Les centrales d’EDF issues des filières de première génération ont été progressivement mises à l’arrêt et sont en cours de déconstruction (voir section 1.4.1.1.6 « La déconstruction des centrales nucléaires »).

Contrats d’allocation de production

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.

EDF compte dans son parc 12 tranches de production en participation (à hauteur de 1,5 GW) avec les énergéticiens européens suivants :

• Fessenheim 1-2 : EnBW (17,5 %) ;
• Cattenom 1-2 : EnBW (5 %) ;
• Bugey 2-3 : Électricité de Laufenbourg⁽¹⁾ (17,5 %) ;
• Tricastin 1 à 4 : Electrabel⁽²⁾ (12,5 %) ;
• Chooz B1-B2 : Luminus, filiale d’EDF en Belgique (3,3 %).

Le principe de ces contrats d’allocation de production est de mettre à disposition des partenaires – en contrepartie du règlement de leur quote-part des coûts de construction, des coûts annuels d’exploitation (incluant les coûts amont et aval 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 en fonction de la part de la puissance qui leur est réservée. Dans ces opérations, les partenaire sont partagé avec EDF les risques industriels lors du développement du parc et assument les risques sur la performance liés à 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 adossé à un parc de centrales (pour un total de l’ordre de 2 GW) pour lesquels EDF met à la disposition des partenaires une énergie définie par le niveau de la disponibilité de tout ou partie d’un parc de référence, appliqué à la part de puissance réservée aux partenaires sur les tranches concernées. Ces contrats concernent principalement les centrales suivantes :

• Chooz B1-B2 (tête de série N4) : Electrabel (21,7 %) ;
• Cattenom 3-4 : Électricité de Laufenbourg (7,8 %) et le groupement d’électriciens suisses CNP (21,8 %).

1.4.1.1.2 Exploitation du parc nucléaire et performances techniques

Le nucléaire est un moyen de production dont le coût variable, essentiellement lié au combustible, est faible puisqu’il représente moins de 30 % des coûts d’exploitation⁽³⁾. 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 1.4.1.1.4 « Cycle du combustible nucléaire et enjeux associés ».

Mode de fonctionnement du parc nucléaire

Cycle de production et arrêts programmés

Afin de concilier les enjeux liés à la saisonnalité importante de la consommation en France, du fait de sa forte thermo sensibilité, à la disponibilité des ressources de maintenance et à l’utilisation efficiente du combustible en réacteur, EDF a retenu aujourd’hui pour son parc des cycles de production de 12 et 18 mois. Fin 2019, cette répartition était la suivante :

• 28 tranches du palier 900 MW ont un cycle de production d’environ 12 mois ;
• 6 tranches du palier 900 MW, 20 tranches du palier 1300 MW et 4 tranches du palier N4 (1450 MW) ont un cycle de production d’environ 18 mois.

À la fin de ces cycles de production ont lieu des périodes d’arrêt, permettant 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 :

• l’arrêt pour simple rechargement, d’une durée normative d’environ 35 jours, durant lequel la principale opération réalisée est le déchargement du combustible usé et le rechargement du combustible neuf ; certains tests et quelques opérations de maintenance sont réalisés sur ce type d’arrêt ;
• la visite partielle, consacrée au rechargement du combustible et à la maintenance, et dont la durée normative⁽⁴⁾ est de l’ordre de 70 jours.

Tous les dix ans, la centrale est arrêtée pour une durée de l’ordre de 150 jours⁽⁵⁾ en moyenne afin d’effectuer une visite décennale. Cette durée varie en fonction du programme de travaux et de maintenance, ainsi que du palier concerné. Le programme d’une visite décennale comprend :

• des opérations de déchargement et rechargement du combustible, comme à chaque arrêt ;
• une épreuve hydraulique du circuit primaire, une épreuve d’étanchéité de l’enceinte, et des travaux d’inspection de la cuve du réacteur ;
• des travaux de modifications, liés aux réévaluations décennales de sûreté ;
• d’autres opérations de maintenance spécifiques, notamment la rénovation ou le remplacement des gros composants.

À l’issue de chaque visite décennale, il revient à l’ASN de donner son accord sur le redémarrage du réacteur et d’émettre des prescriptions techniques qui conditionnent la poursuite de son exploitation.

Fonctionnement du parc nucléaire d’EDF

Les moyens de production nucléaire, en raison de leur coût variable peu élevé, sont en premier lieu utilisés en base, 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.

Production et performances techniques

La production du parc nucléaire est de 379,5 TWh en 2019, un volume en baisse de 13,7 TWh par rapport à celui de 2018.

À la production nucléaire exprimée en énergie annuelle correspond un taux de production du parc nucléaire français (qui se définit comme l’énergie produite rapportée à l’énergie théorique maximale, cette dernière notion correspondant à un fonctionnement à la puissance installée toute l’année), encore appelé load factor (« Kp »). Ce taux est obtenu par la multiplication de deux coefficients (Kp= Kd × Ku) :

• le coefficient de disponibilité (« Kd ») (énergie disponible⁽⁶⁾ rapportée à l’énergie théorique maximale, cette dernière notion correspondant à un fonctionnement à la puissance installée toute l’année). Le Kd est fonction de la durée des arrêts et est par conséquent impacté par les durées normatives et les programmes de travaux à réaliser ;
• le coefficient d’utilisation (« Ku ») (énergie produite rapportée à l’énergie disponible). Le Ku est le reflet des contraintes environnementales, réglementaire set sociales, de la fourniture des services système et de l’optimisation opérée par EDF (combustible et modulation).

(1) Groupe Axpo.
(2 ) Groupe Engie. 
(3) Les coûts d’exploitation se définissent de la façon suivante : coûts du combustible (y compris 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 ni les investissements liés à la construction, ni les charges dé construction.
(4) Les durées normatives constituent des durées de référence optimisées et réalistes par type d’arrêt. Elles intègrent le retour d’expérience des arrêts passés. Les durées programmées des arrêts varient autour de ces durées de référence en fonction du programme de travaux à réaliser.
(5) Durée "normale" excluant les cas particuliers ou extrêmes.
(6) L’énergie disponible est égale à l’énergie théorique maximale moins les pertes de production pour causes techniques inhérentes à la centrale, c’est-à-dire les arrêts programmés, les arrêts fortuits sur avaries ou pour impératifs de sûreté ainsi que la réalisation d’essais réglementaires.