant total des investissements réalisés par RTE au périmètre régulé par la CRE s’est élevé à 1 722 millions d’euros. Le montant du programme d’investissements pour 2023 de 1 880,8 millions d’euros est soumis pour approbation à la CRE.

RTE prévoit sur la période 2022-2026 une hausse continue de son programme d’investissement (+ 43 % sur 4 ans) conformément à la trajectoire présentée dans le SDDR (Schéma décennal de développement du réseau). Elle se caractérise par la poursuite d’investissements importants en développement et renouvellement du réseau, des systèmes d’information, du parc immobilier et vise à :

Sont principalement concernés :

Les modalités d’exploitation du système électrique, de la gestion des mécanismes de marchés (dont la gestion des interconnexions) et la coordination des réseaux en Europe sont régies conformément aux textes législatifs et réglementaires européens (codes de réseau, Clean Energy Package…).

RTE gère, en temps réel, les flux sur le réseau de transport. Il met en œuvre les moyens à sa disposition au travers du mécanisme d’ajustement pour assurer, en temps réel, l’équilibre entre l’offre et la demande. Le coût correspondant aux ajustements, mis en œuvre par RTE et dus aux écarts négatifs entre les flux prévisionnels et ceux réalisés, est répercuté sur les « responsables d’équilibre » (producteurs, négociants, fournisseurs, etc.) au prorata de leur écart. En cas d’écart positif, RTE compense financièrement les responsables d’équilibre.

RTE gère l’accès aux interconnexions internationales en collaboration avec les gestionnaires de réseaux de transport européens voisins. Ces interconnexions permettent d’assurer le transit de l’énergie d’un pays à l’autre, la sûreté de fonctionnement des réseaux de transport d’électricité et le développement du marché européen de l’électricité. Elles permettent aux acteurs de marché d’acheter et de vendre de l’énergie dans d’autres pays européens, en tenant compte des écarts de prix de part et d’autre des frontières, et ainsi de mieux mutualiser les moyens de production à l’échelle européenne (notamment les énergies renouvelables).

Les textes réglementaires définissent les services que les centres de coordination 165 rendent aux gestionnaires de réseaux de transport, dans un cadre harmonisé et en mettant en œuvre entre eux des modalités de fourniture complémentaires et résilientes. Les 5 premiers services, dont la mise en œuvre complète est en cours d’achèvement, concernent l’élaboration de modèles de réseaux communs, les calculs de capacités, les analyses de sécurité, la coordination des retraits d’ouvrages et l’évaluation de l’adéquation entre l’offre et la demande. Le Clean Energy Package comprend une liste de 16 services complémentaires (analyses ex-post, dimensionnement régional des réserves, formation…). Les gestionnaires de réseaux et les Centres de coordination élaborent des méthodologies communes pour leur mise en œuvre progressive qui a débuté mi-2022.

En France, la consommation corrigée d’électricité 166 (Corse comprise) a atteint 459 TWh 167 sur l’année 2022. Elle baisse de 1,7 % par rapport à 2021 où elle avait atteint 468 TWh. Cette baisse, observée en particulier sur la deuxième moitié de l’année, concerne tous les secteurs. S’il reste difficile de distinguer les parts respectives de sobriété choisie et de contrainte économique, la mobilisation nationale en faveur des économies d’énergie joue un rôle important. En 2022, le solde des échanges commerciaux français est devenu, pour la première fois depuis de nombreuses années, importateur à hauteur de 16,5 TWh.

La qualité de l’électricité fournie par RTE est estimée par deux indicateurs : le temps de coupure équivalent et la fréquence de coupure. Les valeurs pour 2022 de ces indicateurs sont encore provisoires. Avec les éléments disponibles à date, le temps de coupure équivalent serait de 2 min 19 s (l’objectif fixé par la CRE est de 2 min 48 s) et la fréquence de coupure de 0,354 (l’objectif fixé par la CRE est de 0,46).

Le gestionnaire de réseau de distribution Enedis a pour mission principale l’exploitation et le développement du réseau public de distribution d’électricité. Il garantit sa sécurité et sa sûreté en veillant, à tout instant, à l’équilibre des flux d’électricité. Enedis dessert aujourd’hui environ 95 % de la population métropolitaine continentale. Les 5 % restants sont desservis par des Entreprises Locales de Distribution (ELD).

En 2022, Enedis a distribué l’électricité à plus de 38,1 millions de clients (points de livraison). Il a permis la connexion de plus de 634 700 sites de production et de stockage en France continentale grâce à un réseau d’environ 1,4 million de kilomètres.

Le réseau de distribution dont Enedis est concessionnaire est constitué, au 31 décembre 2022, d’environ :

(en TWh)

Les pertes électriques sont inhérentes au fonctionnement du réseau de distribution. Elles résultent principalement d’effets physiques qui dépendent directement de la quantité d’électricité acheminée. Enedis doit compenser ces pertes pour compléter les quantités d’électricité acheminées vers l’ensemble des clients raccordés au réseau de distribution.

Les achats d’énergie pour compenser les pertes enregistrées dans les comptes, y compris régularisations d’exercices antérieurs, sont de 2 223 millions d’euros. Pour assurer cette compensation, Enedis achète l’électricité correspondante sur le marché de gros. Elle agit soit par l’intermédiaire de plateformes de marchés organisées, soit par le biais d’appels d’offres mettant en concurrence une vingtaine de fournisseurs qualifiés. Enedis participe également aux consultations organisées par la mission Obligation d’Achat, au sein de la DOAAT.

L’accès d’Enedis aux droits à l’ARENH pour les pertes se fait au travers d’appels d’offres spécifiques auprès d’un panel de fournisseurs qualifiés pour ce produit. Enedis exerce ses droits à l’ARENH lorsque les prix de marché sont supérieurs au prix de l’ARENH.

En application des directives européennes et afin de garantir les règles d’accès non discriminatoire aux réseaux et d’indépendance de gestion qui s’imposent au gestionnaire de réseaux, celui-ci doit être séparé de toute activité de fourniture et de production d’énergies. Ainsi, lorsque le gestionnaire du réseau de distribution fait partie d’une entreprise verticalement intégrée, il doit être juridiquement distinct de manière à garantir son indépendance fonctionnelle et décisionnelle.

Dans ce cadre, EDF et Gaz de France, aujourd’hui Engie, ont filialisé leurs gestionnaires de réseau de distribution. Créée en 2008, ERDF est devenue Enedis le 1er juin 2016. Elle permet également au gestionnaire de réseau de distribution d’électricité de gagner en visibilité et en clarification sur ses missions, comme le souhaite la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Enedis et GRDF partagent un « service commun » conformément au cadre légal. Voir la section 1.4.4.2.3 « Le service commun à Enedis et GRDF ».

Enedis exerce, dans les conditions fixées par la loi et les contrats de concession signés avec chacune des autorités concédantes de la distribution publique d’électricité, les missions de gestion du réseau public de distribution sur le territoire métropolitain continental. Ces missions consistent à :

En 2022, 4 415 millions d’euros ont été investis par Enedis dont :

Les investissements de raccordement sont à leur plus haut niveau depuis 2015 du fait d’une forte croissance de la demande et de l’augmentation des prix. La demande est tirée, côté clients, par les logements individuels et collectifs et les bornes de raccordement de véhicules électriques. Côté producteurs, elle résulte des impacts de la transition énergétique et du développement des énergies renouvelables (éolien et photovoltaïque).

En complément, les autorités concédantes ont investi 745 millions d’euros en 2022.

Au total, près de 5 160 millions d’euros ont donc été investis en 2022, en France continentale, sur les réseaux de distribution du périmètre opéré par Enedis.

Par ailleurs, Enedis poursuit ses efforts de maintenance préventive des réseaux, notamment en effectuant des travaux d’élagage. Le montant comptabilisé en 2022 s’élève à 343 millions d’euros (contre 332 millions d’euros en 2021).

La qualité de la desserte constitue un objectif majeur d’Enedis. En 2022, le temps moyen de coupure, hors incidents transport et hors incidents exceptionnels, a été de 59,5 minutes. Ce résultat de bon niveau respecte l’objectif fixé à 62 minutes par la régulation incitative dans le cadre du TURPE, et ce malgré plusieurs événements qui ont mis la résilience des réseaux à l’épreuve. L’année a en effet débuté par plusieurs tempêtes (Eunice, Franklin, Diego). L’été a ensuite été marqué par des épisodes orageux (impact sur les réseaux aériens) et par plusieurs vagues de chaleur inédites (impact sur les réseaux souterrains). La qualité de la desserte se traduit aussi par le maintien d’une tension régulière, dans la fourchette de valeurs fixée par voie réglementaire, et par la minimisation du nombre de coupures.

Pour répondre aux incidents de grande ampleur, Enedis s’appuie sur la Force d’Intervention Rapide Électricité (FIRE). Ce dispositif lui permet de mobiliser, à tout moment, sur une région touchée, les équipes et les moyens d’autres régions pour rétablir au plus vite l’électricité auprès des clients. En 2022, la FIRE a été mobilisée à 4 reprises pour les réseaux gérés par Enedis. Elle a également été mobilisée 2 fois pour les réseaux gérés par EDF SEI.

2022 a été marqué par une croissance importante des raccordements réalisés par Enedis, en particulier pour la filière photovoltaïque. Ainsi, 97 740 installations photovoltaïques nouvelles ont été raccordées (contre 60 651 en 2021) pour une puissance de 2 400 MW (contre 2 539 MW en 2021). Le développement de la production éolienne raccordée au réseau public de distribution se poursuit également avec 1 219 MW raccordés en 2022 (contre 1 008 MW en 2021).

À fin 2022, le parc de production photovoltaïque et éolien raccordé au réseau opéré par Enedis est d’environ 31,4 GW. Il est composé respectivement de 14,1 GW de centrales photovoltaïques et de 17,3 GW de production éolienne. À ces productions s’ajoutent d’autres types de productions, en particulier les centrales hydrauliques (1,6 GW), les cogénérations (2,6 GW), le biogaz, la biomasse, le thermique fossile dispatchable. Au total, à fin 2022, le parc de production raccordé à Enedis est d’environ 37,7 GW.

Dans le total des raccordements d’installations photovoltaïques de l’année 2022, 90 547 concernent des producteurs raccordés en BT 168 inférieur à 36 kVA, raccordés en autoconsommation, avec ou sans revente du surplus, ce qui représente près de 99 % des raccordements « petits producteurs » de l’année.

Enedis a également poursuivi ses efforts pour développer les capacités d’accueil des énergies renouvelables. Il a mis en œuvre les travaux de construction des postes sources dans le cadre du dispositif réglementaire des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables.

L’électrification du secteur du transport induit une activité importante pour Enedis. Tous les points de charge nécessaires aux véhicules électriques doivent être raccordés, directement ou indirectement, au réseau public de distribution. Celui-ci doit être en mesure d’acheminer la quantité nécessaire d’électricité à la puissance instantanée requise.

Les ventes de véhicules électriques ont vraiment décollé en France en 2020, représentant de l’ordre de 10 % des ventes de véhicules neufs, contre 2 à 3 % en 2019. L’augmentation s’est poursuivie en 2021 puis en 2022. Fin 2022, le parc de véhicules électriques rechargeables 169 atteint 1 102 975 véhicules soit une augmentation de 46 % par rapport à fin 2021.

Pour répondre à la croissance des volumes de raccordement d’Installations de Recharge de Véhicules Électriques ou « IRVE », Enedis a mis en place une organisation grands comptes IRVE. Elle est en charge de coordonner le suivi des études et travaux de raccordement des acteurs « multi raccordeurs IRVE » qui déploient des plans d’implantation de bornes de recharge sur tout le territoire.

Fin 2022, grâce à l’organisation mise en place avec les sociétés concessionnaires d’autoroute et les opérateurs de bornes de recharge rapides, les 332 aires de service d’autoroutes du domaine concédé desservies par le réseau exploité par Enedis sont équipées d’infrastructures de recharge rapide et raccordées, ou en cours de raccordement, au réseau de distribution avec un niveau de puissance moyen par aire de 1,8 MW.

Enedis accompagne les collectivités locales dans l’établissement des schémas directeurs d’infrastructure de recharge de véhicules électriques (SDIRVE). Fin 2022, 108 SDIRVE ont été lancés ou sont validés en préfecture.

Enedis est engagée dans l’électrification de sa propre flotte. Fin 2022, sa flotte de véhicules légers et utilitaires légers, qui compte 18 000 véhicules environ, est électrifiée à 26,2 % et 5 150 bornes de recharge sont installées sur ses sites.

Dans le cadre des contrat GRD-RE et GRD-F, Enedis exerce des activités en lien avec les responsables d’équilibre (RE) et les fournisseurs d’électricité. Elle procède à la reconstitution des flux d’énergie au périmètre de chacun des RE (au nombre de 70 à fin 2022) pour nourrir le mécanisme de responsable d’équilibre porté par RTE. Elle assure la relation au quotidien avec les fournisseurs d’électricité (au nombre de 94 à fin 2022) pour permettre à leurs clients en contrat unique de bénéficier de l’acheminement de l’électricité et des prestations associées. Par ailleurs, dans le contexte énergétique actuel où les enjeux de sobriété deviennent centraux, Enedis voit croître le nombre de contrats conclus avec des acteurs tiers pour accéder aux données de consommation. Ces contrats, au nombre de 613 à fin 2022, concernent les fournisseurs de services énergétiques qui agissent pour le compte de leurs clients, après avoir obtenu leur autorisation pour accéder à ces informations.

Au 31 décembre 2022, Enedis est co-concessionnaire avec EDF de 386 contrats de concession. Ils couvrent environ 95 % de la population métropolitaine continentale. Ces contrats sont conclus pour une durée généralement comprise entre 25 et 30 ans.

En décembre 2017, la FNCCR (Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies), France urbaine, EDF et Enedis ont signé un accord-cadre sur un nouveau modèle de contrat de concession. France urbaine représente les métropoles, les grandes intercommunalités urbaines et les villes. La plupart de ses membres disposent de la compétence d’autorité concédante de la distribution publique d’électricité.

Le modèle de contrat ainsi entériné réaffirme les principes du modèle concessif français : service public, solidarité territoriale et optimisation nationale, tout en tenant compte des enjeux de la transition énergétique. L’officialisation de ce nouveau modèle a ouvert la voie à une modernisation, dans la durée, de la relation d’Enedis avec les autorités concédantes.

Au 31 décembre 2022, 302 contrats de concession ont ainsi été conclus sur la base de ce modèle, auxquels s’ajoutent 33 contrats précédemment renouvelés ou modifiés, qui contiennent des stipulations proches de celles du nouveau modèle, pour un total de 335 contrats modernisés. Les négociations se poursuivent en vue de renouveler les contrats d’anciens modèles.

Le service commun à Enedis et GRDF 171 n’est pas doté de la personnalité morale. Enedis et GRDF sont liés par une convention définissant leurs relations dans ce service commun, les compétences de ce dernier et le partage des coûts en résultant. Conclue pour une durée indéterminée, celle-ci peut être résiliée à tout moment moyennant un préavis de 18 mois durant lequel les parties s’engagent à la renégocier. Elle est régulièrement mise à jour. En 2019, les accords de gouvernance entre Enedis et GRDF ont été entièrement revus.

Enedis prévoit 96 milliards d’euros d’investissements sur la période 2022-2040. Ainsi, les investissements annuels passeront de 4,4 milliards d’euros en 2022 à durablement plus de 5 milliards d’euros.

Ces investissements vont permettre d’accompagner la transition écologique par le raccordement des infrastructures de recharge des véhicules électriques (IRVE) et celui des énergies renouvelables. La fin de la vente des véhicules thermiques en 2035 et la généralisation des véhicules électriques vont conduire à un pic d’investissements aux alentours de 2030, avec un enjeu majeur autour du résidentiel collectif. Par ailleurs, l’accélération rapide du développement des énergies renouvelables va se poursuivre, particulièrement sur le photovoltaïque.