En 2016, EDF a effectué une révision du devis de démantèlement afin de prendre en compte, d’une part, les recommandations de l’audit, qui lui avaient été adressées, et d’autre part, le retour d’expérience des opérations de démantèlement des réacteurs de première génération (en particulier Chooz A).
Le travail de révision du 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 permet 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,estimés pour chaque palier à partir de coefficients de transposition appliqués au coût de référence de la tête de série 900 MW, 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 natures des principaux effets de mutualisation et de série retenus dans les chiffrages du devis sont explicitées ci-dessous.
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 que de façon très marginale l’évolution de la productivité et l’effet d’apprentissage. L’audit externe mandaté par la DGEC sur le coût de démantèlement du parc en exploitation avait à cet égard considéré que l’effet d’apprentissage pris en compte dans le devis était prudent.
Le devis intègre également, par prudence, une évaluation des risques, aléas et incertitudes.
Le Groupe considère que le travail effectué dans le cadre de la révision du devis permet de répondre aux différentes recommandations de l’audit, qui lui ont été adressées. La démarche mise en œuvre et les résultats des travaux ont été présentés à l’autorité administrative et ont fait l’objet de questions complémentaires et d’échanges.
Par ailleurs, EDF continue à conforter ses analyses par une intercomparaison internationale 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.
Les résultats de cette démarche détaillée ont conduit, au global, à des évolutions limitées du devis et des provisions associées au 31 décembre 2016 – hors conséquences de la modification de la durée d’amortissement des centrales du palier 900 MW (hors Fessenheim) au 1er janvier 2016 et hors effet lié à l’évolution du taux d’actualisation au 31 décembre 2016 – à savoir :
Après sa révision en 2016, il a été prévu que le devis ferait l’objet d’une revue annuelle. Depuis 2017, cette revue a donné lieu à des ajustements non significatifs.
Par ailleurs, le périmètre de la provision TFA FMA intègre le coût de démolition des DUS (Diesels d’Ultime Secours) et des ITGG (Installations pour le Traitement des Tubes Guides de Grappe) mis en service en 2019, entraînant un accroissement de la provision pour 43 millions d’euros.
Contrairement au parc REP en exploitation, les réacteurs de première génération à l’arrêt sont de technologies différentes : REP à Chooz A, Uranium Naturel –Graphite – Gaz (UNGG) à Bugey, Saint-Laurent et Chinon, eau lourde à Brennilis, et réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium à Creys-Malville.
Les coûts de déconstruction sont évalués à partir de devis, qui prennent en compte le retour d’expérience industriel, les aléas et évolutions réglementaires, et les dernières données chiffrées disponibles.
En 2015, la stratégie industrielle de démantèlement des centrales UNGG a été totalement revue. La stratégie précédemment retenue reposait sur un scénario de démantèlement des caissons (bâtiments réacteurs UNGG) « sous eau », pour quatre d’entre eux, avec stockage direct du graphite dans un centre en cours d’étude par l’ANDRA (voir note 32.1.2 « Déchets FAVL »). Un ensemble de faits techniques nouveaux a fait apparaître que la solution alternative d’un démantèlement « sous air » des caissons était de nature à permettre une plus grande maîtrise industrielle des opérations et se présentait plus favorablement au regard des enjeux de sécurité, de radioprotection et d’environnement. Un scénario de démantèlement de l’ensemble des six caissons « sous air » a donc été retenu comme nouvelle référence par l’entreprise. Ce scénario intègre la consolidation du retour d’expérience après le démantèlement d’un premier caisson, avant d’engager celui des cinq autres. Il conduit au final à une phase de déconstruction plus longue que précédemment envisagée, conduisant à un renchérissement du devis du fait des coûts d’exploitation induits.
La mise à jour du scénario industriel de démantèlement des centrales de première génération, en particulier celui relatif aux UNGG, a conduit à augmenter la provision de 590 millions d’euros au 31 décembre 2015.
Après sa révision en 2015, il a été prévu que le devis ferait l’objet d’une revue annuelle. En 2016, cette revue a donné lieu à des ajustements non significatifs, à l’exception d’une augmentation de 125 millions d’euros pour une installation particulière (Atelier des Matériaux Irradiés de Chinon). Depuis 2017, cette revue adonné lieu à des ajustements non significatifs.
L’évolution du scénario industriel opéré en 2015 a été présentée au collège des commissaires de l’ASN le 29 mars 2016. En 2018, l’ASN a fait part de ses principales questions et conclusions sur le dossier de stratégie UNGG. Le démantèlement sous air de l’ensemble des réacteurs, l’intérêt d’un démonstrateur industriel, et le planning du premier réacteur démantelé « tête de série » (Chinon A2) ont fait l’objet d’un consensus. Les échanges se sont poursuivis en revanche sur le planning de démantèlement des 5 autres réacteurs. Le planning proposé par EDF permet de disposer d’un retour d’expérience significatif(démantèlement d’un premier réacteur) avant de démarrer le démantèlement quasi simultané des 5 autres réacteurs. EDF a été auditionnée le 12 février 2019 par le collège des commissaires de l’ASN sur ce sujet particulier afin de présenter l’ensemble des éléments soutenant le calendrier retenu par le Groupe. Sur cette base, des projets de décision de l’ASN ont été soumis à consultation du public de juillet à novembre 2019. Ces projets prescrivent la date de dépôt des dossiers réglementaires qui permettront d’autoriser les travaux de démantèlement ainsi que le programme de démantèlement qui doit être intégré dans ces dossiers. Dans ces projets, l’ASN reconnaît la complexité des opérations à mener, le bien-fondé de la stratégie de maîtrise des risques proposée par EDF (démonstrateur industriel, retour d’expérience conséquent sur un premier réacteur). Elle demande toutefois une légère anticipation des travaux sur les 5 réacteurs suivant la tête de série, pour lesquels les travaux doivent avoir commencé en 2055. Les retours de cette consultation dorénavant close ne devraient pas remettre fondamentalement en cause les projets de décision.
