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1
1. LE GROUPE, SA STRATÉGIE ET SES ACTIVITÉS
1.1 Chiffres clés et modèle d'affaires
1.2 Présentation du Groupe
1.3 Stratégie et objectifs du Groupe
1.4 Description des activités du Groupe
1.5 Recherche et développement, brevets et licences
2
2. FACTEURS DE RISQUES ET CADRES DE MAÎTRISE
2.1 Gestion des risques et maîtrise des activités
2.2 Risques auxquels le Groupe est exposé
3
3. PERFORMANCE EXTRA-FINANCIÈRE
3.1. Enjeux et engagements de responsabilité sociétale
3.1 Neutralité carbone et climat
3.2 Préservation des ressources de la planète
3.3 Bien-être et solidarités
3.4 Développement responsable
3.5 Gouvernance de la RSE
3.6 Méthodologie
3.7 Notation extra-financière
3.8 Annexes et rapport de l’Organisme Tiers Indépendant
3.9 Plan de vigilance
4
4. GOUVERNEMENT D'ENTREPRISE
4.1 Code de gouvernement d’entreprise
4.2 Composition et fonctionnement du Conseil d’administration
4.3 Direction Générale
4.4 Conflits d’intérêts et intérêts des mandataires sociaux et des dirigeants
4.5 Participations des mandataires sociaux et opérations réalisées sur les titres EDF par les mandataires sociaux et les dirigeants
4.6 Rémunération et avantages des mandataires sociaux – Politique de rémunération
5
5. PERFORMANCE FINANCIÈRE ET PERSPECTIVES
5.1 Examen de la situation financière et du résultat 2021
5.2 Événements postérieurs à la clôture
5.3 Événements postérieurs à l’arrêté des comptes
5.4 Évolution des prix de marchés à fin février 2022
5.5 Perspectives
6
6. ÉTATS FINANCIERS
6.1 Comptes consolidés au 31 décembre 2021
6.2 Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés
6.3 Comptes sociaux d’EDF SA au 31 décembre 2021
6.4 Rapport des Commissaires aux comptes sur les comptes annuels
6.5 Politique de distribution de dividendes
6.6 Autres informations
6.7 Informations relatives à l’allocation des fonds levés dans le cadre des obligations vertes (Green Bonds) émises par EDF
6.8 Informations relatives à l’allocation des fonds levés dans le cadre des obligations sociales (Social Bonds) émises par EDF
7
7. INFORMATIONS GÉNÉRALES CONCERNANT LA SOCIÉTÉ ET SON CAPITAL
7.1 Informations générales concernant la Société
7.2 Actes constitutifs et statuts
7.3 Informations relatives au capital et à l’actionnariat
7.4 Marché des titres de la Société
7.5 Opérations avec des apparentés
7.6 Contrats importants
8
8. INFORMATIONS COMPLÉMENTAIRES
8.1 Personne responsable du document d’enregistrement universel et attestation
8.2 Responsables du contrôle des comptes – Commissaires aux comptes
8.3 Documents accessibles au public – LEI et Calendrier de communication financière
8.4 Tables de concordance
8.5. Glossaire

Ce document d’enregistrement universel (URD) a été déposé le 17 mars 2022 auprès de l’AMF, en tant qu’autorité compétente au titre du règlement (UE) 2017/1129, sans approbation préalable conformément à l’article 9 dudit règlement.

Ce document d’enregistrement universel peut être utilisé aux fins d’une offre au public de valeurs mobilières ou de l’admission de valeurs mobilières à la négociation sur un marché réglementé s’il est complété par une note relative aux valeurs mobilières et le cas échéant, un résumé et tous les amendements apportés au document d’enregistrement universel. L’ensemble est approuvé par l’AMF conformément au règlement (UE) n°2017/1129.

Des exemplaires du présent document d’enregistrement universel 2021 sont disponibles sans frais auprès d’EDF (22-30, avenue de Wagram –
75382 Paris Cedex 08) et sur son site internet (http:// www.edf.com) ainsi que sur le site de l’AMF (http://www.amf-france.org).

Ce document doit être lu avec les précautions de lecture qui figurent à la dernière page du présent document [accessible en cliquant ici].

523,7 TWh |  | 38,5 |  | 91 % |  | 167 157
d’électricité produite dans le monde |  | millions de clients dans le monde (1) |  | de production décarbonée (2) |  | collaborateurs (3)

LE GROUPE, SA STRATÉGIE ET SES ACTIVITÉS

1

1.1Chiffres clés et modèle d'affaires

1

*

1.2Présentation du Groupe

1.2.1Organisation du Groupe

Un organigramme simpliﬁé du Groupe au 31 décembre 2021 est présenté ci-dessous. Les pourcentages mentionnés pour chaque entité correspondent à la quote-part d’intérêt dans le capital. Les sociétés ou groupes de sociétés faisant partie du périmètre de consolidation du Groupe sont mentionnés à la note 3.3 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2021. Les évolutions du périmètre 2021 sont commentées en note 3.1.1 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos
le 31 décembre 2021.

1.2.2Histoire du Groupe

1.2.3Faits marquants

| Objectifs financiers atteints (1) |  | Forte progression de l’EBITDA et du Résultat Net par rapport à 2020 et à 2019 |  | Réussite des plans de cessions et de réduction des coûts * |  | Intensité carbone en baisse
(1)Les objectifs financiers du Groupe ont été révisés le 15/12/2021 pour l'EBITDA et le 29/07/2021 pour le ratio EFN/EBITDA.

Nucléaire

?Inclusion du nucléaire dans la taxonomie européenne 2

?France :

>Nucléaire existant et Grand carénage : 5 VD4 terminées, 2 en cours et allongement à 50 ans de la durée d’amortissement des réacteurs 1 300 MW**

>EDF, acteur majeur du plan « France 2030 » avec un soutien à l’innovation de la filière nucléaire à hauteur de 1 milliard d’euros notamment à destination des SMR 3 et du plan « France Relance » avec la création avec l’État français du « Fonds France Nucléaire », destiné à accompagner la croissance des PME de la filière nucléaire

>Flamanville 3 :

–Révision de la cible de chargement du combustible de fin 2022 au deuxième trimestre 2023 et des coûts de construction de 12,4 à 12,7 milliards d’euros 4

–Finalisation des opérations de reprise des 8 soudures du circuit secondaire principal

>Nouveau Nucléaire : remise aux pouvoirs publics de la contribution d’EDF et de la filière nucléaire au programme de 3 paires de nouveaux réacteurs EPR2 en France.

?Chine : anomalie sur des assemblages de combustible du réacteur n° 1 de Taishan

?Royaume-Uni

>Sizewell C :

–Projet de loi du gouvernement britannique portant application d’un modèle de financement dit « Base d’Actifs Régulée » aux projets de nouveau nucléaire

–Annonces du gouvernement britannique d’investir jusqu’à 1,7 milliard de livres sterling alloués au développement de projets nucléaires de grande capacité

?Inde : Offre technico-commerciale engageante remise en vue de la construction de six EPR 5 sur le site de Jaitapur

?Pologne : Remise d’une offre préliminaire non engageante pour des prestations d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction de 4 à 6 réacteurs EPR (de 6,6 à 9,9 GW)

Renouvelables

?Hausse du niveau de production : 20,9 TWh, soit + 8,3 % vs fin 2020

?Accélération des mises en service : 3,1 GW bruts (vs 2,5 GW en 2020)

?Croissance des capacités installées : 12 GW nets à fin 2021 (+ 13 % vs 2020)

?Niveau élevé des capacités en construction : 7,9 GW bruts à fin 2021, dont notamment le parc éolien en mer de Courseulles-sur-Mer (448 MW), le premier parc éolien en mer français à Saint Nazaire 6 et une centrale solaire de 300 MW à Jeddah

?Portefeuille de projets de 76 GW bruts (+ 27 % vs fin 2020) dont notamment le projet offshore Atlantic Shores de 1,5 GW aux États-Unis

Clients et services

?1,4 million de clients résidentiels en électricité en offre de marché en France, soit + 40 % vs fin 2020, en ligne avec la cible de 3 millions en 2023

?Forte croissance de la mobilité électrique : près de 200 000 points de charge installés et gérés à fin décembre 2021 dont principalement Pod Point, leader des bornes de recharges au Royaume-Uni chez les particuliers, avec plus de 150 000 points de charges

?Signature de contrats d’achat d’électricité (PPA) d’origine renouvelable avec Bouygues Telecom, SNCF et RATP

?Dalkia Electrotechnics/Citelum lauréat du marché de l’éclairage public de la ville de Paris pour 10 ans

?Dalkia : Création d’un outil innovant de pilotage de la surveillance de l’exploitation et de la maintenance de 122 gares SNCF et signature avec le Futuroscope pour la création d’un réseau de chauffage et de climatisation vertueux 7 à partir d’énergie renouvelable 8

Enedis

?Succès du déploiement des compteurs intelligents Linky, objectif final du programme atteint en termes de délais, de coût et de performance

Italie

?Repositionnement stratégique d'Edison avec la réorganisation des actifs renouvelables 9 et recentrage sur les activités cœur de métier

Innovations

?Mises en service de 50 MW de batteries au Royaume-Uni dans le cadre du projet ESO 10

?Inauguration de la première station de production et de distribution d’hydrogène par Hynamics à Auxerre

International

?Signature d’un accord de développement pour un projet solaire flottant hybride de 240 MW sur le réservoir de Nam Theun 2 au Laos

?Finalisation du financement d’un projet innovant combinant solaire et gaz avec le développement de la plus grande centrale solaire (480 MW) à ce jour au Chili

?Construction de la centrale hydraulique de Nachtigal (420 MW) au Cameroun : avancement des travaux pour les lots génie civil et électromécanique (plus de la moitié réalisés). Mise en service industrielle prévue en 2024

Fermeture en cours des centrales au charbon en Europe

?France : fermeture de la centrale du Havre le 31 mars 2021 11

?Royaume-Uni : fermeture de la centrale de West Burton A prévue en septembre 2022, deux ans avant la date limite fixée par le gouvernement britannique

Réalisations et objectifs environnementaux et societaux

?Intensité carbone : 48 gCO2/kWh en 2021 vs 51 gCO2/kWh en 2020, niveau environ 5 fois plus faible que la moyenne européenne des utilities

?Mixité : 29,8 % de femmes dans les Comités de direction des entités du Groupe en 2021 vs 28,7 % en 2020, en ligne avec les ambitions du Groupe

?Intégration d’EDF dans le « CAC 40 ESG », l’indice d’Euronext qui regroupe 40 entreprises socialement responsables

* Finalisation des plans de cessions de 3 milliards d’euros et d’économie de 500 millions d’euros

Pour compenser les impacts de la crise sanitaire sur la situation financière du Groupe, des plans d’économies et de cessions ont été lancés mi-2020 avec une cible de 500 millions d’euros de réduction des charges opérationnelles 12 en 2022 par rapport à 2019 et d’environ 3 milliards d’euros de cessions 13 sur la période 2020 à 2022. À fin décembre 2021, la réduction des coûts est estimée à 543 millions d’euros par rapport à 2019. Les cessions d’actifs signées ou réalisées au 31 décembre 2021 ont un effet favorable de 3,0 milliards d’euros environ sur l’endettement financier net et de 3,7 milliards d’euros environ sur l’endettement économique du Groupe 14. Ces cessions sont en ligne avec la stratégie du Groupe et ont permis un recentrage sur les activités cœur de métier, ainsi que la sortie de certaines activités carbonées (principalement cessions de l’activité E&P et du réseau de distribution de gaz IDG). Ces deux plans ont dépassé leur objectif avec un an d’avance.

** Allongement de la durée d’amortissement à 50 ans des réacteurs 1 300 MWe en France

Le Groupe a procédé à l’allongement de la durée d’amortissement de l’ensemble des centrales du palier 1 300 MW au 1er janvier 2021, les conditions techniques, économiques et de gouvernance étant réunies. A cette date, les provisions liées à la production nucléaire diminuent de 1 016 millions d’euros. Cette diminution est fiscalisée en grande partie et a généré un décaissement d’impôt de 184 millions d’euros. L’impact de l’allongement de la durée d’amortissement à 50 ans sur le résultat net part du Groupe de l’exercice est de +405 millions d’euros (voir la note 1.4.1 de l'annexe aux comptes consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2021).

1.3Stratégie et objectifs du Groupe

1.3.1Environnement et enjeux stratégiques

L’efficacité énergétique et l’électricité décarbonée sont au cœur de la transition énergétique

La lutte contre le changement climatique est un enjeu majeur pour la planète. Dès l’accord trouvé à Paris lors de la 21e Conférence des Parties (COP21) en 2015, la mobilisation contre le changement climatique s’est confirmée tout comme l’importance croissante des transitions énergétiques au-delà de l’Europe.

En Europe, le Paquet Énergie Propre finalisé en 2019, le Green Deal élaboré en 2020 et le paquet Climat « Fit for 55 » proposé par la Commission européenne en 2021 donnent le cadre des mesures pouvant permettre à l’Union européenne d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050. Les programmes de relance qui font suite à la crise sanitaire Covid renforcent encore la priorité donnée au climat.

Le Green Deal au niveau européen et les programmes nationaux associés se concentrent en priorité sur la diminution des émissions de CO2, de la façon la plus compétitive possible, en s’appuyant sur une vision industrielle ancrée dans les territoires.

Le Royaume-Uni, qui doit engager un renouvellement important de ses moyens de production d’électricité, a établi depuis 2008 un Climate Change Act. Il a mis en place un modèle de marché cohérent avec cette politique (Carbon Price Floor, Contracts for Difference, marché de capacité, réflexions sur un modèle de base d’actifs régulée pour les nouveaux moyens de production nucléaire).

En France, l’électricité représente environ 25 % des consommations d’énergie finale et un peu plus de 12 % des émissions de CO2 15 (respectivement 20 % 16 et 41 % 17 au niveau international). La loi relative à l’énergie et au climat du 8 novembre 2019 met la réduction des émissions de gaz à effet de serre au centre de la politique énergétique française. L’objectif est désormais « d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 en divisant les émissions de gaz à effet de serre par un facteur supérieur à six ». La Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), qui décline les orientations de la politique énergétique française, offre une visibilité à dix ans indispensable à de grands acteurs industriels. EDF partage le diagnostic de la PPE en termes notamment d’identification des leviers vers une sortie des énergies fossiles.

Pour atteindre ces objectifs, les deux leviers majeurs à activer sont :

?la baisse de la consommation d’énergie, en développant des solutions d’efficacité énergétique (aval) ;

?le basculement des usages fossiles vers les énergies décarbonées, avec l’électricité décarbonée en premier lieu et l’usage de la chaleur renouvelable notamment (amont).

La transition vers une économie sans carbone doit également préserver le pouvoir d’achat des ménages et la compétitivité des entreprises.

Tant à l’aval qu’à l’amont l’innovation sera une composante essentielle de la réussite de ces objectifs.

1.3.2Priorités de la stratégie
CAP 2030

La raison d’être d’EDF est de « Construire un avenir énergétique neutre en CO2 conciliant préservation de la planète, bien-être et développement grâce à l’électricité et à des solutions et services innovants ». Elle a été inscrite dans les statuts de l’entreprise à l’issue de l’Assemblée générale des actionnaires du 7 mai 2020. Elle est le fruit de la contribution des salariés lors des dialogues « Parlons Énergies ». La stratégie CAP 2030 décline la raison d’être d’EDF.

Le groupe EDF produit l’une des électricités les moins carbonées au monde. Il a pris en 2020 de nouveaux engagements de réduction de ses émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 qui ont été validés par l’organisation Science Based Targets Initiatives comme allant au-delà de l’ambition 2 °C de l’Accord de Paris.

Pour la première fois, le groupe EDF s’est fixé des objectifs couvrant non seulement ses émissions directes mais également ses émissions indirectes. L’objectif est de s’inscrire dans une trajectoire de contribution à l’atteinte de la neutralité carbone sur l’ensemble de son empreinte carbone d’ici 2050. En 2030, le groupe EDF vise ainsi une diminution des émissions directes et indirectes de 50 % par rapport au niveau des émissions de 2017 et une réduction des émissions du scope 3 de 28 % par rapport à 2019. Voir également la section 3.1 « Neutralité carbone et climat ».

Pour EDF, lutter contre le dérèglement climatique repose sur la décarbonation de l’énergie, au service de la décarbonation des usages et de l’efficacité énergétique.

La stratégie du Groupe est articulée autour de trois axes stratégiques déclinés dans Cap 2030 :

Périmètre :

(1) Activités du pôle Clients Services et Territoires.

(2) France et Italie (Résidentiel).

(3) Groupe.

(4) Hors pays prioritaires en Europe (France, Italie, UK et Belgique).

Créateur de services et de solutions pour accompagner les clients et territoires vers la neutralité carbone

Les particuliers, les entreprises, les villes souhaitent de plus en plus changer leur façon de s’éclairer, de se chauffer, de produire, de consommer, de se déplacer… Chacun veut devenir acteur de la transition énergétique. Cet élan, somme d’initiatives individuelles et de décisions publiques, se développe progressivement partout. L’ambition d’EDF est d’accompagner les clients et les territoires vers leur propre neutralité CO2 avec des solutions décarbonées et d’efficacité énergétique accessibles et innovantes.

Pour cela, EDF développe la valeur de son portefeuille clients dans les pays prioritaires européens (France, Royaume-Uni, Belgique et Italie) grâce à une relation client de référence et une gamme d’offres de services et de fourniture enrichie.

En 2030, le groupe EDF vise 10 milliards d’euros de chiffre d’affaires dans les services 18.

EDF renforce ses positions dans le secteur de la mobilité électrique (France, Royaume-Uni, Italie et Belgique), dans les activités de réseaux de chaleur et de froid renouvelables en France et également dans la valorisation de la flexibilité électrique et de l’agrégation (Europe).

En s’appuyant sur la confiance de ses clients et en développant une large gamme d’offres, notamment dans la performance énergétique durable sur les marchés résidentiels et d’affaires, EDF accroît la valeur par client. Il souhaite porter à plus de 1,5 le nombre de contrats par client particulier en 2030 19. Les offres d’énergies vertes, d’autoconsommation, les services d’efficacité énergétique, les services de proximité, les contrats de performance, de génie électrique ou climatique, la récupération de chaleur fatale, la biomasse répondent aux nouveaux besoins de ses clients.

Ses clients sont de plus en plus sensibles à leur empreinte environnementale. EDF y répond via des solutions accessibles et innovantes permettant de consommer moins et mieux :

?en contribuant à la décarbonation des usages grâce à l’électrification des usages dans les secteurs les plus émetteurs de CO 2 :

>dans les transports 20

-Pour accompagner le déploiement massif de l’électrification des mobilités, EDF s’engage concrètement en investissant dans l’accompagnement des clients (particuliers, entreprises et collectivités) et dans la valorisation des capacités de stockage des véhicules électriques ainsi que dans la production et la commercialisation d’hydrogène électrolytique.

>dans le bâtiment

-Le Groupe est très investi aux côtés des professionnels du secteur, des bailleurs, des collectivités pour les aider à gagner en efficacité énergétique et à évoluer vers la décarbonation des usages thermiques. Il propose une gamme de services allant du suivi et du pilotage des consommations au soutien direct aux opérations de décarbonation et d’efficacité énergétique 21 notamment au moment des rénovations. EDF accompagne également directement les ménages 22 avec IZI by EDF. Enfin, via sa filiale Dalkia, le Groupe est actif dans le développement des réseaux de chaleur et leur décarbonation (par des sources renouvelables ou par la récupération d’énergie) et le développement de Contrats de Performance Énergétique (CPE) pour les bâtiments publics et les entreprises ou les grands ensembles de logements.

>dans l’industrie

-EDF développe des solutions d’électrification des processus, de récupération de chaleur fatale et de production d’hydrogène électrolytique décarboné. Il met l’expertise de sa R&D au profit de ses clients industriels pour les accompagner dans l’évolution de leur outil de production (fours et chaudières électriques…) mais également en proposant (via sa filiale Agregio) des flexibilités ou des offres d’approvisionnement vert ;

?en s’appuyant sur le développement des infrastructures, sur les données et la création de solutions décarbonées ;

?en aidant ses clients particuliers, entreprises et collectivités locales, à devenir les acteurs de leur consommation d’énergie (autoconsommation, solutions numériques de pilotage des consommations, pompes à chaleur).

Ces solutions visent à permettre au groupe EDF d’éviter l’émission de plus 15 millions de tonnes de CO2 d’ici 2030 23.

Par ailleurs, EDF continue à innover en développant de nouveaux modèles d’activité pour accompagner ses clients dans la transition énergétique et donner corps aux engagements du Groupe vers la neutralité carbone. Tant à l’aval qu’à l’amont, l’innovation sera une composante essentielle du chemin à parcourir, compte tenu de la vitesse à laquelle progressent aujourd’hui les technologies, des renouvelables au stockage et aux véhicules électriques en passant par l’hydrogène ou les développements digitaux.

En s’appuyant sur ses propres efforts de R&D et sur son écosystème d’innovation développé avec ses partenaires, le groupe EDF choisit parmi ces innovations celles permettant d’accélérer la transition énergétique, en accompagnant autant que possible le tissu industriel français.

Enfin, la transition énergétique ne se fera que si elle est juste et solidaire. Le groupe EDF accompagne ses clients pour les aider à mieux consommer. EDF accorde une attention particulière aux clients les plus fragiles et met en œuvre des actions pour combattre la précarité énergétique. Voir la section 3.3.4 « Précarité énergétique et innovation sociale ».

Leader mondial de la production d’électricité neutre en CO 2

Parce qu’en France, l’électricité produite par EDF est décarbonée à près de 98 % grâce au nucléaire et aux énergies renouvelables, EDF joue un rôle moteur dans l’atteinte d’un objectif de neutralité CO2 à horizon 2050. Son action vise à accélérer le développement des énergies renouvelables en complément de son parc nucléaire dont elle garantit la sûreté, la performance et la compétitivité.

Il n’y aura pas de solution unique pour garantir une électricité décarbonée, mais un ensemble de technologies : nucléaire, hydraulique, solaire, éolien terrestre et maritime, chaleur renouvelable, réseaux, stockages et moyens de production thermique décarbonés, outils de gestion des flexibilités des usages et des productions…

La stratégie d'EDF est en ligne avec les annonces du Président de la République le 10 février 2022 à Belfort. Il a confirmé le rôle croissant de l’électricité bas carbone dans l’ambition de la France de baisser de 55 % les émissions de gaz à effet de serre françaises d'ici 2030 par rapport à 1990 et d’atteindre la neutralité carbone à horizon 2050. Le Président de la République a annoncé en conséquence :

?Une stratégie forte de relance de l’énergie nucléaire en France avec notamment :

>le lancement d’un programme de construction par EDF de 6 nouveaux réacteurs de technologie EPR2 et des études pour 8 EPR2 additionnels, qui mobiliseront notamment des financements publics massifs de plusieurs dizaines de milliards d’euros, même si les modalités précises de ces financement restent à définir ;

>la poursuite de l’exploitation de tous les réacteurs français existants, sauf si des raisons de sûreté devaient s’y opposer (cette prolongation de durée d’exploitation se faisant donc sans rien céder sur les obligations en matière de sûreté nucléaire), et en particulier la nécessité pour EDF d’étudier les conditions de prolongation au-delà de 50 ans, en lien avec l’Autorité de sûreté nucléaire ;

>le développement des petits réacteurs modulaires (Small Modular Reactor – SMR) ainsi que des réacteurs innovants permettant de fermer le cycle du combustible et de produire moins de déchets, avec une intervention supplémentaire de l’Etat à hauteur de 500 millions d’euros pour le projet NUWARDTM actuellement porté par EDF.

?Une accélération du développement des énergies renouvelables (solaire, éolien en mer et terrestre et hydraulique).

?L’ambition d’une production très bas carbone pour le groupe EDF se décline tout d’abord par l’accélération du développement des énergies renouvelables en France et à l’international. Le groupe EDF développe les énergies renouvelables électriques dans toutes les technologies (hydraulique, solaire, éolien terrestre, éolien en mer…). Les énergies renouvelables représentent déjà plus du quart de la capacité totale du Groupe 24.

?Le groupe EDF est aujourd’hui leader européen des énergies renouvelables, et notamment le premier producteur hydroélectrique de l’Union européenne avec 22,5 GW nets installés 25. Concernant les autres énergies renouvelables électriques, principalement l’éolien et le solaire, EDF est également un des leaders mondiaux avec 12 GW nets installés. L’ambition d’EDF est d’accroître rapidement ses capacités installées dans ces filières.

?L’objectif est d’atteindre une capacité installée d’énergies renouvelables (dont hydraulique) de 60 GW nets en 2030 ce qui équivaut à plus que doubler la capacité installée en 2015. Le groupe EDF recherche un équilibre entre les technologies (éolien terrestre et en mer, photovoltaïque et hydraulique) et dans la répartition géographique. Enfin, EDF investit régulièrement dans les installations hydrauliques pour allier performances économique, énergétique et environnementale, et propose des solutions renforçant le productible hydraulique.

?EDF construit une position de leader européen de l’agrégation des capacités renouvelables et des flexibilités. Il s’est fixé comme objectif le triplement des moyens de stockage du Groupe à l’horizon 2035, dans le cadre de son Plan stockage.

?Cette ambition de production très bas carbone se base également sur la performance de la filière nucléaire, en garantissant maîtrise industrielle, sûreté, compétitivité, protection de l’environnement, optimisation de l’exploitation des parcs nucléaires en France et au Royaume-Uni, fin des chantiers en cours (Flamanville 3, HPC), et mise en œuvre d’une stratégie innovante sur le cycle combustible.

?EDF dispose d’un parc de production nucléaire unique au monde. Le « Grand Carénage » du parc existant en France, déjà engagé, est un enjeu industriel majeur. Les investissements associés doivent permettre la poursuite du fonctionnement des centrales au-delà de 40 ans en garantissant sûreté nucléaire, performance et protection de l’environnement.

?Le nucléaire, dont l’exploitation n’émet pas de CO2 26, qui produit en base tout en offrant de forts leviers de pilotage et de flexibilité pour s’adapter à la consommation d’électricité, est un atout essentiel pour disposer d'un mix électrique décarboné à l'horizon 2050.

?À ce titre, EDF construit les réacteurs d’Hinkley Point C au Royaume-Uni et de Flamanville en France. Deux réacteurs EPR sont en exploitation à Taishan en Chine. En Finlande, le réacteur EPR Olkiluoto 3 construit par Orano a divergé le 21 décembre 2021. Depuis le 4 janvier, il est entré dans la deuxième phase avec un plafond de puissance de 30 %. Plusieurs étapes mèneront à sa mise en service prévue en juillet 2022.

?EDF développe également d’autres projets qui pourront être construits dans les pays qui souhaiteront se doter de nouveaux réacteurs. EDF finalise enfin le design d’un EPR de nouvelle génération.

?En 2030, le Groupe souhaite être engagé sur de nouveaux programmes EPR en France, en Grande-Bretagne et à l’international ainsi que dans le développement d’un démonstrateur du premier Small Modular Reactor (SMR) en France.

?EDF se prépare également aux reconversions liées aux arrêts d’exploitation. Il ambitionne d’être le leader en Europe de l’activité déconstruction d’actifs de production et développe l’économie circulaire.

?Accompagner la transition énergétique en réduisant l’empreinte carbone passe par un développement ciblé des projets de production d’électricité à partir de gaz pour répondre aux besoins de flexibilité et de transition énergétique.

Acteur international de la transition énergétique

Face aux enjeux démographiques, d’urbanisation et de pollution atmosphérique, de nombreux pays sont en quête de solutions pour inverser la tendance.

?Présent sur 4 continents, EDF accompagne ce mouvement de transition énergétique en exportant son savoir-faire dans le nucléaire, les énergies renouvelables et les services énergétiques.

?À l’international, véritable terrain d’innovation, EDF veut tripler la création de valeur de ses activités (vs 2015), en développant de manière ciblée les actifs de production d’énergies renouvelables, nucléaire et services contribuant à la transition énergétique des pays.

?Ainsi d’ici 2030, le groupe EDF a pour ambition de ne plus avoir d’actifs charbon dans le monde et de contribuer largement au développement des capacités installées renouvelables (dont 1,5 à 2 GW nets d’hydraulique 27).

?Sur les activités nouvelles EDF vise un portefeuille de 1 million de kits off-grid en 2030. Il poursuit le développement de nouveaux marchés tels que les micro-grids, smart grid, stockage, hydrogène, mobilité, smart cities… Il renforce ses positions dans les activités de services d’efficacité énergétique, de réseaux et les prestations d’ingénierie.

?Sur le plan géographique, EDF veut conforter son ancrage en Europe, en particulier sur les pays cœur (France, Royaume-Uni, Italie, Belgique) et consolider ses positions en Chine et en Amérique du Nord. EDF veut être un acteur de référence dans un nombre limité de pays prioritaires en Amérique du Sud, Asie, Afrique et Moyen-Orient, via une présence multimétiers significative pour accompagner de manière coordonnée la transition énergétique de ces pays cibles.

?EDF s’est engagé à mettre fin aux activités de production d’électricité à base de charbon du Groupe d’ici 2030. En France, le gouvernement a engagé, conformément à la SNBC 28, l’arrêt de l’activité de production d’électricité à partir de charbon d’ici fin 2022 29. EDF mène en complément une politique d’innovation soutenue en investissant dans les bioénergies et les technologies innovantes de captation carbone et s’est engagé dans la voie du thermique décarboné.

?Le groupe EDF investit massivement dans la transition énergétique. En 2021, près de 94 % des investissements du Groupe sont réalisés en conformité avec sa trajectoire de neutralité carbone (94 % en 2020). Se reporter à la note 20.4 de l'annexe aux comptes consolidés clos le 31 décembre 2021 figurant aux sections 6.1 et 3.8.3 « Précisions sur la taxonomie ».

?Sur l’ensemble des pays où il intervient, le groupe EDF met en œuvre une stratégie d’adaptation de ses activités aux impacts du changement climatique. Il travaille à rendre ses installations existantes résilientes à l’augmentation des événements climatiques extrêmes, comme les canicules, sécheresses, tempêtes et inondations. D’autre part, le groupe EDF intègre l’évolution du climat sur le long terme (comme la température moyenne et le niveau des mers) dans la conception de ses nouvelles installations, en particulier celles ayant des durées de vie supérieures à 40 ans, comme les ouvrages hydrauliques et nucléaires. Voir la section 3.1.2 « Adaptation au changement climatique ».

Conditions d’exécution de la stratégie du Groupe

La mise en œuvre de la stratégie du Groupe nécessite la poursuite d’un programme d’investissements très significatif sur la période à venir. Elle est donc conditionnée au rétablissement puis au maintien de la structure financière du Groupe. Le plan d’action communiqué par le Groupe le 18 février 2022 qui vise à renforcer la structure bilancielle du Groupe contribuera à cet objectif (voir la section 5.2 « Evénements postérieurs à la clôture »).

Toutefois, l’ampleur et la diversité des risques auxquels le Groupe doit faire face, notamment dans un contexte de marché extrêmement volatil, accompagné de mesures réglementaires ayant un impact significativement négatif sur l’entreprise, marqué par le conflit ukrainien et les tensions géopolitiques associées dont les conséquences de toute nature ne peuvent encore être encore pleinement identifiées ni chiffrées, et par les études et travaux que le Groupe doit réaliser sur le parc nucléaire français en lien avec les phénomènes de corrosion sous contrainte récemment identifiés, pourraient avoir des conséquences de toute nature, y compris l’émergence de nouveaux risques ou l’aggravation de risques existants, susceptibles de peser significativement sur la capacité du Groupe à atteindre les objectifs financiers 2022 et 2023 décrits en section 5.5 « Perspectives », et ses objectifs stratégiques à court et long terme décrits au chapitre 1.3, ou rendre a minima nécessaires des actions complémentaires afin de les atteindre.

1.3.2.1Des priorités stratégiques soutenues par 4 plans et un programme de transformation, en cohérence avec la raison d’être du Groupe et son modèle d’affaires

Ces orientations sont soutenues par les 4 plans suivants et un programme de travail stratégique 30 :

| Avec le plan mobilité électrique lancé en octobre 2018, le groupe EDF vise 30 % de parts de marché en 2023 dans la fourniture d’électricité des véhicules électriques sur ses quatre plus grands marchés européens (France, Royaume-Uni, Italie et Belgique). D’ici 2023, le groupe EDF prévoit de déployer 400 000 points de charge et d’exploiter 20 000 points de smart charging. À fin 2021, près de 200 000 points de charge ont été déployés. Enfin, pour sa propre flotte de véhicules légers, EDF déploie le programme EV100 31 et convertit progressivement ses véhicules thermiques en véhicules électriques avec un objectif de 100 % en 2030.
| Avec le plan stockage lancé en 2018, le groupe EDF prévoit de développer 10 GW de nouveaux moyens de stockage dans le monde d’ici à 2035, pour porter la capacité de stockage du Groupe à cet horizon à 15 GW. D’ici 2030, le groupe EDF a l’ambition de développer un portefeuille de 1 million de kits off-grid. Le stockage est clé pour stabiliser la fréquence sur le réseau, favoriser l’insertion des énergies renouvelables et piloter des microréseaux dans les zones non interconnectées. Il sera développé au travers de stations de transfert d’énergie par pompage hydraulique, ainsi que par des batteries.
| Avec le plan solaire, lancé en 2017, le groupe EDF souhaite devenir le leader du solaire photovoltaïque en France avec 30 % de parts de marché 32 du secteur d’ici 2035.
| Avec le plan excell, annoncé en décembre 2019 et lancé au printemps 2020, EDF met en œuvre les conditions nécessaires pour permettre à la filière nucléaire française de retrouver le plus haut niveau de rigueur, de qualité et d’excellence afin d’être au rendez-vous des projets nucléaires. Il s’agit d’un enjeu majeur car le nucléaire, énergie bas carbone, doit continuer de jouer pleinement son rôle dans la lutte contre le réchauffement climatique. En 2021, 22 des 25 engagements du plan excell ont atteint voire dépassé la cible fixée grâce à l’engagement des équipes d’EDF et de l’ensemble des entreprises de la filière nucléaire française 33. Voir également la section 1.4.1.1.1 « Le plan excell ».

1.3.2.2La transformation du Groupe

Santé et sécurité, numérique et nouveaux modes de travail, responsabilité et simplification, compétences, modèle de reconnaissance sont les cinq leviers majeurs de la transformation du Groupe.

Pour répondre aux enjeux de l’entreprise et aux nouvelles attentes des clients, des salariés et de toutes les parties prenantes, le Groupe fait évoluer ses pratiques managériales à travers la responsabilisation des équipes et la simplification de ses organisations et de ses modes de fonctionnement. Depuis 2016, de nombreux exemples concrets illustrent cette démarche (introduction du forfait-jours pour les cadres, dynamisation des parcours professionnels, promotion de la mobilité interne et des formations promotionnelles, développement de la signature électronique, simplification de reportings).

En 2018, le Groupe a signé un nouvel accord mondial de responsabilité sociétale (« accord RSE ») qui portait des avancées en faveur de la diversité ainsi qu’au bénéfice des salariés du Groupe.

En 2019, un nouveau schéma de dialogue social a été repensé, simplifié et mis en place, en conformité avec le nouveau cadre légal. Voir la section 3.5.3 « Dialogue social ».

En 2020, le Groupe a revu son dispositif d’accompagnement à la mobilité interne. Il a déployé une nouvelle ambition de leadership qui accompagne la transformation managériale. Voir la section 3.3.3.6 « Développement des compétences ».

En 2021, le Groupe s’est appuyé sur l’expérience de la crise sanitaire pour donner une nouvelle impulsion à la transformation. En continuant de repenser les façons de faire, en les rendant plus numériques et en donnant le pouvoir d’agir aux équipes pour porter des initiatives de simplification et d’amélioration, le Groupe poursuit la construction d’un cadre de travail efficace et responsabilisant qui suscite l’engagement. L’expérience vécue pendant la crise s’est ainsi traduite en fin d’année par la signature de l’accord collectif « Travailler autrement, Manager autrement ». Voir la section 3.3.1.3.5 « Bien-être, organisation et temps de travail ».

La démarche de transformation s’appuie notamment sur des dispositifs d’animation de réseaux d’acteurs dans la continuité de « Parlons Énergie ». Il s’agit d’une démarche d’intelligence collective, initiée en 2018, pour mobiliser les salariés dans la construction des perspectives à moyen et long terme du Groupe. Voir la section 3.4.1 « Dialogue et concertation avec les parties prenantes ».

Depuis plusieurs années, le Groupe a également porté l’enjeu de l’innovation et de la transformation numérique à un niveau stratégique. Il a revu en profondeur organisation et formation internes. La transformation numérique concerne les salariés et les modes de fonctionnement internes, ainsi que la relation clients, la gestion et la conception des actifs industriels, les services délivrés.

L’année 2019 a ainsi vu la création de l’académie du numérique, dispositif interne dédié à la formation et l’accompagnement des salariés vers les nouveaux métiers du numérique. En 2020, le centre des usages a permis d’accélérer le déploiement des outils et des usages numériques. Il poursuit son action pour renforcer la collaboration dans l’entreprise et faciliter le travail à distance qui se pratique dans l’entreprise.

Le groupe continue de rendre ses processus plus numériques, par exemple en déployant à grande échelle la signature électronique et en automatisant certaines tâches (RPA 34). Le Groupe aborde les innovations technologiques au travers d’équipes multimétiers chargées de thématiques transverses comme l’Intelligence Artificielle, la blockchain, l’Internet des objets (IoT), l’edge computing, l’informatique quantique ou encore la 5G.

En 2018, le Groupe s’est doté d’une politique de gestion de la donnée. Il a mis en place une usine data analytics pour la production électrique nucléaire, thermique et renouvelable, avec la mise en commun de compétences. Une deuxième usine a vu le jour pour les données tertiaires (immobilier, achat…). Le Groupe s’est doté, en 2020, d’une Ambition IA pour accélérer dans ce domaine et structurer une démarche pour un usage responsable de l’Intelligence Artificielle. EDF a également ouvert une plateforme d’open data à l’occasion de son évènement vitrine de l’innovation, les Electric Days.

Il s’est engagé en signant la charte Numérique Responsable de l’Institut du Numérique Responsable et a obtenu, en 2021, le label Numérique Responsable soutenu par le ministère de la Transition écologique.

Le groupe EDF est également membre fondateur de Gaia-X 35, une initiative en faveur de l’émergence d’un cloud de confiance européen. Il a renouvelé sa présence au Conseil d’administration de cette association et porte activement la notion de « Label de Confiance » ainsi que le DataSpace Energy, écosystème de confiance de valorisation des données du secteur de l’énergie.

La recherche de performance a toujours été une priorité pour le Groupe. Le contexte économique et financier actuel accroît encore cette exigence. Le Groupe renforce ainsi la maîtrise de ses coûts pour les adapter à son environnement. L’approche est différenciée selon les périmètres considérés (filières supports, entités opérationnelles, etc.). Elle produit des résultats sur le plan de la réduction des charges opérationnelles, de l’optimisation du besoin en fonds de roulement, de l’amélioration du pilotage (pilotage par le cash, communauté pilotage de projets, pilotage de la cyber…). Elle a pour ambition de renforcer la compétitivité des activités support et de donner aux métiers des leviers de performance.

Dans le domaine du nucléaire, les années 2020 et 2021 ont été marquées par le déploiement et l’avancement du « plan excell ». Il vise à renforcer la qualité industrielle, les compétences ainsi que la gouvernance des grands projets nucléaires. Voir la section 1.4.1.1.1 « Le plan excell ».

1.4Description des activités du Groupe

1.4.1Activités de production d’électricité

Dans un contexte où les usages de l’électricité sont appelés à augmenter, le Groupe dispose de l’un des plus importants parcs de production au monde, parmi les moins émetteurs de CO2, grâce à la part du nucléaire et des énergies renouvelables dans son mix énergétique. Le Groupe entend accélérer fortement le développement des énergies renouvelables, en France et dans le monde, et vise une capacité de 60 GW nets en 2030. Le Groupe prépare également le nucléaire de demain avec l’EPR et le développement des SMR (Small Modular Reactors).

| 523,7 TWh |  | 117,3 GW |  | 34,8 GW |  | 91 % |
| PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ |  | CAPACITÉ INSTALLÉE CONSOLIDÉE DANS LE MONDE |  | CAPACITÉ RENOUVELABLE NETTE |  | PART DE LA PRODUCTION DÉCARBONÉE* |

Les atouts du parc de production

Le parc de production du Groupe possède des atouts significatifs :

?une diversité des moyens de production permettant de répondre de façon adéquate à la couverture des besoins du portefeuille aval d’EDF (clients finals, ventes aux fournisseurs alternatifs, ventes sur les marchés de gros, etc.). L’appel aux différentes composantes du parc est géré en donnant, à chaque instant, la priorité aux moyens offrant les coûts variables les plus bas ;

?un parc nucléaire standardisé de 56 réacteurs en France 36 et de 15 réacteurs en Grande-Bretagne ;

?la construction de réacteurs de type EPR dans le monde et l’exploitation de 2 EPR en Chine 37 ;

?une maîtrise de l’ensemble du cycle de vie des moyens de production nucléaire (conception, exploitation et déconstruction) ;

?la mise en œuvre d’actions visant à améliorer les performances techniques des centrales et à en poursuivre l’exploitation ;

?un parc produisant à 91 % sans émission de CO2 38 (93 % dans l’Union européenne) grâce à la prépondérance du nucléaire et de l’hydraulique ;

?une position géographique à la croisée des échanges d’électricité entre la plaque continentale et les péninsules électriques (Italie, Espagne, Royaume-Uni).

Composition et caractéristiques du parc d’EDF en France continentale

Avec une puissance installée totale de 86,4 GW en France continentale 39 au 31 décembre 2021, la production du parc d’EDF en France continentale a été de 413,1 TWh 40 en 2021.

Ce parc se compose principalement au 31 décembre 2021 de :

?56 tranches nucléaires fonctionnant à partir des réacteurs à eau pressurisée (REP). Leur puissance électrique varie de 900 MW à 1 500 MW, avec une moyenne d’âge de 36 ans. Voir également la section 1.4.1.1.2 « Production nucléaire d’électricité en France » ;

?19 tranches thermiques en fonctionnement. Voir également la section 1.4.1.2 « Production thermique en France continentale » ;

?427 centrales hydrauliques, ayant une moyenne d’âge de 76 ans 41. Voir également la section 1.4.1.3.1 « Production hydraulique en France » ;

?d’autres centrales hydrauliques détenues par des filiales du Groupe : ÉS, groupe SHEMA, CERGA et RKI (sur le Rhin, détenues à 50/50 avec l’énergéticien allemand EnBW) et les entités franco-suisses de Chatelôt et Emosson qui représentent un total d’environ 142 MW de capacité installée.

Capacité installée et production d’EDF en France continentale – 2021

Capacité installée

Production d'électricité

1.4.1.1Production nucléaire d’électricité

1.4.1.1.1Le plan excell

Annoncé en décembre 2019 et lancé au printemps 2020, le plan excell vise à permettre à la filière nucléaire française de retrouver un haut niveau de rigueur, de qualité et d’excellence pour être au rendez-vous des grands projets actuels et à venir en France, au Royaume-Uni et ailleurs dans le monde. Le plan excell bénéficie également aux programmes du parc nucléaire existant notamment au Grand Carénage et aux opérations de maintenance associées.

En octobre 2020, le groupe EDF et la filière nucléaire avaient pris 25 engagements publics, répartis en 5 axes de travail prioritaires. La plupart des engagements du plan excell ont atteint voire dépassé la cible fixée 42. Les réalisations concernent tous les axes du plan :

?la gouvernance des projets de nouveau nucléaire a été renforcée par la mise en place du Contrôle des Grands Projets ;

?s’agissant des compétences, l’Université des Métiers du Nucléaire (UMN) a été créée en avril 2021 pour dynamiser les offres de formation ;

?le plan excell a permis de définir avec la filière 12 standards pour fabriquer conforme du premier coup. Ils seront déployés dès 2022 avec des contrats plus simples, qui équilibrent la relation entre EDF et ses fournisseurs. 44 d’entre eux ont lancé leur propre plan Excell in quality, c’est ainsi toute la filière nucléaire, animée par le Gifen, qui s’est engagée dans la poursuite de l’excellence ;

?facteurs de qualité et de sûreté, la standardisation et la réplication sont systématiquement privilégiées. Dans ce cadre, des catalogues d’usage obligatoire ont été définis afin de rationaliser l’usage des équipements au bénéfice de ceux qui ont fait leurs preuves. Par exemple, la diversité des robinets en catalogue a été divisée par 10, passant de 13 000 à 1 200 références ;

?le plan soudage vise à garantir la qualité de réalisation de bout en bout. La Haute École de Formation Soudage du Cotentin (Hefaïs) a été créée, en partenariat avec Orano, Naval Group et les CMN, et accueillera sa première promotion en septembre 2022.

EDF et toute la filière nucléaire entrent désormais dans la troisième phase du plan excell : consolider les résultats acquis et pérenniser les actions engagées pour rejoindre les meilleurs standards industriels. Cet objectif de capitalisation se traduit par 30 engagements à tenir d’ici mi-2022, dont les deux tiers s’inscrivent dans le prolongement direct de ceux pris en 2021.

L’intégralité des engagements est disponible à l’adresse suivante :
https://www.edf.fr/plan-excell. Voir aussi la section 3.4.3.2.1 « Adaptation des compétences (Plan excell) ».

1.4.1.1.2Production nucléaire d’électricité en France

La production d’électricité réalisée en France par EDF à partir de son parc de centrales nucléaires en 2021 constitue 88,6 % de sa production totale d’électricité (nette de la consommation liée au pompage hydraulique) et 87,3 % pompage compris.

1.4.1.1.2.1Le parc nucléaire d’EDF en France et son exploitation

EDF décline son modèle de réacteur REP selon trois niveaux (ou « paliers ») de puissance électrique disponible :

?le palier 900 MW, composé de 32 tranches en exploitation (soit une puissance totale de 29 010 MW) d’un âge moyen de 39 ans ;

?le palier 1 300 MW, composé de 20 tranches en exploitation (soit une puissance totale de 26 370 MW) d’un âge moyen de 33 ans ;

?le palier N4, le plus récent avec un âge moyen de 21 ans, composé de 4 tranches en exploitation (soit une puissance totale de 5 990 MW).

Soit un ensemble de 56 tranches en fonctionnement, réparties sur 18 sites 43, propriétés d’EDF, et constituant une puissance totale autorisée de 61 370 MW au 31 décembre 2021. Avec un âge moyen d’environ 36 ans, le parc nucléaire d’EDF se situe dans la moyenne des parcs nucléaires installés dans le monde.

Les dates de mise en service et de dernière visite décennale (VD) des tranches à fin 2021 sont les suivantes 44 :

Tranches | Année de mise en service industriel | Année de la dernière visite décennale | Prochaine visite décennale |  | Tranches | Année de mise en service industriel | Année de la dernière visite décennale | Prochaine visite décennale
Bugey 2 | 1979 | 2021 | VD5 |  | Cruas 3 | 1984 | 2014 | VD4
Bugey 3 | 1979 | 2013 | VD4 |  | Cruas 4 | 1985 | 2016 | VD4
Bugey 4 | 1979 | 2021 | VD5 |  | Chinon B3 | 1987 | 2020 | VD4
Bugey 5 | 1980 | 2011 | VD4 en cours |  | Chinon B4 | 1988 | 2020 | VD4
Dampierre 1 | 1980 | 2011 | VD4 en cours |  | Paluel 1 | 1985 | 2016 | VD4
Gravelines 1 | 1980 | 2011 | VD4 en cours |  | Paluel 2 | 1985 | 2018 | VD4
Gravelines 2 | 1980 | 2013 | VD4 |  | Paluel 3 | 1986 | 2017 | VD4
Tricastin 1 | 1980 | 2019 | VD5 |  | Paluel 4 | 1986 | 2019 | VD4
Tricastin 2 | 1980 | 2021 | VD5 |  | Saint-Alban 1 | 1986 | 2017 | VD4
Dampierre 2 | 1981 | 2012 | VD4 |  | Flamanville 1 | 1986 | 2018 | VD4
Dampierre 3 | 1981 | 2013 | VD4 |  | Saint-Alban 2 | 1987 | 2018 | VD4
Dampierre 4 | 1981 | 2014 | VD4 |  | Flamanville 2 | 1987 | 2020 | VD4
Tricastin 3 | 1981 | 2012 | VD4 |  | Cattenom 1 | 1987 | 2016 | VD4
Tricastin 4 | 1981 | 2014 | VD4 |  | Cattenom 2 | 1988 | 2018 | VD4
Gravelines 3 | 1981 | 2012 | VD4 |  | Nogent 1 | 1988 | 2019 | VD4
Gravelines 4 | 1981 | 2014 | VD4 |  | Belleville 1 | 1988 | 2021 | VD4
Blayais 1 | 1981 | 2012 | VD4 |  | Belleville 2 | 1989 | 2019 | VD4
Blayais 2 | 1983 | 2013 | VD4 |  | Nogent 2 | 1989 | 2020 | VD4
Blayais 3 | 1983 | 2015 | VD4 |  | Penly 1 | 1990 | 2011 | VD3 en cours
Blayais 4 | 1983 | 2015 | VD4 |  | Cattenom 3 | 1991 | 2021 | VD4
Saint-Laurent 1 | 1983 | 2015 | VD4 |  | Golfech 1 | 1991 | 2012 | VD3
Saint-Laurent 2 | 1983 | 2013 | VD4 |  | Cattenom 4 | 1992 | 2013 | VD3
Chinon B1 | 1984 | 2013 | VD4 |  | Penly 2 | 1992 | 2014 | VD3
Cruas 1 | 1984 | 2015 | VD4 |  | Golfech 2 | 1994 | 2014 | VD3
Chinon B2 | 1984 | 2016 | VD4 |  | Chooz B1 | 2000 | 2020 | VD3
Cruas 2 | 1984 | 2018 | VD4 |  | Chooz B2 | 2000 | 2019 | VD3
Gravelines 5 | 1985 | 2017 | VD4 |  | Civaux 1 | 2002 | 2011 | VD2 en cours
Gravelines 6 | 1985 | 2018 | VD4 |  | Civaux 2 | 2002 | 2012 | VD2

?À fin 2021, toutes les tranches 900 MW en exploitation ont passé leur troisième visite décennale. En 2019, la première VD4 a été réalisée avec succès sur Tricastin 1. La seconde s’est déroulée en 2020 à Bugey 2 et s’est achevée en début d’année 2021. Les VD4 900 se sont poursuivies en 2021 à Tricastin 2, Bugey 4 et Dampierre 1 (terminée en février 2022). Les VD4 de Bugey 5 et Gravelines 1, débutées en 2021, se termineront début 2022.

?Sur le palier 1 300 MW, quinze VD3 ont été réalisées (dont Belleville 1 et Cattenom 3 en 2021). Une VD3 était en cours de réalisation à fin 2021 (celle de Penly 1), et quatre autres restent à réaliser.

?Sur le palier N4, deux VD2 ont été réalisées, à Chooz 1 et Chooz 2. Celle de Civaux 1 est en cours et celle de Civaux 2 reste à réaliser.

Cadre réglementaire Réglementation applicable aux INB (Installation Nucléaire de Base)
La création d’une INB est autorisée, au terme d’une procédure définie par le Code de l’environnement, par un décret du Premier ministre, pris après avis de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) et sur rapport du ministre chargé de la sûreté nucléaire. L’autorisation de mise en service est quant à elle délivrée par l’ASN, au terme d’une procédure également définie par le Code de l’environnement. La réglementation générale applicable aux installations nucléaires de base accorde notamment la priorité à la protection de la sécurité, la santé et la salubrité publiques et la protection de la nature et de l’environnement (dits « intérêts protégés »).

Les contrats d’allocation de production

EDF a développé, dans les années 1970-1980, une coopération industrielle avec des opérateurs européens dans le domaine nucléaire, sous forme de contrats d’allocation de production adossés à des tranches du parc nucléaire français d’EDF.

Au 31 décembre 2021, EDF compte dans son parc 10 tranches nucléaires en participation (à hauteur de 1 GW) avec les énergéticiens européens suivants :

?Cattenom 1-2 : EnBW (5 %) ;

?Bugey 2-3 : Électricité de Laufenbourg 45 (17,5 %) ;

?Tricastin 1 à 4 : Electrabel 46 (12,5 %) ;

?Chooz B1-B2 : Luminus, filiale d’EDF en Belgique (3,3 %).

Le principe de ces contrats d’allocation de production est de mettre à disposition des partenaires la part de l’énergie produite leur revenant effectivement, en fonction de la part de la puissance qui leur est réservée. Cette mise à disposition s’effectue en contrepartie du règlement de leur quote-part des coûts de construction, des coûts annuels d’exploitation (incluant les coûts amont et aval du combustible), des taxes locales et spécifiques au nucléaire et des coûts liés à sa déconstruction. Dans ces opérations, les partenaires ont partagé avec EDF les risques industriels lors du développement du parc et assument les risques liés à l’exploitation actuelle des centrales. En revanche, ils n’ont aucun rôle opérationnel.

Par ailleurs, EDF a conclu un second type de contrat d’allocation de production adossé à un parc de centrales (pour un total de l’ordre de 2 GW). EDF met à la disposition des partenaires une énergie définie par le niveau de la disponibilité de tout ou partie d’un parc de référence, appliqué à la part de puissance réservée aux partenaires sur les tranches concernées. Ces contrats concernent principalement les centrales suivantes :

?Chooz B1-B2 (tête de série N4) : Electrabel (21,7 %) ;

?Cattenom 3-4 : Électricité de Laufenbourg (7,8 %) et le groupement d’électriciens suisses CNP (21,8 %).

L’exploitation du parc nucléaire

Le nucléaire est un moyen de production dont le coût variable, essentiellement lié au combustible, est faible puisqu’il représente moins de 30 % des coûts d’exploitation 47. Le niveau de production atteint et l’optimisation des coûts d’exploitation fixes et des charges de maintenance sont donc les principaux leviers de compétitivité du parc nucléaire dans sa phase d’exploitation. Les leviers relatifs au cycle du combustible sont décrits à la section 1.4.1.1.2.3 « Les enjeux du nucléaire » – « Les enjeux liés au cycle du combustible nucléaire ».

Cycle de production et arrêts programmés

EDF doit concilier les enjeux liés à la saisonnalité importante de la consommation en France, du fait de sa forte thermosensibilité, avec la disponibilité des ressources de maintenance et l’utilisation efficiente du combustible en réacteur. À cet effet, EDF a retenu pour son parc des cycles de production de 12 et 18 mois dont la répartition était la suivante à fin 2021 :

?28 tranches du palier 900 MW ont un cycle de production d’environ 12 mois ;

?4 tranches du palier 900 MW, 20 tranches du palier 1 300 MW et 4 tranches du palier N4 (1 450 MW) ont un cycle de production d’environ 18 mois.

À la fin de ces cycles de production ont lieu des périodes d’arrêt, permettant de remplacer une fraction du combustible chargé en cœur et de réaliser les travaux de maintenance. Une alternance entre deux types d’arrêts programmés est organisée à l’issue de chaque campagne de production :

?l’arrêt pour simple rechargement d’une durée normative d’environ 40 jours : la principale opération réalisée est le déchargement du combustible usé et le rechargement du combustible neuf. Certains tests et quelques opérations de maintenance sont également réalisés ;

?la visite partielle d’une durée normative 48 d’environ 85 jours : elle est consacrée au rechargement du combustible et à la maintenance.

Tous les dix ans, la centrale est arrêtée afin d’effectuer une visite décennale 49 (VD) pour une durée de l’ordre de 180 jours 50 en moyenne. Cette durée varie en fonction du programme de travaux et de maintenance, ainsi que du palier concerné.

Le programme d’une visite décennale comprend :

?des opérations de déchargement et rechargement du combustible, comme à chaque arrêt ;

?une épreuve hydraulique du circuit primaire, une épreuve d’étanchéité de l’enceinte, et des travaux d’inspection de la cuve du réacteur ;

?des travaux de modifications liés aux réévaluations décennales de sûreté ;

?d’autres opérations de maintenance spécifiques, notamment la rénovation ou le remplacement de gros composants.

À l’issue de chaque VD, il revient à l’ASN de donner son accord sur le redémarrage du réacteur et d’émettre éventuellement des prescriptions techniques.

Cadre réglementaire L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN)
L’ASN est une autorité administrative indépendante qui participe au contrôle de la sûreté nucléaire, de la radioprotection en France et à l’information du public dans ces domaines. Son activité s’articule autour des missions principales suivantes : ?la contribution à l’élaboration de la réglementation, en donnant son avis au Gouvernement sur les projets de décret et d’arrêté ministériel et en prenant des décisions réglementaires à caractère technique ; ?l’instruction de l’ensemble des demandes d’autorisation individuelles des installations nucléaires de base (INB). Elle accorde les autorisations, à l’exception des autorisations majeures des INB telles que la création et le démantèlement ; ?le contrôle des installations qu’elle effectue à travers les inspections réglementaires sur site, programmées ou inopinées notamment à l’occasion des réexamens périodiques de conformité et de réévaluation de la sûreté, obligatoires pour la poursuite du fonctionnement de la centrale ; ?l’information du public sur l’état de la sûreté nucléaire et de la radioprotection en France ; ?enfin, en cas de situation d’urgence, l’ASN contrôle les opérations de mise en sûreté de l’installation prises par l’exploitant. Elle informe le public de la situation et assiste le Gouvernement. En particulier, elle adresse aux autorités compétentes ses recommandations sur les mesures à prendre au titre de la sécurité civile.

Fonctionnement du parc nucléaire d’EDF

Les moyens de production nucléaire, en raison de leur coût variable peu élevé, sont en premier lieu utilisés en base. Ils sont utilisés juste après l’hydraulique au fil de l’eau et les autres énergies renouvelables fatales, ainsi que l’énergie achetée au titre des obligations d’achat auprès des producteurs décentralisés d’électricité. Les variations de la consommation durant une année (été/hiver, jour/nuit) et la fluidité actuellement restreinte des marchés de gros, en raison d’interconnexions limitées aux frontières, conduisent à un fonctionnement du nucléaire également en semi-base. La forte saisonnalité de la consommation en France et sa variabilité importante en hiver imposent une certaine concentration des arrêts programmés du parc nucléaire entre avril et octobre.

Production et performances techniques

La production du parc nucléaire est de 360,7 TWh en 2021, en hausse de 25,3 TWh par rapport à 2020. L’augmentation de la production en 2021 par rapport à 2020 est due notamment à :

?une meilleure disponibilité du parc nucléaire ;

?une diminution des pertes dites environnementales, en raison de conditions climatiques plus favorables ;

?une moindre modulation du parc dans un contexte de prix de marché élevés.

Par ailleurs, la crise sanitaire Covid a induit un programme d’arrêts plus chargé en 2021 suite aux décalages de plannings décidés en 2020.

Les principaux faits marquants ayant affecté la production en 2021 sont :

?la découverte d’un phénomène de desquamation d’assemblages combustibles sur le réacteur de Chooz 2. Ce phénomène, dû à une oxydation accélérée de la gaine des assemblages (appelée M5), a occasionné une perte de production estimée à 5,4 TWh sur cette tranche. Il a affecté d’autres réacteurs nécessitant des contrôles spécifiques (sans impact sur la production) ;

?la prolongation de l’indisponibilité de Flamanville 1 qui a occasionné une perte de 3,9 TWh ;

?l’arrêt fortuit de Chooz 1 pour intervenir sur le couvercle de cuve s’est poursuivi en 2021 avec une perte de production de 2,2 TWh ;

?la mise à l’arrêt des réacteurs de Civaux 2 (en novembre 2021), Chooz 1 (décembre 2021) et Chooz 2 (décembre 2021) à la suite de la découverte d’indications de corrosion sous contrainte des circuits RIS 51 de Civaux 1 au cours de sa visite décennale. Ces arrêts fortuits ont eu un impact total de 2,5 TWh en 2021.

Concernant les arrêts de tranche, les performances restent en deçà des objectifs. Plusieurs réacteurs ont connu des dépassements supérieurs à 60 jours dont Cruas 1 (VP), Civaux 2 (VP), Gravelines 4 (VP), St Laurent B1 (VP), Golfech 2 (VP), Cattenom 2 (ASR). On notera toutefois les performances de Tricastin qui a réalisé la visite partielle du réacteur 1 avec 25 jours d’avance sur le planning initial.

Le programme de transformation Start 2025 est un plan pluri-annuel qui vise à améliorer la maîtrise industrielle des arrêts de tranche et à en améliorer durablement les performances.

À la production nucléaire exprimée en énergie annuelle correspond un taux de production du parc nucléaire français. Il se définit comme l’énergie produite rapportée à l’énergie théorique maximale (cette dernière notion correspondant à un fonctionnement à la puissance installée toute l’année) encore appelé load factor (« Kp »). Ce taux est obtenu par la multiplication de deux coefficients (Kp = Kd × Ku) :

?le coefficient de disponibilité (« Kd ») (énergie disponible 52 rapportée à l’énergie théorique maximale. Cette dernière notion correspond à un fonctionnement à la puissance installée toute l’année). Le Kd est fonction de la durée des arrêts et est par conséquent impacté par les durées normatives et les programmes de travaux à réaliser ;

?le coefficient d’utilisation (« Ku ») (énergie produite rapportée à l’énergie disponible). Le Ku est le reflet des contraintes environnementales, réglementaires et sociales, de la fourniture des services système et de l’optimisation opérée par EDF (combustible et modulation).

Le coefficient Kp, de 67 % en 2021, est en hausse par rapport à celui de 2020 (61,6 %). Il est la résultante d’un Kd de 72,9 %, en hausse par rapport à 2020 (71,9 %) et d’un Ku de 92,2 %, également en hausse par rapport à celui de 2020 (85,7 %).

Indications de corrosion sous contrainte (CSC) détectées dans plusieurs réacteurs nucléaires

À la suite de la découverte d’indications de corrosion sous contrainte des circuits RIS (1) de Civaux 1 au cours de sa visite décennale, il a été décidé la mise à l’arrêt des réacteurs de Civaux 2 (en novembre 2021), Chooz 1 (décembre 2021) et Chooz 2 (décembre 2021) 53. Les contrôles réalisés sur ces réacteurs ont fait apparaître des indications similaires. Dans le cadre de la visite décennale du réacteur n° 1 de Penly (palier 1 300), des contrôles de maintenance préventive ont fait apparaître des indications similaires sur le circuit RIS 54.

Après analyse des résultats d’examens non destructifs réalisés lors des dernières visites décennales des 56 réacteurs du parc nucléaire et les résultats des dernières expertises en laboratoire, EDF a établi une liste priorisée des réacteurs sur lesquels des contrôles seront repris :

- lors de leurs arrêts programmés : Bugey 3, Flamanville 1 et Flamanville 2

- lors d’un arrêt spécifique : Chinon 3, Cattenom 3 et Bugey 4

En outre, EDF poursuit la définition d’un plan de contrôles à l’échelle du parc nucléaire, avec l’objectif de les réaliser d’ici la fin de l’année 2022, à l’occasion d’arrêts programmés pour maintenance et renouvellement du combustible de plusieurs réacteurs du palier 1300 MW et du palier 900 MW. EDF poursuit ses études pour compléter ses connaissances sur le phénomène et a engagé le développement de nouveaux moyens de contrôle par ultrason permettant de mesurer la profondeur des fissures. EDF prévoit de contrôler ses réacteurs avec ces nouveaux moyens à compter de septembre 2022 et ce jusque fin 2023.

Les échanges techniques se poursuivent avec l’Autorité de sûreté nucléaire, qui est régulièrement tenue informée des résultats des contrôles et expertises.

À la date du dépôt de ce document, le Groupe est en attente des retours de l’instruction menée par l’Autorité de Sûreté Nucléaire sur les indications de corrosions sous contrainte et les mesures correctrices envisagées.

Le programme de contrôles et de réparations des tuyauteries potentiellement concernées par le phénomène de corrosion sous contrainte constitue un risque majeur en termes de production nucléaire. Il a conduit le Groupe à revoir son estimation de production nucléaire pour 2022 et 202355. A date, le Groupe n’est pas en capacité d’analyser les impacts au-delà de 2023.

Ce risque auquel le Groupe est confronté est décrit dans la section 2.2.5 « Risques spécifiques aux activités nucléaires » au risque 5A « Non-respect des objectifs d’exploitation et/ou de poursuite de fonctionnement des parcs nucléaires (France et Royaume-Uni) ».

1.4.1.1.2.2Environnement, sûreté nucléaire, radioprotection

Les risques attachés à l'environnement, la sûreté nucléaire et la radioprotection sont décrits au chapitre 2 au risque 5C "Atteinte à la sûreté nucléaire en exploitation, mise en cause au titre de la responsabilité civile nucléaire".

Le respect de l’environnement

La démarche environnementale d’EDF a été initiée en 2002 sur quelques sites puis a été étendue à l’ensemble des unités de production nucléaire, Elle s’appuie sur un système de management environnemental certifié ISO 14001 (SME). Voir la section 3.5.4.2 « Système de management de l’environnement ».

Pour une description du traitement des déchets radioactifs de l’aval du cycle du combustible et de la déconstruction, voir la section 1.4.1.1.2.3« Les enjeux du nucléaire » – « Le cycle du combustible nucléaire et enjeux associés » et « La déconstruction des centrales nucléaires ».

Une démarche de sûreté nucléaire constante

EDF, en sa qualité d’exploitant nucléaire, assume la responsabilité de la sûreté nucléaire. Dans un contexte en évolution rapide (marché concurrentiel, enjeux environnementaux, interconnexion européenne…), EDF réaffirme la priorité absolue que représente la protection de la santé, de l’homme et de l’environnement notamment par la prévention des accidents et la limitation de leurs conséquences au titre de la sûreté nucléaire. La réalisation du programme électronucléaire français a conduit à la mise en place par EDF d’une démarche de sûreté qui :

?prend en compte, dès la conception, les risques et inconvénients qui pourraient survenir en cours d’exploitation des centrales, qu’ils soient liés au fonctionnement propre des installations ou à des agressions internes ou externes ;

?repose sur l’application de règles d’exploitation rigoureuses ainsi que sur l’attitude prudente et interrogative des équipes techniques grâce à la mise en place d’une véritable culture de la sûreté ;

?s’appuie sur l’expérience accumulée de l’exploitation d’un parc standardisé ;

?intègre et promeut une démarche de progrès continu. Elle se matérialise, notamment, par la recherche permanente de la diminution du nombre des arrêts automatiques des réacteurs ;

?bénéficie d’une ingénierie nucléaire et d’une R&D intégrées au Groupe. L’objectif est d’anticiper la survenue de défaillances, maintenir les installations en l’état, faire évoluer les matériels de manière continue, réévaluer les marges de sûreté, assurer la veille technologique ainsi que la mise en œuvre de techniques nouvelles plus performantes et la maîtrise d’ouvrage des installations en déconstruction ;

?mise fortement sur le développement des compétences. Dans ce but, chaque site de production nucléaire est doté d’un simulateur utilisé pour former et s’entraîner à tout type de situation.

Cadre réglementaire La transparence en matière nucléaire
Le Code de l’environnement comporte des dispositions spécifiques (articles L. 125-10 et suivants du Code de l’environnement) sur le droit à l’information dans le domaine nucléaire visant à garantir le droit du public à une information fiable et accessible. En particulier, l’exploitant d’une INB est tenu de déclarer, dans les meilleurs délais, à l’ASN et à l’autorité administrative compétente, les accidents ou incidents survenus du fait du fonctionnement de cette installation qui sont de nature à porter une atteinte significative aux intérêts mentionnés à l’article L. 593-1 du Code de l’environnement à savoir la sécurité, la santé et la salubrité publiques ou la protection de la nature et de l’environnement. De plus, il existe également des instances qui concourent à la transparence en matière nucléaire comme notamment le Haut Comité pour la Transparence et l’Information sur la Sécurité Nucléaire (HCTISN) ainsi que les commissions locales d’information instituées auprès de tout site comprenant une ou plusieurs INB.

Le dispositif de contrôle

La sûreté nucléaire fait l’objet de nombreux contrôles, tant internes qu’externes.

?À titre d’exemple, EDF réalise tous les quatre ans, pour chaque unité nucléaire 56, des évaluations globales d’excellence. Elles se déroulent sur trois semaines et impliquent environ 30 inspecteurs. De plus, l’Inspecteur Général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection, rattaché directement au Président-Directeur Général d’EDF et nommé par lui, mène des échanges avec les salariés du nucléaire. Ils permettent de porter chaque année un avis sur la sûreté globale du parc nucléaire et de proposer à la Direction de l’entreprise des actions de progrès. Les efforts déployés par EDF ont permis de réduire ces dernières années le nombre moyen annuel d’arrêts automatiques réacteur (nombre divisé par quatre en une vingtaine d’années). En 2021, ils se sont élevés à 27 sur l’ensemble du parc.

?À l’échelon national, le contrôle de la sûreté est assuré par l’ASN via :

>des inspections programmées ou inopinées menées par l’ASN. 515 inspections dont 26 nationales ont eu lieu en 2021 sur l’ensemble des installations nucléaires d’EDF (463 en 2020 dont 6 nationales) ;

>un processus de réexamen périodique (décennal) afin de renforcer la maîtrise de la conformité des centrales nucléaires aux règles qui lui sont applicables. Il vise aussi à actualiser l’appréciation des risques ou inconvénients que l’installation présente pour les intérêts protégés (sécurité, santé et salubrité publiques, protection de la nature et de l’environnement). Pour ce faire, il tient compte notamment de l’état de l’installation, de l’expérience acquise au cours de l’exploitation, de l’évolution des connaissances et des règles applicables aux installations similaires. A l’issue de la visite décennale, l’exploitant adresse à l’ASN un rapport de conclusions du réexamen périodique. Dans ce rapport, l’exploitant prend position sur la conformité réglementaire de son installation, ainsi que sur les modifications réalisées visant à remédier aux écarts constatés ou à améliorer la sûreté de l’installation. L’ASN communique au ministre en charge de la sûreté nucléaire son analyse du rapport et peut fixer à l’exploitant des prescriptions complémentaires. Voir dans la section 1.4.1.1.2.1 « Le parc nucléaire d’EDF en France » le cadre réglementaire sur l'ASN. Le réexamen périodique constitue une étape essentielle de la poursuite du fonctionnement des centrales. Voir la section 1.4.1.1.2.3 « Les enjeux du nucléaire » « Préparation de l’avenir du parc nucléaire en France ».

?À l’échelon international, des inspections permettant la mise en commun d’une expérience acquise dans le monde ont lieu régulièrement :

>les OSART (Operational Safety Review Team) de l’AIEA (Agence internationale de l’énergie atomique) sont effectuées à la demande de l’État français. Ils ont pour objectif de formuler des recommandations et de procéder à la diffusion de bonnes pratiques. En 2021, 2 OSART ont été réalisées (Paluel, Belleville) ;

>les visites internationales « revues de pairs » (peer reviews) menées par la WANO (World Association of Nuclear Operators) sont organisées à la demande d’EDF. Elles portent sur l’évaluation des performances de sûreté au regard des meilleures pratiques internationales. En 2021, il y a eu 2 missions de Follow Up 57 (Bugey, Dampierre) et 5 peer reviews (Chinon, Flamanville, Cattenom, Saint-Alban, Blayais).

Le dispositif d’alerte

En situation accidentelle, une organisation de crise est prévue pour limiter les impacts sur l’environnement et sur les populations, et assurer la sécurité de l’installation. Cette organisation de crise s’appuie sur deux plans étroitement coordonnés, conçus pour les niveaux national et local. Il s’agit :

?du plan d’urgence interne pour chaque site nucléaire, élaboré par EDF ;

?du plan particulier d’intervention, élaboré par les préfets en collaboration avec les services de l’État et EDF.

Afin d’assurer une meilleure efficacité, ces plans prennent notamment en compte des risques d’origine externe (inondation…) ou interne (incendie…). La pertinence du dispositif d’alerte, d’information et de protection des populations est évaluée régulièrement au travers d’exercices de simulation d’accidents. Chaque année, une centaine d’exercices est organisée pour l’ensemble du parc nucléaire français, soit environ un tous les trois jours. Une dizaine d’entre eux sont d’ampleur nationale, sous la direction de l’ASN. Ils impliquent EDF et les pouvoirs publics, dont notamment les préfectures. En 2021, 14 exercices d’ampleur nationale ont été organisés dont 1 en appui des exploitants CGN (Chine) et 1 avec ESKOM (RSA).

Dès ses premières analyses qui ont suivi l’accident de Fukushima de mars 2011, EDF a enrichi son organisation de gestion de situation de crise par un dispositif national capable d’apporter rapidement une aide matérielle et humaine à un site en grande difficulté. Ce dispositif, la Force d’Action Rapide Nucléaire (FARN), a fait l’objet d’exercices de simulation à partir des bases régionales situées à Civaux, Paluel, Dampierre et Bugey. Il peut être déployé sur une tranche de n’importe quel site en difficulté. La FARN permet des interventions en parallèle sur six tranches d’un même site.

Les événements significatifs dans le domaine de la sûreté

La sûreté d’exploitation des installations nucléaires est prise en compte dès la conception des ouvrages. Elle fait l’objet d’un suivi régulier avec une politique de mobilisation du personnel et d’importants programmes d’investissements.

Les écarts présentant une importance particulière selon des critères précisés par l’ASN sont dénommés « événements significatifs ». La détection par les exploitants nucléaires des événements significatifs joue un rôle fondamental en matière de prévention des incidents ou des accidents. La réglementation demande à tous les exploitants nucléaires de déclarer à l’ASN les évènements significatifs pour la protection des intérêts mentionnés à l’article L. 593-1 du Code de l’environnement. Chaque évènement est analysé par les équipes de la centrale pour déterminer son caractère significatif avec une vision indépendante de cette déclaration portée par la filière indépendante de sûreté.

Ceux concernant la sûreté sont nommés « ESS ». Ce processus de déclaration s'inscrit dans le cadre d'une démarche d'amélioration continue de la sûreté nucléaire et de la radioprotection et de transparence. Son objectif est notamment de permettre l'analyse de ces événements, afin de faciliter l'évaluation ultérieure d'un incident ou d'un risque d'incident, et d'améliorer les pratiques d'un établissement et/ou d'un secteur d'activité en matière de prévention.

Tous les évènements significatifs doivent être déclarés à l’ASN par les exploitants nucléaires ou les transporteurs, au plus tard sous 48 heures ouvrées, avec une proposition de classement sur l’échelle INES58 (échelle à sept niveaux - de 1 à 7 suivant leur importance ; ceux qui n'ont aucune importance du point de vue de la sûreté nucléaire sont déclarés au niveau 0. L’ASN demeure responsable de la décision finale de classement. L’utilisation de l’échelle INES permet à l’ASN de sélectionner, parmi l’ensemble des événements significatifs qui surviennent, ceux qui ont une importance suffisante pour faire l’objet d’une communication de sa part.

Depuis la mise en place en 1987 d’une échelle de ce type en France, aucun événement classé sur l’échelle INES de niveau 3 (incident grave – très faible rejet à l’extérieur et exposition du public représentant une fraction des limites réglementaires), ou au-delà, n’a eu lieu sur le parc nucléaire français. En 2021, EDF a déclaré en France 752 événements significatifs pour la sûreté (ESS), en amélioration par rapport aux 745 ESS de 2020. Aucun ESS de niveau 2 sur l’échelle INES (1 en 2020) et 79 ESS niveau 1 sur l’échelle INES (91 en 2020) ont été déclarés.

Par ailleurs, la politique de sûreté nucléaire du Groupe est intégrée dans les formations applicables aux personnels d’EDF et de ses prestataires. Après une formation initiale de plusieurs mois et même jusqu’à 24 mois pour les postes clefs (Ingénieur sûreté, opérateur, …), chaque salarié doit suivre des recyclages obligatoires de fréquence annuelle, biannuelle ou trisannuelle en fonction des métiers et des domaines.

Les résultats 2021 détaillés sur la sûreté nucléaire sont publiés dans le rapport annuel établi par l’Inspecteur Général de la sûreté nucléaire et sont disponibles sur Internet 59.

La radioprotection

La mobilisation des différents acteurs permet de poursuivre la dynamique d’amélioration de la dosimétrie (propreté des installations, respect du temps/distance, améliorations des matériaux, optimisation de l’installation d’écrans de plomb etc.). Ainsi, la dose collective annuelle moyenne de l’ensemble des intervenants, salariés d’EDF et d’entreprises extérieures, amenés à intervenir dans les centrales a été divisée par deux en moins de dix ans. En 2021, la dose collective moyenne est de 0,71 homme-sievert par réacteur. La dose individuelle moyenne (EDF plus prestataires) reste inférieure à 1 mSv (0,96 mSv). La dose horaire sur l’année a été stable, et reste la 2e valeur la plus basse atteinte sur le parc avec 5,8 µSv par heure travaillée en zone contrôlée.

EDF poursuit de façon volontariste la démarche ALARA (As Low as Reasonably Achievable) de maîtrise de la dosimétrie collective parallèlement à un volume de travaux induits par le projet industriel sur le parc en exploitation en augmentation. EDF souhaite en outre continuer à diminuer les expositions aux rayonnements en deçà de la limite réglementaire. Elle est fixée à 20 millisieverts sur 12 mois glissants pour le corps entier. Ainsi tout au long de l’année 2021, et sur 12 mois glissants, aucun intervenant (salariés d’EDF et des entreprises prestataires) n’a été exposé à une dose individuelle supérieure à 14 millisieverts.

Pour les années à venir, compte tenu des niveaux déjà atteints, l’effort portera de préférence sur l’assainissement des circuits.

Cadre réglementaire La réglementation en matière de radioprotection
En France, les activités nucléaires comportant un risque d’exposition des personnes aux rayonnements ionisants sont soumises à deux régimes distincts selon la catégorie de personnes à protéger. La réglementation sur la protection générale de la population contre ces rayonnements, régie par le Code de la santé publique, réside principalement dans la soumission de toute activité nucléaire à un régime de déclaration, d’enregistrement ou d’autorisation, étant précisé que les autorisations délivrées lors de la création des INB tiennent lieu d’autorisation au titre du Code de la santé publique. L’article R. 1333-11 du Code de la santé publique fixe la dose limite d’exposition du public à 1 mSv par an. La réglementation sur la protection des travailleurs contre les dangers des rayonnements ionisants, régie par le Code du travail, impose diverses obligations à l’employeur des salariés susceptibles d’être exposés.

1.4.1.1.2.3Les enjeux du nucléaire

A – Les étapes et enjeux liés au cycle du combustible nucléaire

Les risques associés au cycle du combustible sont décrits au chapitre 2 - Risque 5D "Maîtrise du cycle du combustible".

Le cycle du combustible nucléaire regroupe l’ensemble des opérations industrielles menées en France et à l’étranger qui permettent de livrer le combustible pour produire de l’énergie en réacteur, puis d’assurer son évacuation et son traitement.

Le cycle se décompose en trois étapes :

?l’amont du cycle comprend l’achat de concentrés issus du minerai d’uranium, la fluoration (ou conversion), l’enrichissement et la fabrication du combustible ;

?le cœur du cycle correspond à son utilisation en réacteur : la réception, le chargement, l’exploitation et le déchargement. Le combustible séjourne entre quatre et cinq ans dans le réacteur ;

?l’aval du cycle pour le parc de réacteurs en France comprend l’entreposage en piscine, le traitement des combustibles usés, le conditionnement des déchets radioactifs et le recyclage des matières valorisables, l’entreposage des déchets conditionnés avant leur stockage.

EDF coordonne l’ensemble des opérations du cycle du combustible. Celles de l’amont et de l’aval sont réalisées par des prestataires ou fournisseurs, généralement au travers de contrats pluriannuels. EDF acquiert l’essentiel des matières premières au stade de concentrés d’uranium (U3O8). Les transformations en produits plus élaborés sont confiées aux industriels du cycle à travers des contrats de service (fluoration, enrichissement et fabrication). EDF assure les opérations de cœur de cycle. EDF est propriétaire dans la plupart des cas et responsable du combustible et des matières intervenant aux différentes étapes du cycle.