Document d’enregistrement universel 2020

À fin 2020, le groupe EDF n’exploite plus que trois centrales charbon : la centrale du Havre, qui sera mise à l’arrêt au printemps 2021 ; la centrale de West Burton A qui sera mise à l’arrêt d’ici 2024 ; et enfin la centrale de Cordemais (FR) qui sera mise à l’arrêt au plus tard en 2026 et qui pourrait être reconvertie à la biomasse dès 2022 (voir également la section 1.4.1.2.2 « Les enjeux de la production thermique »). La production d’électricité et de chaleur à partir de charbon représente en 2020 moins de 0,6 % de la production totale du groupe EDF. En effet, indépendamment de leur capacité, ces actifs de production ne sont utilisés qu’en périodes dites « de pointe » en vue de jouer un rôle d’assurance dans l’équilibre du système. Leur fonctionnement et les émissions associées sont ainsi très limités.

3.1.1.3.2 La transition énergétique des territoires insulaires

La Corse et les Outre-Mer, en tant que Zone Non Interconnectées (ZNI) au système électrique continental, font l’objet de Programmations Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) spécifiques, qui leur fixent des objectifs ambitieux de décarbonation et d’indépendance énergétique (autonomie énergétique des territoires d’Outre-mer à l’horizon 2030 et de la Corse d’ici 2050).

Les installations thermiques, principalement des moteurs au fioul lourd ou au gasoil et des turbines à combustion (TAC), jouent historiquement un rôle important dans ces zones. Elles permettent de faire face à la forte saisonnalité de la consommation électrique, assurent la sécurité d’approvisionnement et pallient l’intermittence des énergies renouvelables dans des systèmes électriques qui ne peuvent se retourner vers les importations en cas de pic de demande ou de défaut de production.

Pour décarboner la production électrique dans les îles, le groupe EDF met en place les actions suivantes :

• la substitution progressive du fioul par de la biomasse liquide sur les moteurs de microréseaux SEI (test de plus d’un mois dans l’île de Molène, en Bretagne) comme sur les moteurs de PEI (test sur la centrale de Pointe de Jarry en 2020). Ainsi la future centrale de Larivot en Guyane fonctionnera à la biomasse liquide, en remplacement de la centrale au fioul de Dégrad-des-Cannes qui doit être arrêtée fin 2023 ;
• l’arrêt des moteurs et TAC fioul les plus anciens, au fur et à mesure de l’arrivée des nouveaux moyens de production moins émetteurs ;
• la mise en place volontaire d’un système de management de l’énergie (certification ISO 50001) sur sept des huit sites de production thermique les plus importants de SEI et les actions d’optimisation du rendement des installations de PEI.

On trouvera dans la section 1.4.4.3 « Systèmes Énergétiques Insulaires » une description plus complète des actions mises en œuvre par EDF dans les îles, comme les actions de maîtrise de l’énergie (ex : chauffe-eau solaires), les projets d’augmentation du productible des centrales hydrauliques en exploitation, le développement de réseau compatible avec l’intégration d’ENR (ex : batteries, compensateurs synchrone…).

3.1.1.3.3 Le verdissement des réseaux de chaleur

Le groupe EDF, à travers sa filiale Dalkia, gère 330 réseaux urbains de chaleur et de froid. Il est le leader des services énergétiques en France et un acteur de premier plan sur le marché européen. Dalkia s’est fixé l’objectif d’atteindre un taux d’énergie renouvelable et de récupération (ENR&R) dans son mix énergétique de 50 % à l’horizon 2022.

Ce taux est de plus de 41,3 % en 2020. Cet engagement se traduit par le développement de l’utilisation de la biomasse (bois énergie, fraction biodégradable des ordures ménagères, biogaz), de la récupération de chaleur fatale, de la géothermie et de la thalassothermie. À l’échelle mondiale, le charbon représente en 2020 2,5 % de la production de chaleur de Dalkia, qui s’est engagé à ne plus utiliser ce combustible pour ses activités en France, en cohérence avec les dispositions de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie. Le recours aux énergies renouvelables et aux prestations d’efficacité énergétique permet à Dalkia de réduire les émissions de gaz à effet de serre de ses clients et a permis d’éviter 4,1 millions de tonnes de CO₂ e en 2020 (voir la section 1.4.6.1.1 « Dalkia »).

3.1.1.3.4 Aligner les activités gazières avec les engagements climatiques du Groupe

Les activités gazières représentent une part significative du bilan GES du groupe EDF, à travers notamment trois activités : la production d’électricité à partir de gaz naturel, la production de chaleur à partir de gaz naturel et la vente de gaz naturel à des clients finals (particuliers, entreprises, collectivités).

Parce qu’il est environ deux fois moins émetteur de CO₂ que le charbon, et qu’il permet de produire une électricité pilotable, le gaz naturel peut être amené à jouer un rôle dans la transition énergétique de certains pays, comme en Italie où il se substitue au charbon. Néanmoins le gaz naturel reste un combustible fossile, émetteur de CO₂, et incompatible (sauf à recourir au captage et au stockage du CO₂) avec l’atteinte de la neutralité carbone à laquelle le groupe EDF et plus de 120 pays se sont engagés d’ici 2050.

Le groupe EDF a défini en 2020 un ensemble de critères internes dit « gazier responsable » permettant d’aligner ses activités gazières avec ses engagements climatiques :

• critères transverses : l’ensemble des activités gazières du groupe EDF s’intègrent dans les trajectoires carbone (couvrant les émissions directes et indirectes) fixées pour chacune des entités du Groupe en cohérence avec les objectifs 2030 du Groupe. Tout projet de développement doit démontrer sa contribution à la transition énergétique des territoires et intégrer dans son business plan le respect de la neutralité carbone du Groupe à l’horizon 2050 ;
• critères additionnels sur la production d’électricité : pas de développement de nouveau projet gaz (Cycle Combiné Gaz – CCG), sauf si le projet contribue à réduire l’intensité carbone du système électrique du pays concerné ou relève de la sécurité d’approvisionnement du pays. Lorsque cela est techniquement et économiquement faisable, le projet recourt à des solutions permettant de réduire ses émissions directes, comme le gaz vert, l’hydrogène ou le captage et le stockage du CO₂ ;
• critères additionnels sur la vente de gaz : le groupe EDF accompagne ses clients gaz vers la sobriété, l’efficacité énergétique et la réduction de leurs émissions via ses offres, son expertise et ses filiales de spécialité ; il développe et promeut les solutions alternatives aux combustibles fossiles lorsqu’elles sont accessibles (électricité, pompes à chaleur, gaz renouvelable, chaleur renouvelable, etc.).

Il convient cependant de noter que les moyens d’actions du groupe EDF vis-à-vis de ce dernier objectif sont limités tant que les régulateurs et les pouvoirs publics ne fixent pas un cadre réglementaire clair, favorisant notamment le choix des solutions décarbonées pour le chauffage des particuliers.

Par ailleurs, le groupe EDF soutient le développement de la filière biogaz, notamment via sa filiale Dalkia Biogaz, filiale détenue à 100 % par le groupe Dalkia, spécialisée dans les activités de production, traitement et valorisation du biogaz, tant en cogénération qu’en injection directe dans le réseau de distribution de gaz naturel.

Enfin le groupe EDF travaille en permanence à optimiser les performances énergétiques et environnementales de son parc thermique, de façon à réduire ses émissions de CO₂ mais aussi à rendre plus de services au système électrique qui doit intégrer une quantité toujours plus importante d’énergie renouvelable intermittente et non pilotable.

3.1.1.3.5 La réduction des émissions de SF₆ et de HFC

Les gaz fluorés comme l’hexafluorure de soufre (SF₆) et les hydrofluorocarbures (HFC) sont de puissants gaz à effet de serre. À titre d’exemple, le potentiel de réchauffement global (PRG) du SF₆ est 23 500 fois supérieur à celui du CO₂ et celui des HFC jusqu’à 12 400 fois supérieur à celui du CO₂. Leurs émissions en 2020 sont estimées pour l’ensemble du groupe EDF à 51,5 ktonnes de CO₂ e, soit environ 0,2 % des émissions directes (scope 1) du groupe EDF.

Le SF₆ est utilisé comme gaz isolant dans le matériel de transmission et de distribution de l’électricité. Les émissions se produisent au cours de fuites et de pertes pendant l’entretien de ces matériels. EDF a signé, dès 2004, un engagement volontaire concernant la réduction des émissions de SF₆ de l’ensemble de ses appareils électriques haute et moyenne tension. Ces actions sont suivies dans le cadre du Système de Management Environnemental (SME) du Groupe. Grâce à une politique volontariste, la Division de la Production Nucléaire en France a pu réduire de 84 % ses émissions de SF₆ entre 2008 et 2017 et a mis en place un plan d’actions spécifiques visant à ramener tous ses équipements à leur taux de fuite de conception, soit 1 % par an. Le gestionnaire de réseau de distribution Enedis s’est fixé quant à lui un objectif de stabilisation de ses émissions de SF₆ à 330 kg par an.

Dès que cela est technologiquement et économiquement possible, le groupe EDF utilise des technologies alternatives au SF₆ : Un disjoncteur à coupure dans le vide et isolement sous pression d’air sec (sans SF₆) a été testé sur un site de production d’EDF Hydro. Ce type de technologie aérienne a également été retenu pour la plateforme d’évacuation d’énergie du projet EPR2⁽¹⁾ . Le gestionnaire de réseau de distribution Enedis a développé un nouveau palier technique de disjoncteurs HTA à coupure dans le vide pour les postes primaires HTB/HTA, dont les premiers modèles ont été installés en 2020.