Conformément au code de l’environnement, les dispositions proposées par EDF lors des réexamens au-delà de la 35e année de fonctionnement seront soumises, réacteur par réacteur, après enquête publique, à autorisation de l’ASN. Pour Tricastin 1, la VD4 (tête de série) a débuté le 1er juin 2019 et s’est terminée par le recouplage le 23 décembre 2019, après autorisation de redémarrage délivrée par l’ASN. Le rapport de conclusions de réexamen périodique (RCR) a été transmis en février 2020, et fera l’objet d’une enquête publique en 2021, après publication de l’avis ASN générique sur la VD4. L’avis ASN sur le RCR Tricastin 1 devrait être émis fin 2021 ou début 2022. Il est susceptible de comporter des demandes spécifiques au site en complément des prescriptions de l’avis générique avec un impact sur la charge industrielle et les coûts. Au 10 février 2021, la VD4 est en cours pour les tranches nucléaires de Bugey 2, Bugey 4 et Tricastin 2.
En 2016, le Conseil d’administration a considéré que toutes les conditions techniques, économiques et de gouvernance nécessaires permettant de mettre en adéquation la durée d’amortissement du parc nucléaire France avec la stratégie industrielle du Groupe étaient réunies (voir notes 1.3.4 « Jugements et estimations de la Direction du Groupe » et 1.3.4.1 « Durée d’amortissement des centrales nucléaires en France » de l’annexe aux états financiers consolidés au 31 décembre 2020). Il a en conséquence approuvé l’allongement dans les comptes consolidés de 40 ans à 50 ans de la durée d’amortissement des centrales du palier REP 900 MW hors Fessenheim, sans préjuger de la position de l’ASN sur les dispositions proposées par EDF réacteur par réacteur après chaque visite décennale. Le risque que l’extension de la durée de fonctionnement de certains réacteurs de 900 MW ne soit pas autorisée ne peut être écarté mais une étape importante a été franchie avec l'avis générique rendu par l'ASN le 23 février 2021. Concernant la centrale nucléaire de Fessenheim, le réacteur n° 1 a fait l’objet d’une mise à l’arrêt définitive le 22 février 2020 et le réacteur n° 2 le 30 juin 2020.
La poursuite d’exploitation des autres paliers du parc nucléaire France (1 300 MW et 1 450 MW), qui sont plus récents, est un objectif industriel du Groupe.
Le Groupe ne peut pas garantir qu’il obtiendra de la part des autorités compétentes la poursuite de fonctionnement escompté. Ces extensions pourraient aussi être obtenues sous certaines conditions, dont les incidences financières seraient telles, notamment en termes d’investissements, qu’elles pourraient affecter la stratégie du Groupe en matière de poursuite de la durée d’exploitation de ses réacteurs ou la capacité du Groupe à poursuivre sa stratégie globale d’investissement. Ces événements pourraient avoir un impact négatif significatif sur la situation financière du Groupe.
Au Royaume-Uni, l’analyse en cours du vieillissement du graphite du réacteur RAG (réacteur avancé à gaz) peut entraîner une indisponibilité prolongée ou un arrêt anticipé des réacteurs. La fissuration du graphite soumis à irradiation doit être surveillée attentivement, avec des inspections réalisées régulièrement, et contrôlées par l’Office for Nuclear Regulation (ONR), pour garantir une connaissance suffisante du cœur afin de justifier la poursuite du fonctionnement. En août 2020 et en novembre 2020 les décisions ont été prises de mettre un terme à l’exploitation respectivement de la centrale d’Hunterston B au plus tard le 7 janvier 2022 et de la centrale d’Hinkley Point B au plus tard le 15 juillet 2022. Il est possible que l’exploitation cesse avant ces dates si un nouveau dossier de justification de sûreté ne peut être validé. Pour Hinkley Point B ce dossier de justification de sûreté est nécessaire pour le redémarrage des deux réacteurs actuellement en arrêt pour inspection graphite.
La durée actuellement prévue pour l’exploitation des réacteurs du parc nucléaire existant d’EDF Energy varie entre 41 et 47 années calendaires pour les réacteurs avancés au gaz (RAG) et est de 40 ans pour le réacteur à eau pressurisée (REP) de Sizewell B. Depuis leur acquisition par EDF Energy, la durée de fonctionnement des réacteurs RAG a été allongée de 8 ans environ en moyenne, et l’objectif pour la centrale REP est de poursuivre son fonctionnement durant 20 ans après les 40 ans actuellement prévus (voir section 1.4.5.1.2.2 « La production nucléaire »). Néanmoins, compte tenu des règles de sûreté nucléaire applicables au Royaume-Uni et de la technologie des réacteurs RAG en particulier, le Groupe ne peut garantir qu’EDF Energy obtiendra de l’ONR les autorisations nécessaires le moment venu pour exploiter ses réacteurs nucléaires existants jusqu’à la date de fin d’exploitation actuellement prévue (RAG) ou envisagée (Sizewell B), ou que ces autorisations ne seront pas obtenues sous réserve de conditions entraînant pour le Groupe des dépenses ou des investissements significatifs.
Compte tenu du risque d’arrêt anticipé lié aux difficultés d’établissement du dossier de justification de sûreté pour la tenue du graphite de Hunterston B et Hinkley Point B, EDF Energy se donne pour objectif de disposer d’un dossier de justification de sûreté pour le retrait du combustible sur ces deux centrales à partir de mai 2021. Si un risque d’arrêt prématuré devait également survenir pour les autres centrales RAG une stratégie de retrait accéléré du combustible serait alors mise en place. Si cette stratégie devait être adoptée, elle pourrait nécessiter un réexamen de la valeur des actifs.
Compte tenu du vieillissement du parc britannique et des nombreuses difficultés techniques rencontrées le niveau futur de production des réacteurs RAG actuellement en service est très incertain.
Pour les réacteurs nucléaires où EDF n’est pas en charge de l’exploitation, mais possède des participations financières (États-Unis, Belgique, Chine), le Groupe est également exposé financièrement à des risques. Le Groupe peut être amené à contribuer à hauteur de sa participation à des réparations ou modifications coûteuses à effectuer sur ces unités ou à des événements pouvant avoir des impacts sur leur durée de fonctionnement, leur production ou leur disponibilité. Comme en France et au Royaume-Uni, des décisions des autorités de sûreté nucléaire de ces pays, impliquant des contrôles ou des travaux complémentaires, pourraient être prises, notamment dans l’exploitation du retour d’expérience international et pour traiter par anticipation les événements potentiellement précurseurs.
Par ailleurs, il ne peut pas être exclu que, malgré la qualité d’exploitation et les modifications effectuées sur ses installations nucléaires par le Groupe, certaines d’entre elles fassent l’objet de modalités particulières d’exploitation pour renforcer les marges de sûreté en exploitation sur l’initiative de l’exploitant nucléaire, responsable de la sûreté nucléaire, ou sur demande de l’Autorité de sûreté.
Enfin, un éventuel accident nucléaire grave à l’extérieur du Groupe mais ayant des conséquences étendues dans le monde pourrait entraîner de la part des autorités de sûreté de nouvelles exigences de mise à niveau des réacteurs et applicables aux réacteurs du Groupe, et à ceux dans lequel le Groupe dispose d’une participation.
Les provisions constituées par le Groupe pour les opérations de déconstruction des installations nucléaires ainsi que pour le traitement et le stockage ultime des déchets radioactifs, y compris les déchets à vie longue issus du traitement des combustibles usés et de la déconstruction, peuvent s’avérer insuffisantes. En particulier, la déconstruction du parc nucléaire existant pourrait présenter des difficultés qui ne sont pas envisagées aujourd’hui ou s’avérer sensiblement plus coûteuse que ce qui est prévu. En outre, ces opérations doivent répondre à l’enjeu de la RSE relatif à la gestion des déchets et l’économie circulaire.
Le montant des actifs dédiés en France constitués par le Groupe pour couvrir les coûts de ses engagements de long terme dans le nucléaire (déchets radioactifs et déconstruction) pourrait devoir être revu à la hausse ou entraîner des décaissements supplémentaires.
Les opérations de déconstruction en cours en France (voir section 1.4.1.1.2.3 « La déconstruction des centrales nucléaires » concernent les centrales qui ont été construites et exploitées avant le parc nucléaire actuel y compris la centrale de Superphenix (centrales de « première génération »). Ces opérations couvrent quatre technologies différentes de réacteurs : réacteur à eau lourde (Brennilis), réacteur rapide refroidi au sodium (Superphenix à Creys-Malville), réacteur modéré au graphite et refroidi au gaz (réacteurs UNGG à Chinon, Saint Laurent et Bugey) et réacteur à eau pressurisé (« REP » à Chooz). Ces opérations constituent des premières pour EDF et à l’exception du REP, elles concernent des technologies de réacteurs pour lesquelles le retour d’expérience international est faible voire inexistant. Elles nécessitent donc le développement de méthodes et technologies nouvelles qui comportent un risque plus important que des technologies disposant déjà d’un retour d’expérience. La déconstruction du REP à Chooz A bénéficie d’un retour d’expérience (essentiellement américain et limité) mais présente la particularité originale de se situer dans une caverne, ce qui en fait également une opération singulière pour laquelle le retour d’expérience n’est pas immédiatement transposable et qui comprend des risques spécifiques.
