L’article 12 de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat prévoit que l’autorité administrative fixe par décret « un plafond d'émissions applicable, à compter du 1er janvier 2022, aux installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles situées sur le territoire métropolitain continental et émettant plus de 0,55 tonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawattheure. ». L’article D. 311-7-2 du Code de l’énergie pris en application de la loi précitée fixe un seuil annuel de 0,7 kilotonne d’équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée. Cela correspond à environ 700 heures de fonctionnement annuel pour une centrale thermique utilisant du charbon.
Ce mécanisme législatif et réglementaire, qui fait reposer sur l’exploitant la responsabilité de décider de poursuivre ou non le fonctionnement de son installation après 2022, ne prévoit pas d’indemnisation.
RTE ayant placé sous vigilance renforcée l’hiver 2021-2022 et compte tenu de la nécessité d’assurer la sécurité d’approvisionnement (1), le ministère de la Transition écologique a mis en consultation du public du 30 décembre 2021 au 20 janvier 2022 un projet de décret visant à permettre une dérogation exceptionnelle du respect du seuil annuel précité de 0,7 kilotonne pour les deux premiers mois de l’année 2022. Un nouveau seuil de 1 kilotonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée est ainsi instauré pour la période comprise entre le 1er janvier 2022 et le 28 février 2022, correspondant à la pointe de consommation hivernale. Cela correspond à environ 1 000 heures de fonctionnement par tranche durant cette période. Le seuil est ensuite abaissé à 0,6 kilotonnes d'équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée pour le reste de l’année 2022. Enfin, le décret prévoit qu’à compter du 1er janvier 2023, le plafond d’émissions de gaz à effet de serre reste fixé à 0,7 kilotonne d’équivalents dioxyde de carbone par an et par mégawatt de puissance électrique installée.
Les activités de production thermiques sont également soumises à d'autres réglementations spécifiques comme celle issue de la directive n° 2012/18 du 4 juillet 2012 (dite « Seveso 3 ») mais également celle relative à la qualité de l'air au sens large issue de la directive européenne n° 2016/2284 du Parlement Européen et du Conseil du 14 décembre 2016 concernant la réduction des émissions nationales de certains polluants atmosphériques, modifiant la directive 2003/35/CE et abrogeant la directive 2001/81/CE, la directive n° 2010/75/UE du 24 novembre 2010 modifiée relative aux émissions industrielles (directive IED) et la directive n° 2015/2193/UE établissant des règles visant à limiter les émissions atmosphériques de dioxyde de soufre (SO2), d’oxydes d’azote (NOx) et de poussières.
EDF a arrêté définitivement l’exploitation de sa dernière centrale thermique fonctionnant au fioul lourd, à Cordemais, au printemps 2018.
EDF a mis en service en 2011 un premier Cycle Combiné au Gaz naturel (CCG) en France sur le site de Blénod, puis deux cycles combinés à Martigues en 2012 et 2013, et enfin un cycle combiné de nouvelle génération à Bouchain en 2016, en partenariat avec General Electric.
Cette modernisation du parc thermique permet de réduire les émissions atmosphériques de CO2, d’oxydes d’azote et d’oxydes de soufre.
Les CCG de Martigues résultent de la transformation (repowering) des anciennes tranches fioul, dont une partie des installations (turbine à vapeur, condenseur ou installations de traitement d’eau) a été réutilisée. La puissance installée du site de Martigues est de 930 MW. Son rendement est de plus de 50%, nettement supérieur à celui des tranches thermiques charbon.
Le CCG de Bouchain, aux caractéristiques innovantes en termes de puissance (près de 600 MW atteignables en moins de 30 minutes) et de rendement (supérieur à 60%), présente de bonnes performances environnementales. Les émissions de CO2 sont de l’ordre de 360 g/kWh en moyenne, soit une division par presque 3 par rapport à celles de l’ancienne centrale charbon voisine arrêtée en 2015.
EDF a planifié l’ensemble des opérations de déconstruction des tranches arrêtées ou dont l’arrêt est programmé. Les provisions relatives à ces opérations ont été constituées pour un montant correspondant aux charges de déconstruction de l'ensemble des tranches en exploitation et aux travaux de dépollution des sites (voir dans la section 6.1 la note annexe aux comptes 17.1 « Autres provisions pour déconstruction »).
EDF a poursuivi en 2021 les travaux de déconstruction sur les installations mises en retrait définitif d’exploitation. Les principaux travaux réalisés en 2021 ont concerné des opérations de désamiantage sur les tranches retirées d’exploitation de Cordemais et du Havre, et de déconstruction sur le site de Blénod (cheminées).
EDF est par ailleurs attentif à préserver au mieux le potentiel de ses sites par une allocation raisonnée des espaces et la mise en œuvre d’une veille locale sur la réglementation d’urbanisme propre à sécuriser ses besoins. Cette gestion différenciée des espaces et des sols permet de libérer progressivement le foncier d'EDF de contraintes d’occupation (libération de nouvelles ressources foncières, de potentiel de biodiversité ou de d'artificialisation des sols). Elle tient compte des besoins du Groupe, tout en accompagnant les territoires dans le développement de nouvelles activités (mise en place de la Cleantech Vallée sur le site d’Aramon par exemple).
Les centrales thermiques à flamme sont soumises à la législation relative aux installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) codifiée dans le Code de l’environnement. Les activités relevant de la législation des installations classées sont énumérées dans une nomenclature qui les soumet à un régime de déclaration, d’enregistrement, ou d’autorisation en fonction de l’importance des risques et des inconvénients qui peuvent être engendrés. Cette réglementation impose notamment, lors de la cessation d’activité de l'installation, la remise en état du site, en fonction de l’usage auquel sont destinés les terrains ainsi que pour certaines installations la constitution de garanties financières destinées à assurer, suivant la nature des dangers ou inconvénients de chaque catégorie d’installations, la surveillance du site et le maintien en sécurité de l’installation, les interventions éventuelles en cas d'accident avant ou après la fermeture, et la remise en état après fermeture.
Le groupe EDF est aujourd’hui le leader européen des énergies renouvelables et notamment le premier producteur hydroélectrique de l’Union européenne. La Production hydraulique est la plus importante des énergies renouvelables du Groupe avec 22,3 GW installés (2). Le Groupe est également leader dans le développement de filières industrielles compétitives, principalement dans l’éolien et le solaire. L’ambition d’EDF, en termes de capacité nette installée dans l’éolien et le solaire, est d’atteindre 21 GW fin 2024. Au total, les énergies renouvelables représentent déjà plus du quart de la capacité totale du Groupe.
Les engagements du groupe EDF concernant le développement des énergies renouvelables figurent également à la section 3.1.1.4 « EDF, investisseur le plus important dans les énergies décarbonées en Europe ».
(1) Prévue à l’article L. 100-1 du Code de l’énergie.
(2) Hors énergie marine. 22,5 GW y compris énergie marine.
