L'électricité nucléaire

André Guéry le 27 novembre
2005 Le nucléaire en France EDF a dû, dans le cadre de l'ouverture de son capital, comme toute société,
réaliser un "document de base" qui a fait l'objet d'un enregistrement par
l'Autorité des Marchés Financiers et qui engage la responsabilité de son
signataire à savoir Pierre Gadonneix, Président Directeur Général d'EDF.
Le dossier ci-dessous est constitué d'extraits du "document de base 2004 du
Groupe EDF", dans sa partie consacrée à la présentation des activités. Historique
Le recours très important à l'électricité nucléaire en France (plus de 85 %
de la production) relève d'une politique d'indépendance énergétique
nationale lancée dès l'après-guerre et considérablement accélérée à la
suite du choc pétrolier de 1973.
L'acte fondateur du développement nucléaire en France intervient en 1945
avec la création du Commissariat à l'énergie atomique (CEA). Trois ans plus
tard, en 1948, les équipes du CEA construisent et font fonctionner la
première « pile » nucléaire en Europe. La première production d'électricité
d'origine nucléaire en France a lieu en 1956, à Marcoule, dans le réacteur
G1 du CEA.
L'inauguration en 1963 de la première centrale de taille commerciale
intervient avec la mise en service de la première tranche de la centrale
EDF de Chinon (70 MW). Cette centrale, ainsi que la plupart des autres
unités dont la construction est engagée au début des années soixante,
relèvent de la filière UNGG (Uranium Naturel Graphite Gaz) de conception
entièrement française. En 1967, la centrale de Chooz est couplée au réseau.
Il s'agit de la première centrale de type « réacteur à eau pressurisée »
(REP) mise en service par EDF. Sa puissance est de 305 MW.
Pour des raisons d'ordre technique et économique, le développement
électronucléaire se poursuit, à partir de 1968, avec la construction de
réacteurs de la filière REP, alors réalisés sous licence américaine
Westinghouse et qui seront progressivement adaptés aux spécifications et
aux besoins français (mise en ?uvre de technologies d'origine française,
prise en compte des évolutions de la réglementation française, intégration
du retour d'expérience des paliers...).
Un important programme d'équipement électronucléaire a été engagé en 1968
puis a été accéléré en 1974, suite au premier choc pétrolier, avec le Plan
Messmer. Il a alors été mené à bien dans des délais très courts, sans
problème majeur. La réussite de cet effort d'équipement d'envergure
s'explique notamment par deux facteurs, la standardisation et la
concentration des compétences :
. Le programme électronucléaire français a été lancé et s'est poursuivi par
la construction de séries standardisées appartenant à la même filière
correspondant à des paliers de puissance électrique de 900, 1 300 et 1 450
MW. Ce programme a permis d'accumuler rapidement une grande expérience. Du
fait de la construction de séries standardisées, les enseignements tirés de
la construction et du fonctionnement d'une centrale ont conduit à des
améliorations qui ont pu être facilement généralisées à l'ensemble du parc.
Cette standardisation a également permis un raccourcissement des délais de
construction des centrales et une nette diminution de leur coût.
. Le rôle d'architecte-ensemblier qui assure à EDF la maîtrise de sa
politique industrielle de conception, de construction et d'exploitation de
son parc de centrales. Cette approche « intégrée » constitue une
spécificité d'EDF. Cette concentration de compétences vient renforcer le
phénomène de standardisation en faisant bénéficier tout le parc du retour
d'expérience : les modifications apportées à une centrale sont intégrées
dans les autres centrales et dans la conception des nouvelles centrales,
offrant un parc de production homogène ainsi qu'une sûreté toujours
renforcée et des coûts de production optimums.
Parallèlement à la réalisation de ce parc électronucléaire, la France a
développé les technologies et les installations industrielles permettant
d'assurer l'ensemble des opérations du cycle du combustible nucléaire.
Le parc nucléaire d'EDF EDF décline son modèle de réacteur REP selon trois niveaux, ou paliers, de
puissance électrique disponible :
- le palier 900 MW (CPO, CP1 et CP2) composé de 34 tranches d'environ 900
MW (soit une puissance totale de 30 770 MW),
- le palier 1 300 MW (P4 et P'4) composé de 20 tranches d'environ 1 300 MW
(soit une puissance totale de 26 370 MW),
- le palier N4, le plus récent, composé de 4 tranches d'environ 1 500 MW
(soit une puissance totale de 5 990 MW),
Soit un ensemble de 58 tranches en fonctionnement réparties sur 19 sites et
constituant une puissance totale installée de 63 130 MW. La première tranche du palier 900 MW a été mise en service industriel à
Fessenheim en 1978. La tranche la plus récente a été mise en service
industriel à Civaux en 2002. Aujourd'hui, ce parc est fort d'un retour
d'expérience équivalent à plus de 1 100 années-réacteurs (somme
arithmétique des années d'exploitation des centrales REP EDF). Le parc
nucléaire d'EDF est arrivé à maturité, mais reste encore jeune, avec un âge
moyen d'environ 19 ans pour une durée de vie technique estimée supérieure à
40 ans.
EDF est également propriétaire de 50 % de Tihange en Belgique et détient
des participations dans des centrales d'EnBW en Allemagne.
EDF est propriétaire non seulement des installations nucléaires, mais des
sites eux-mêmes, ce qui présente un avantage pour le renouvellement du
parc. En effet, EDF dispose déjà des emplacements nécessaires à la
construction de nouvelles centrales.
Le parc nucléaire est exploité avec 20070 salariés EDF fin 2004. Contrats d'allocation de production
EDF a développé la 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. Ainsi,
EDF compte, dans son parc, 4 centrales en participation (à hauteur de 1,4
GW) avec les énergéticiens européens suivants :
. Fessenheim 1-2 (tête de série CPO) : EnBW (17,5 %) et un groupement
d'électriciens suisses CNP
(15 %),
. Bugey 2-3 : Electricité de Laufenbourg en Suisse (17,5 %), . Tricastin 1-4 (tête de série CP1): Electrabel (12,5 %), . Cattenom 1 -2 (tête de série P'4 1 300 MW) : EnBW (5 %).
Le principe de ces contrats d'allocation de production, au niveau de chaque
centrale concernée, est de mettre à disposition des partenaires - en
contrepartie du règlement de leur quote-part des frais de construction, des
coûts annuels d'exploitation (incluant le coût du combustible), des taxes
locales et spécifiques au nucléaire et des coûts liés à sa déconstruction -
la part de l'énergie produite leur revenant effectivement. Dans ces
opérations, les partenaires ont partagé avec EDF les risques industriels
lors du développement du parc (3 têtes de série sont concernées) et
assument ceux de l'exploitation actuelle des centrales. En revanche, ils
n'ont aucun rôle opérationnel.
Par ailleurs, EDF a conclu un second type de contrat d'allocation de
production (pour un total de 2 GW) permettant aux partenaires d'EDF de
bénéficier d'une quote-part de production d'électricité adossée à un parc
de centrales déterminé. Ces contrats concernent les centrales suivantes :
. Chooz B1-B2 (tête de série N4) : Electrabel et la société belge SPE
(25 %}.
. Cattenom 3-4 : Electricité de Laufenbourg en Suisse (7,8 %) et un
groupement d'électriciens suisses CNP (21,8 %).
Les performances d'exploitation du parc nucléaire Le nucléaire est un moyen de production stable. Le coût variable,
essentiellement constitué par le combustible, est faible puisqu'il
représente moins de 30 % des coûts d'exploitation.
Les coûts d'exploitation se comprennent comme des coûts cash et se
définissent de la façon suivante : coûts du combustible (y compris les
charges de l'aval du cycle du combustible), dépenses de fonctionnement
(achats et services extérieurs, personnel) et dépenses de maintenance
(charges et investissements). Ils ne comprennent pas les charges fiscales
(y compris locales et spécifiques), les investissements liés à la
construction, les charges de déconstruction, ni les dotations aux
amortissements et provisions.
A. Production et disponibilité
Sur la période 1990-2004, la production moyenne annuelle des tranches
françaises a progressé d'environ 30 % pour l'ensemble du parc, avec une
augmentation nettement plus forte - de l'ordre de 40 % - pour le palier 1
300 MW (grâce notamment au passage à des cycles de 18 mois), que pour les
tranches du palier 900 MW, qui ont néanmoins progressé de près de 15%.
Le taux de production du parc nucléaire français (production annuelle
réelle rapportée à la capacité de production théorique maximale) atteint
76,9 % en 2004. Ce niveau résulte pour l'essentiel :
. des facteurs d'indisponibilité technique (arrêts programmés,
indisponibilités fortuites, période d'essais), qui représentent 17,2 %, et
induisent un taux de disponibilité moyen (capacité de production réelle
rapportée à la capacité de production théorique maximale ou Kd) du parc de
82,8 % en 2004 (ce taux est resté supérieur à 80 % au cours des 12
dernières années sauf en 1999 où il était de 79,3 %),
. des modulations de production qui représentent 3,6 % et résultent :
- d'une utilisation maximale de l'uranium dans le réacteur, afin de
minimise