L’indemnité de fermeture du site de Fessenheim, telle que définie dans le protocole d’indemnisation, compense d’une part l’anticipation des coûts de fermeture de la centrale, et d’autre part le bénéfice manqué après l’arrêt d’exploitation. L’indemnisation des coûts d’anticipation de la fermeture, estimée à la signature du protocole, varie entre 370 millions d’euros et 443 millions d’euros en fonction du rythme de paiement décidé par l’État. Un premier versement de 11 millions d’euros devrait intervenir en 2020, année de la fermeture de la centrale. Un ou plusieurs versements complémentaires, dont le calendrier est à la main de l’État, interviendront entre la date de fermeture et au plus tard quatre années après la date de fermeture (fin 2024). L’indemnisation prend également la forme de versements ultérieurs correspondant à l’éventuel manque à gagner, c’est-à-dire les bénéfices qu’auraient apportés les volumes de production futurs, fixés en référence à la production passée de la centrale de Fessenheim, jusqu’en 2041, calculés ex post à partir des prix de vente de la production nucléaire, et notamment des prix de marché observés.
EnBW, partenaire d’EDF dans la centrale, pourrait à certaines conditions, recevoir une quote-part de l’indemnisation du manque à gagner en fonction de ses droits contractuels sur la capacité de production de la centrale. La société suisse CNP (Centrales Nucléaires en Participations SA) a, quant à elle, décidé de mettre fin au contrat de partenariat. EDF ayant pris acte de cette décision, le contrat de partenariat entre EDF et CNP a pris fin le 31 décembre 2017.
Depuis le début de l’exploitation de ses centrales, EDF constitue des provisions pour couvrir les travaux de déconstruction, l’ingénierie, la surveillance et la maintenance des installations ainsi que la sécurité des sites (voir section 6.1, note 32 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2019). Les opérations de démantèlement permettent d’atteindre un état final visé pour un usage industriel : les sites seront remis en état et les terrains pourront être réutilisés pour un usage industriel.
EDF continue à conforter ses analyses par une inter comparaison internationale en prenant soin de prendre en compte un certain nombre d’éléments pouvant fausser des comparaisons directes, comme notamment les différences de périmètres des devis ou les contextes nationaux et réglementaires.
Une révision du devis de démantèlement des centrales de 2e génération (GEN 2, centrales REP en exploitation) a été réalisée en 2016, afin de prendre en compte d’une part les recommandations de l’audit commandité par la DGEC (Direction Générale de l’Énergie et du Climat) sur les coûts du démantèlement des Réacteurs à Eau Pressurisée (REP), menée sur la période de juillet 2014 à août 2015 sur la base du modèle « DA09 » (étude sur la centrale de Dampierre), et d’autre part le retour d’expérience des opérations de démantèlement des centrales de 1re génération (GEN 1, en particulier la centrale de Chooz A).
Le travail de révision de ce devis a consisté en la mise en œuvre d’une démarche analytique détaillée, identifiant l’ensemble des coûts d’ingénierie, de travaux ,d’exploitation et de traitement des déchets liés au démantèlement futur des réacteurs en cours de fonctionnement. Il a permis d’aboutir à un chiffrage reposant sur des chroniques détaillées de démantèlement des centrales. La démarche adoptée a permis d’approfondir l’évaluation des coûts propres aux têtes de série ainsi que les effets de série et de mutualisation, ces coûts et effets étant en effet inhérents à la taille et à la configuration du parc.
Les effets de mutualisation sont de différentes natures :
Les effets de série sont quant à eux essentiellement de deux natures différentes :
De tels effets de série sont de même nature que ceux observés lors de la construction du parc, que ce soit en termes d’études ou d’usines de fabrication de composants.
Par exemple, sur le palier 900 MW, entre la tête de série 2 tranches et un réacteur moyen 2 tranches, un effet de série de l’ordre de 20 % est attendu.
Les effets de série et de mutualisation notamment permettent d’expliquer pourquoi une simple comparaison des coûts moyens de démantèlement par réacteur entre le parc français et les parcs nucléaires d’autres pays n’est pas pertinente.
A contrario, les chiffrages n’intègrent pas d’évolution de la productivité et d’effet d’apprentissage.
Le devis intègre, par prudence, une évaluation des risques et incertitudes.
La responsabilité de la déconstruction des installations incombant à leur exploitant, EDF a souhaité se désengager financièrement de ces opérations.
Dans ce cadre, des accords conclus avec Orano en juillet 2010 et avec le CEA fin 2008 ont permis de clarifier les responsabilités financières des parties. À la suite du versement de soultes, EDF est libéré de toute obligation au titre de sa contribution au financement des opérations de déconstruction des installations de Phénix ,aujourd’hui à l’arrêt, et de La Hague.
Des actifs dédiés ont été progressivement constitués depuis 1999 pour couvrir les engagements nucléaires de long terme (voir section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2019 », note 48.2 « Composition et évaluation des actifs dédiés » de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2019).
L’article L. 594 du Code de l’environnement et ses textes d’application ont défini les provisions qui ne relèvent pas du cycle d’exploitation et qui doivent par conséquent être couvertes par des actifs dédiés (voir section 6.1 « Comptes consolidés au 31 décembre 2019 », note 48.4 « Situation de couverture des obligations nucléaires de long terme » de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2019).
Voir aussi dans la section 2.2.4 « Performance opérationnelle », le facteur de risque intitulé « 4A – Maîtrise des grands projets industriels complexes, y compris projets EPR ».
EDF assure pour compte propre la maîtrise d’ouvrage et la maîtrise d’œuvre du projet EPR (European Pressurized water Reactor) de Flamanville 3.
Le dossier de Demande de Mise En Service, déposé en mars 2015, a fait l’objet d’une première instruction et a été mis à jour en juin 2017. Un dossier d’amendement de ce dossier a été transmis en avril 2019 et, suite à la décision de réparer les soudures de traversées, une nouvelle mise à jour du dossier de demande d’autorisation de mise en service est prévue mi-2021. Une mise à jour complète de l’étude d’impact a également été engagée pour la même échéance.
Par ailleurs, la reformulation de cinq prescriptions techniques portant sur la conception de Flamanville 3 et présentant des manques de précisions ou des risques de mauvaise interprétation est en cours avec l’ASN. La mise à jour de ces prescriptions doit intervenir en amont de l’autorisation de mise en service. Il convient de noter que cette démarche n’est pas associée à une demande de modification de l’installation ou de ses modalités d’exploitation.
La demande d’autorisation de mise en service partielle visant à autoriser la réception du combustible est en fin d’instruction par l’ASN. L’ASN n’a plus de demandes techniques sur ce dossier. La prochaine étape est la mise en consultation du public au premier trimestre 2020, première phase du processus administratif en vue de la décision d’autorisation de mise en service partielle.
