Les performances comparées des parcs nucléaires en exploitation des Etats-Unis et de l’EDF

Le « parc nucléaire amé­ri­cain » com­por­tant 103 tranches et le parc EDF en com­por­tant 58, cet article com­pare la pro­duc­ti­vi­té de ces deux parcs sous les trois aspects des per­for­mances de pro­duc­tion, des coûts et des res­sources mises en œuvre.

La com­pa­rai­son porte sur les vingt années pas­sées et met en évi­dence une pro­gres­sion remar­quable du parc amé­ri­cain dont le coef­fi­cient de dis­po­ni­bi­li­té atteint une moyenne sur les trois années pas­sées supé­rieure à 90 % alors que le parc fran­çais se situe autour de 82–83 %.

Au plan des coûts d’O&M (coût d’ex­ploi­ta­tion), les coûts de pro­duc­tion (fuel + O&M) sont plus bas chez EDF que chez les opé­ra­teurs amé­ri­cains ; les coûts d’ex­ploi­ta­tion (O&M) en par­ti­cu­lier sont, rap­por­tés au kWh, c’est-à-dire en éner­gie pro­duite, à 75 % des coûts américains.Les écarts de dis­po­ni­bi­li­té, les pra­tiques mana­gé­riales et le domaine des res­sources sont ana­ly­sés et pré­sen­tés dans le contexte actuel amé­ri­cain de « renais­sance » du nucléaire.

Objectifs et organisation de l’intercomparaison

Depuis plus de dix-huit mois, les Divi­sions pro­duc­tion nucléaire et ingé­nie­rie nucléaire de la branche pro­duc­tion ingé­nie­rie d’EDF ont lan­cé un ensemble de réflexions et de tra­vaux en vue d’a­mé­lio­rer la per­for­mance éco­no­mique du parc nucléaire en exploitation.

Dans ce contexte, il est appa­ru utile d’ef­fec­tuer une éva­lua­tion com­pa­rée de la pro­duc­ti­vi­té de la pro­duc­tion nucléaire du « parc amé­ri­cain » com­por­tant 103 tranches avec celle du « parc fran­çais » qui en com­porte 58. Du fait d’une concur­rence désor­mais vive au niveau euro­péen, il est en effet deve­nu dif­fi­cile d’é­chan­ger avec les autres élec­tri­ciens qui au demeu­rant ont des parcs de dimen­sion plus faible.

De même, il n’est pas appa­ru per­ti­nent à ce stade de lan­cer une inter­com­pa­rai­son avec le Japon qui conso­lide les don­nées sur des bases dif­fi­ci­le­ment com­pa­rables alors que les États-Unis au tra­vers du NEI (Nuclear Ener­gy Ins­ti­tute), avec 120 per­sonnes au ser­vice de l’en­semble de l’in­dus­trie nucléaire, pro­duit régu­liè­re­ment des ana­lyses et des don­nées qu’il est pos­sible de mettre en regard des don­nées françaises.

Ce tra­vail a donc eu pour objet de com­pa­rer la pro­duc­ti­vi­té sous le triple aspect des per­for­mances de pro­duc­tion, des coûts et des res­sources mises en œuvre.

On a cher­ché tout d’a­bord à mesu­rer les évo­lu­tions sur les vingt ans pas­sés, ce qui per­met de mettre clai­re­ment en évi­dence les dif­fé­rences et les inflexions de ten­dance, voire les ruptures.On a paral­lè­le­ment cher­ché à carac­té­ri­ser les orga­ni­sa­tions et les méthodes mises en œuvre pour déga­ger les pra­tiques per­for­mantes et com­men­cer à quan­ti­fier des objec­tifs d’amélioration.

Ce pro­jet d’une durée d’en­vi­ron une année a été conduit par une équipe com­por­tant des repré­sen­tants des diverses Direc­tions concer­nées, la coor­di­na­tion étant assu­rée par JAL Consul­ting. Il a don­né lieu à plu­sieurs études com­pa­ra­tives détaillées ; une impor­tante mis­sion de res­pon­sables du nucléaire d’EDF a per­mis de ren­con­trer aux USA les prin­ci­paux acteurs du nucléaire : le NEI (Nuclear Ener­gy Ins­ti­tute) ; deux nuclear uti­li­ties, Exe­lon à Chi­ca­go et Duke Ener­gy à Char­lotte ; deux nuclear ven­dors, Wes­tin­ghouse et Fra­ma­tome-ANP ; l’E­PRI (Elec­tric Power Research Ins­ti­tute) et Navi­gant Consul­ting, firme spé­cia­li­sée dans les études d’a­mé­lio­ra­tion de la productivité.

Les caractéristiques et les performances des parcs aux États-Unis et en France

Caractéristiques générales

Le tableau 1 reprend de manière syn­thé­tique les don­nées prin­ci­pales rela­tives à ces deux parcs nucléaires. Notons que le rap­port des pro­duc­tions en 2001 est de 1,92 alors que celui des puis­sances est de 1,56. De fait, les cen­trales amé­ri­caines délivrent sur le réseau tout ce qu’elles peuvent pro­duire, alors que le coef­fi­cient d’u­ti­li­sa­tion des cen­trales EDF n’est que 90 %, la part impor­tante du nucléaire dans la pro­duc­tion d’élec­tri­ci­té (77 %) obli­geant à un sui­vi de charge. Nous revien­drons sur ce point ulté­rieu­re­ment en pré­sen­tant le Kd (coef­fi­cient de dis­po­ni­bi­li­té) et le Kp (coef­fi­cient de production).

Il faut éga­le­ment noter que le parc nucléaire amé­ri­cain est consti­tué pour 35 % de réac­teurs à eau bouillante (BWR) et 65 % de réac­teurs à eau pres­su­ri­sée (PWR). L’é­tude des per­for­mances rela­tives de ces deux types de réac­teur montre que depuis plu­sieurs années les per­for­mances des BWR et des PWR sont équi­va­lentes, ce qui jus­ti­fie une approche glo­bale du parc et tend à mon­trer que l’a­mé­lio­ra­tion des per­for­mances semble désor­mais rele­ver davan­tage du mana­ge­ment que de la technologie.

En ce qui concerne le parc fran­çais avec 58 réac­teurs PWR, on note éga­le­ment une conver­gence des per­for­mances des cen­trales des divers paliers 900 MW, 1 300 MW et 1 450 W (N4).

Principales différences

Les dif­fé­rences mar­quantes sont reprises dans le tableau 2.

On insis­te­ra sur l’as­pect stan­dar­di­sa­tion, car il appa­raît que la géné­ra­li­sa­tion des bonnes pra­tiques de manière sys­té­ma­tique est l’un des prin­ci­paux fac­teurs d’a­mé­lio­ra­tion de la per­for­mance amé­ri­caine. Cette manière de faire se retrouve dans d’autres indus­tries comme l’aé­ro­nau­tique (un avion est « main­te­nu » de la même manière, pour une com­pa­gnie don­née, que ce soit à Pitts­burgh, New Del­hi ou Roissy…).

Évolution et structure du parc américain

Le nombre de com­pa­gnies exploi­tantes qui était de 54 en 1989 pour 113 tranches en ser­vice est tom­bé à 24 en 2001 pour 103 tranches. Il devrait pas­ser à une dizaine d’i­ci 2010. Les prin­ci­pales com­pa­gnies figurent sur le gra­phique 1.

Les com­pa­gnies opèrent des parcs ayant le plus sou­vent des cen­trales PWR et BWR, mais l’on a vu que les per­for­mances de ces cen­trales deviennent com­pa­rables. Cer­taines uti­li­ties opèrent dans un contexte déré­gu­lé (Exe­lon, Enter­gy Nord-Est…), d’autres dans un contexte non déré­gu­lé Duke, Enter­gy Sud-Est, TVA, Sou­thern…), mais toutes mettent en œuvre avec suc­cès des pro­grammes d’a­mé­lio­ra­tion conti­nue des performances.

Les performances Kd (disponibilité) et Kp (production)

Le gra­phique 2 pré­sente les per­for­mances com­pa­rées en cœf­fi­cient de dis­po­ni­bi­li­té (capa­bi­li­ty = kd) des deux parcs aux États-unis et en France.

Gra­phique 1 :Les huit pre­mières Nuclear Utili­ties américaines

Gra­phique 2 :coef­fi­cients de dis­po­ni­bi­li­té (Kd) des parcs aux États-Unis et en France

Gra­phique 3 : chro­nique Kd et Kp (%)

La pro­gres­sion amé­ri­caine a été constante sur vingt ans, à l’ex­cep­tion des années 1996 et 1997 où la chute bru­tale est due à la NRC qui a impo­sé l’ar­rêt de 10 tranches et limi­té la pro­duc­tion à 30 % pour 4 autres tranches. La per­for­mance de 2002 à 91,9 % ne s’est pas renou­ve­lée en 2003 (arrêt pro­lon­gé de Davis Besse ; plu­sieurs arrêts de longue durée pour réa­li­sa­tion des pro­grammes consé­cu­tifs aux auto­ri­sa­tions de pro­lon­ga­tion de la durée de vie de cer­taines tranches). Au total, la per­for­mance amé­ri­caine devrait se situer en moyenne autour de 90 %, même si l’ob­jec­tif amé­ri­cain annon­cé est d’ar­ri­ver à un Kd de 93 %.

La per­for­mance EDF, sur les dix ans écou­lés, avec un parc à l’é­qui­libre est stable autour de 82 % et l’on peut noter le bon résul­tat de 2003 à 82,7 %. Les amé­lio­ra­tions envi­sa­geables pour les années à venir seront pré­sen­tées un peu plus loin dans cet article.

Une dif­fé­rence impor­tante par rap­port au parc amé­ri­cain, que nous avions men­tion­née pré­cé­dem­ment, tient à ce que la part du nucléaire dans la pro­duc­tion totale d’élec­tri­ci­té repré­sente 77 % en France contre 20 % aux États-Unis. De ce fait, dans les condi­tions actuelles, où l’ex­port, quoique impor­tant est néan­moins limi­té, le coef­fi­cient de pro­duc­tion Kp est net­te­ment infé­rieur au Kd.

Le gra­phique 3 est impor­tant à double titre :

• la courbe Kp cor­res­pond à la pro­duc­tion ven­due et donc à la recette pour le groupe EDF, c’est d’ailleurs celle que publient tous les autres exploi­tants (notam­ment amé­ri­cains) quand ils com­parent les performances ;
• la courbe Kd montre « le gise­ment de pro­duc­ti­vi­té dis­po­nible » s’il était pos­sible d’é­cou­ler la pro­duc­tion dis­po­nible sur un péri­mètre élar­gi à l’Eu­rope. Cette hypo­thèse, irréa­liste dans un proche ave­nir compte tenu de l’in­suf­fi­sance du réseau THT (Très haute ten­sion), et notam­ment des lignes d’in­ter­con­nexion, devrait tôt au tard voir le jour avec la crois­sance des besoins en élec­tri­ci­té dans les vingt ans à venir, conju­guée avec l’in­suf­fi­sance des moyens de pro­duc­tion dans la plu­part des autres pays européens.

Le contexte américain, la « renaissance » du nucléaire

Après une mon­tée des exi­gences post-TMI (Three Miles Island), qui s’est tra­duite comme on le ver­ra plus loin par une mon­tée impor­tante des coûts de pro­duc­tion (fuel + O&M), de l’ordre de 40 % entre 1980 et 1987, la reprise en main du nucléaire date du début des années 1990. Celle-ci a été res­sen­tie comme la seule alter­na­tive à la péren­ni­té de cette acti­vi­té ; elle a fait l’ob­jet d’ef­forts conti­nus et sou­te­nus qui ont com­men­cé à por­ter leurs fruits il y a cinq ans à peine : ain­si, en 1997, la tranche 2 de Three Miles Island était-elle en vente pour envi­ron 60 mil­lions USD, soit le coût d’un arrêt de tranche, alors qu’elle doit valoir actuel­le­ment 15 fois plus.

Cette « reprise en main » coïn­cide plus ou moins avec le début de la déré­gu­la­tion (1992 : Ener­gy Poli­cy Act). Elle a conduit l’en­semble de l’in­dus­trie à regrou­per en 1994 ses ins­tances pro­fes­sion­nelles au sein du NEI à Washing­ton qui mène, outre tous les pro­grammes d’a­mé­lio­ra­tion de la per­for­mance, la réflexion sur les pers­pec­tives stra­té­giques à long terme, et de manière pra­tique, l’es­sen­tiel des rela­tions avec les admi­nis­tra­tions, notam­ment la NRC (Nuclear Regu­la­to­ry Com­mis­sion) ain­si qu’a­vec le Congrès et l’o­pi­nion publique.

Gra­phique 4 : le total des marges d’augmentation de puis­sance mis en œuvre s’élève en 2002 à 3000 MW – D’ici 2010, 5000 MW sup­plé­men­taires pour­raient être dégagés

Il faut à ce point noter que la rela­tion avec l’Au­to­ri­té de Sûre­té, la NRC, a chan­gé fon­da­men­ta­le­ment à par­tir de 1997. Un dia­logue appro­fon­di a été entre­pris entre les exploi­tants et la NRC depuis 1990. Le tra­vail de fond effec­tué a per­mis de mettre en œuvre de nou­velles approches (PRA, Pro­ba­bi­lis­tic Risk Assess­ment depuis 1990 ; NRC Poli­cy Sta­te­ment on Use of PRA en 1995 ; appro­ba­tion par tous les diri­geants des com­pa­gnies en 1996 du NEI 96–04, docu­ment de syn­thèse pro­po­sant les prin­cipes d’une régle­men­ta­tion fon­dée sur l’é­va­lua­tion du risque et de la per­for­mance). Nos inter­lo­cu­teurs consi­dèrent ces évo­lu­tions comme très impor­tantes dans les pro­grès du nucléaire américain.

Les États-Unis ont repris confiance, semble-t-il, dans le nucléaire désor­mais pré­sen­té par l’ad­mi­nis­tra­tion comme « une éner­gie natio­nale ». Outre l’a­mé­lio­ra­tion des per­for­mances qui repré­sente, à puis­sance qua­si constante, un accrois­se­ment de 30 % de la pro­duc­tion, deux autres séries d’ac­tions vont dans ce sens :

• le nombre des auto­ri­sa­tions (7 sites, 14 tranches) déjà déli­vré pour l’ex­ten­sion de la durée de vie de l’ex­ploi­ta­tion nucléaire (life exten­sion) de 40 à 60 ans ; sur ce point, les res­pon­sables de la NRC envi­sagent publi­que­ment que, à terme, 90 % des tranches exis­tantes fassent l’ob­jet d’une demande d’extension ;
• les pro­grammes d’aug­men­ta­tion de puis­sance des tranches en ser­vice. Le gra­phique 4 montre que le total des aug­men­ta­tions réa­li­sées (Uprates) au cours des années pas­sées atteint envi­ron 3 000 MW. Les marges de puis­sance peuvent aller de 5 % à 15 % pour des coûts de l’ordre de 500 USD/kW avec un retour sur inves­tis­se­ment d’en­vi­ron trois ans. D’i­ci 2010, 5 000 MW sup­plé­men­taires pour­raient ain­si être dégagés.

Cette reprise du nucléaire aux États-Unis semble durable, car elle se situe dans un contexte de besoins crois­sants en élec­tri­ci­té (taux d’aug­men­ta­tion pré­vu par le DOE de 1,8 % par an) et une meilleure accep­ta­bi­li­té du nucléaire. Le NEI essaie ain­si de pro­mou­voir une vision 2020 d’un pro­gramme de 50 000 MW de nou­velles tranches qui, avec les nou­velles amé­lio­ra­tions de pro­duc­ti­vi­té atten­dues et les aug­men­ta­tions de puis­sance, ferait pas­ser le taux de péné­tra­tion du nucléaire de 20 à 23 %.

Quel que soit le deve­nir de ces pers­pec­tives, on sou­li­gne­ra ici les déci­sions déjà prises pour le sto­ckage du com­bus­tible à Yuc­ca Moun­tain et pour le finan­ce­ment des études pré­pa­ra­toires à la construc­tion de nou­velles uni­tés. On doit éga­le­ment rele­ver que la vali­da­tion admi­nis­tra­tive d’un desi­gn (AP 1 000) vient d’être conclue récem­ment et que le lan­ce­ment de la construc­tion d’un nou­veau réac­teur est envi­sa­gé (entre 2006 et 2010). Enfin les États-Unis envi­sagent de renou­ve­ler leur capa­ci­té d’en­ri­chis­se­ment en rem­pla­çant d’i­ci 2012 Padu­cah usine de tech­no­lo­gie à dif­fu­sion gazeuse par (à ce jour) deux pro­jets : LES II (3MUTS) dans un grou­pe­ment autour d’U­ren­co et l’A­me­ri­can Cen­tri­fuge Plant (3,5 MUTS) de l’U­SEC en accord avec le DOE.

Ces pro­grammes à moyen long terme (sans oublier ceux rela­tifs aux réac­teurs de géné­ra­tion 4) éta­blissent un contexte favo­rable aux pro­jets fran­çais, notam­ment le réac­teur EPR d’Élec­tri­ci­té de France et l’u­sine d’en­ri­chis­se­ment Georges Besse II d’Areva.

Les composantes de l’écart de disponibilité

Elles sont au nombre de trois : les durées de cam­pagne, les durées d’ar­rêt de tranche, les indis­po­ni­bi­li­tés fortuites.

Graphique 5 : durée de cam­pagne 2002

Graphique 6 : EDF – durée de cycle en mois à l’horizon 2012

Graphique 7 : dosi­mé­trie col­lec­tive du per­son­nel en homme/sievert par tranche et par an

Les durées de cam­pagnes : elles sont en moyenne glo­bale de l’ordre de vingt mois aux États-Unis, alors qu’elles sont en ges­tion actuelle de treize mois pour le parc EDF.

Le gra­phique 5 montre que les tranches PWR US sont à 50 % à dix-huit mois, les tranches BWR étant à 70 % à vingt-quatre mois.
Pour EDF, un ensemble de pro­grammes a été déci­dé qui per­met­tra de pas­ser les durées de cycle à hori­zon 2012 à une moyenne de seize mois (gra­phique 6).

Ces mesures déga­ge­ront un gain de dis­po­ni­bi­li­té de 0,9 % au-delà duquel il paraît dif­fi­cile d’al­ler, sauf à reprendre l’en­semble des poli­tiques de ges­tion cœur (nou­velles études de sûre­té et cal­culs technico-économiques).

Les durées moyennes d’ar­rêt de tranche : elles sont de l’ordre de trente-sept jours aux États-Unis ; elles sont supé­rieures d’en­vi­ron dix-huit jours pour le parc EDF.

Il faut noter que la durée moyenne d’ar­rêt de tranche aux USA est pas­sée de cent cinq jours en 1990 à trente-sept jours en 2001. Cette réduc­tion, qui devrait se pour­suivre vers vingt-cinq à trente jours, a deux causes prin­ci­pales : d’une part, une stricte amé­lio­ra­tion de l’or­ga­ni­sa­tion des arrêts, d’autre part, un trans­fert signi­fi­ca­tif (esti­mé à 40 %) du volume de main­te­nance sur les tranches en marche.

Une étude com­pa­ra­tive détaillée a été réa­li­sée il y a dix-huit mois ; elle montre que quinze jours en moyenne peuvent être récu­pé­rés sur la dif­fé­rence de dix-huit jours. Un ensemble de mesures a été déci­dé qui devraient per­mettre d’a­mé­lio­rer le Kd de + 3,5 % à hori­zon 2012.

S’a­gis­sant des indis­po­ni­bi­li­tés for­tuites, les pre­mières ana­lyses montrent qu’elles semblent être de l’ordre de 1 % contre 2,5 % pour le parc EDF, taux qu’il devrait être pos­sible de réduire de 1 %.

Au total, la mise en œuvre des mesures déjà lan­cées devrait per­mettre d’at­teindre 86,4 % (82 + 3,5 + 0,9). Des études com­plé­men­taires ont été lan­cées pour esti­mer les gains addi­tion­nels envi­sa­geables et fixer une cible ambi­tieuse et réa­liste au plan tech­ni­co-éco­no­mique ; à titre indi­ca­tif, un gain de cinq jours sur les arrêts de tranche repré­sente 1,4 % de Kd.

Même s’ils n’ont pas une inci­dence directe sur la dis­po­ni­bi­li­té, d’autres indi­ca­teurs per­mettent d’es­ti­mer la per­for­mance tech­nique d’un parc en exploi­ta­tion. WANO (World Asso­cia­tion of Nuclear Ope­ra­tors) a ain­si défi­ni 9 indi­ca­teurs. Outre le Kd et le coef­fi­cient d’in­dis­po­ni­bi­li­té non pro­gram­mé que nous avons vus pré­cé­dem­ment, nous retien­drons celui rela­tif à la sécu­ri­té du per­son­nel dont l’é­vo­lu­tion appa­raît sen­si­ble­ment meilleure pour le parc amé­ri­cain et celui rela­tif à la dosimétrie.

Le gra­phique 7 montre les pro­grès impor­tants réa­li­sés tant en France qu’aux États-Unis dans le domaine de la radio­pro­tec­tion. À ce stade, il semble que toute nou­velle réduc­tion ira de pair avec des coûts très élevés.

Les pratiques managériales

« La standardisation » à partir des bonnes pratiques

Cet aspect, nous l’a­vons déjà men­tion­né, est un des aspects déter­mi­nants de l’a­mé­lio­ra­tion de la per­for­mance. Il est conduit au niveau de chaque com­pa­gnie, mais il est repris éga­le­ment au niveau du NEI. Cela était visible chez les exploi­tants ren­con­trés (Exe­lon et Duke Power) comme au Nuclear Ener­gy Ins­ti­tute qui met en œuvre le SNPM (Stan­dard Nuclear Pro­cess Model).

Au sein de la com­pa­gnie Exe­lon, à titre d’exemple, il a été men­tion­né la stan­dar­di­sa­tion de sept macro­pro­ces­sus (arrêts de tranche ; for­ma­tion ; mana­ge­ment des com­pé­tences ; méthodes d’ex­ploi­ta­tion tant pour les pro­cé­dures que les modes opé­ra­toires ; pré­pa­ra­tion des PMT et des bud­gets annuels ; repor­ting selon des indi­ca­teurs communs…).

La méthode uti­li­sée n’est pas une méthode cen­tra­li­sée pure­ment des­cen­dante. Elle semble s’ap­puyer sur des peer-groups qui éla­borent des conclu­sions, les­quelles sont sou­mises au niveau cen­tral pour vali­da­tion et mise en appli­ca­tion sur toutes les uni­tés. On note­ra que ces diverses amé­lio­ra­tions qui relèvent du mana­ge­ment n’im­pliquent pas des orga­ni­sa­tions iden­tiques dans chaque com­pa­gnie électrique.

Le NEI conduit des bench­mar­kings de tous les pro­ces­sus iden­ti­fiés dans le SNPM. Au total 25 études ont été conduites depuis 1995 et clas­sées en quatre rubriques : culture ; com­pé­tence et exper­tise ; pra­tiques et idées éco­no­miques ; res­sources. Cette méca­nique d’a­na­lyse sys­té­ma­tique, en ras­sem­blant des experts/acteurs des divers domaines concer­nés, est de nature à pré­pa­rer, dans un délai de trois à cinq mois, des pro­po­si­tions d’ac­tions pra­tiques et consen­suelles, base d’une amé­lio­ra­tion conti­nue des performances.

Une culture de management orientée vers la performance

Avec la « stan­dar­di­sa­tion », une culture de mana­ge­ment orien­tée vers la per­for­mance dans tous les domaines est le moteur des amé­lio­ra­tions. On ver­ra ulté­rieu­re­ment que ce chan­ge­ment est conduit avec des par­te­na­riats appro­fon­dis avec les prin­ci­paux pres­ta­taires, mais qu’il fait appel en pre­mier lieu aux res­sources internes à l’en­tre­prise dans une pers­pec­tive d’op­ti­mi­sa­tion des moyens.

Cela dit, chaque phase de réor­ga­ni­sa­tion semble avoir été pré­pa­rée avec beau­coup de soin et avoir fait l’ob­jet de négo­cia­tions appro­priées, y com­pris avec les repré­sen­tants du per­son­nel. Une fois les déci­sions prises, la mise en œuvre et l’exé­cu­tion sont appli­quées et contrô­lées rigou­reu­se­ment et font l’ob­jet de pré­sen­ta­tions des per­for­mances réa­li­sées sur cha­cun des sites, impli­quant le mana­ge­ment au plus haut niveau.

Au total, la phi­lo­so­phie géné­rale consiste à ame­ner toutes les tranches du parc au niveau des meilleures (Best in Class).

La comparaison des coûts

Divers types de coûts de fonc­tion­ne­ment ont été analysés.

Nous pré­sen­te­rons ici les dépenses d’ex­ploi­ta­tion (O&M Costs), les coûts du com­bus­tible (Fuel Cost) et le coût de pro­duc­tion, somme des deux pré­cé­dents. L’é­tude a por­té sur les 103 tranches amé­ri­caines com­pa­rées aux 58 tranches fran­çaises en dol­lars constants 2001 avec un taux de conver­sion de 0,94 euro pour 1 dol­lar amé­ri­cain. Les conclu­sions prin­ci­pales ont été par­ta­gées avec nos inter­lo­cu­teurs américains.

Graphique 8 : pro­duc­tion cost en cts USD 2001/kWh

Le Pro­duc­tion Cost (gra­phique 8) : c’est une don­née publiée par­tout par le NEI, a crû for­te­ment aux États-Unis de 2,4 à 3,4 c/Kwh de 1981 à 1987, puis a décru régu­liè­re­ment pour être en 2002 à 1,6 c/Kwh. Le Pro­duc­tion Cost EDF, qui n’a jamais dépas­sé 2,2 c/Kwh, décroît depuis 1992 du fait de la décrois­sance du coût du com­bus­tible pour être en 2002 à 1,4 c/Kwh. Cette dimi­nu­tion est inté­gra­le­ment due à celle du coût du com­bus­tible alors que pour les USA elle découle conjoin­te­ment de la baisse du coût du com­bus­tible et des dépenses directes d’exploitation.

S’a­gis­sant des coûts de com­bus­tible, on doit dis­tin­guer les coûts de com­bus­tible amont et les coûts de com­bus­tible aval. Les coûts de com­bus­tible amont sont com­pa­rables et décroissent de manière régu­lière pour s’é­ta­blir à 0,4 c/kWh en 2002. Les coûts de com­bus­tible aval chez EDF sont supé­rieurs pour s’é­ta­blir à 0,2 c/kWh en 2002 et décroissent signi­fi­ca­ti­ve­ment, alors que les coûts aval amé­ri­cains sont valo­ri­sés for­fai­tai­re­ment à 0,1c/Kwh en valeur cou­rante et cor­res­pondent à une taxe ver­sée par les uti­li­ties à un fonds gou­ver­ne­men­tal, taxe qui peut s’a­vé­rer insuf­fi­sante dans le futur pour cou­vrir les dépenses diverses d’ar­rêt d’ex­ploi­ta­tion. Au total, les coûts du fuel avec des défi­ni­tions iden­tiques sont désor­mais du même ordre, ce qui ren­force la com­pa­rai­son en faveur du parc EDF.

Gra­phique 9 : dépenses d’exploitation EDF et USA rame­nées à l’énergie pro­duite (en cts US 2001/kWh)
Tableau 3 : la répar­ti­tion des res­sources du parc français
(ETP)	EDF	Pres­ta­taires	Total	Posi­tion du curseur		EFFECTIF/ 1000 MW
				EDF	Pres­ta­taires
Conduite	6 235	0	6 235	100%	0	99
Fabri­ca­tion	0	3 856	3 856	0	100%	61
Ingé­nie­rie Main­te­nance Appuis	21 056	16 759	37 815	56%	44%	600
Total	27 291	20 615	47 906	57%	43%	760

Les dépenses d’ex­ploi­ta­tion (O&M Cost) (gra­phique 9) cor­res­pondent glo­ba­le­ment à la rubrique « Dépenses directes d’ex­ploi­ta­tion » (DDE). Les courbes font appa­raître que les coûts d’O&M fran­çais sont infé­rieurs aux coûts amé­ri­cains (75 % du coût US/Kwh en 2001 ; 60 % du coût/Kw).

La réduc­tion aux États-Unis est certes impres­sion­nante (-43 % depuis 1987) ; alors qu’EDF a eu des coûts constam­ment crois­sants bien que tou­jours très infé­rieurs aux coûts amé­ri­cains. Cela dit, il faut faire deux com­men­taires : en pre­mier lieu la com­pa­rai­son des évo­lu­tions nous paraît plus per­ti­nente sur les cinq der­nières années avec des parcs sta­bi­li­sés en puis­sance ins­tal­lée. Sur cette période, on note­ra que les dépenses amé­ri­caines ont décru d’en­vi­ron 18 % alors que les charges d’O&M en France se sta­bi­lisent ; en second lieu, pour le parc amé­ri­cain, cette baisse est due envi­ron pour moi­tié à l’a­mé­lio­ra­tion de la dis­po­ni­bi­li­té. Rame­né au kilo­watt ins­tal­lé, le coût d’O&M dimi­nue en effet de 23 % depuis 1987.

Le domaine des ressources humaines

L’ob­jet de l’é­tude « res­sources » était de mesu­rer quan­ti­ta­ti­ve­ment les effec­tifs, d’es­ti­mer la rela­tion faire/faire faire (dit autre­ment : make or buy) et les rela­tions entre les uti­li­ties avec le monde des pres­ta­taires fournisseurs.

Nous avons tout d’a­bord appro­ché les res­sources au ser­vice du parc EDF hors cycle du com­bus­tible selon les deux volets : interne (EDF) et externe (pres­ta­taires) pour les­quels on a esti­mé une répar­ti­tion selon les cinq caté­go­ries utiles à l’a­na­lyse : fabri­ca­tion, ingé­nie­rie, main­te­nance, pro­duc­tion et appuis. Les res­sources internes ont été comp­ta­bi­li­sées en effec­tifs direc­te­ment ou indi­rec­te­ment affec­tés. L’a­na­lyse des res­sources externes a été construite à par­tir du mon­tant des achats hors cycle du com­bus­tible (envi­ron 1,6 mil­liard d’eu­ros en 2002), d’une ven­ti­la­tion en 10 seg­ments et d’un chiffre d’af­faires par per­sonne, ce qui a conduit à la déter­mi­na­tion des effec­tifs. Les prin­ci­paux résul­tats de ce tra­vail sont pré­sen­tés ci-après.

Pour ce qui concerne la com­pa­rai­son avec les États-Unis la com­pa­rai­son n’est pas ache­vée, car nos inter­lo­cu­teurs ont pris connais­sance de notre approche au cours de la mis­sion. Cela dit, le NEI a entre­pris ce même type de syn­thèse avec pour objec­tif de connaître, sur la base actuelle, quels étaient les besoins de l’en­semble de l’in­dus­trie nucléaire à dix ans, afin d’aug­men­ter l’at­trac­ti­vi­té des métiers du sec­teur nucléaire (qui attirent à nou­veau) et d’an­ti­ci­per avec les par­te­naires du monde de l’en­sei­gne­ment les for­ma­tions à mettre en place. Pour les échanges de bench­mar­king, l’in­gé­nie­rie, la main­te­nance et les appuis ont été regrou­pés de manière à ce que le péri­mètre com­pa­ré soit cohé­rent avec celui des exploi­tants visités.

Le rap­pro­che­ment des res­sources internes et externes pour le parc fran­çais conduit à un total de 48 000 ETP (équi­valent temps plein) avec 57 % EDF et 43 % pres­ta­taires pour un ratio de res­sources glo­bales de 760 p/1 000 MW.

Le tableau 3 détaille ces totaux selon les trois rubriques : conduite, fabri­ca­tion, ingénierie-maintenance-appuis.

Hors fabri­ca­tion, total qui paraît plus per­ti­nent à nos inter­lo­cu­teurs amé­ri­cains, le ratio passe à 699p /1 000 MW et le taux de sous-trai­tance à 38 % (62 % réa­li­sé par EDF).

Au niveau des sites (ex. cas Cruas, 4 tranches 900 MW), pour 1 244 per­sonnes EDF, la res­source externe s’é­ta­blit à 570 ETP, ce qui donne un taux de sous-trai­tance de 32 % pour un effec­tif total de 504 p/1 000 MW.

Par ailleurs, s’a­gis­sant de la main­te­nance, le ratio d’ef­fec­tif est de 40 % en interne pour 60 % en externe (cette répar­ti­tion étant, en arrêt de tranche, de 15 % EDF pour 85 % prestataires).

Les don­nées amé­ri­caines dis­po­nibles à ce jour font appa­raître un total de 59 400 p dans les uti­li­ties (594 p/1 000 MW à com­pa­rer à 433 p/1 000 MW pour EDF soit + 37 %) et ce, bien que les uti­li­ties aient conduit des pro­grammes de réduc­tion d’ef­fec­tifs signi­fi­ca­tifs (Duke Power est ain­si pas­sé de 8 800 p. pour 7 000 MW en 1991 à 4 313 en 2002 avec un objec­tif de 3 962 en 2006 soit 566 p/1 000 MW).

La « res­source glo­bale » est vrai­sem­bla­ble­ment supé­rieure à celle du parc EDF, ce que l’on voit d’ailleurs par la com­pa­rai­son des dépenses d’ex­ploi­ta­tion, mais il semble que les taux de sous-trai­tance soient plus bas aux États-Unis qu’à EDF (Duke l’es­time à 30 % ; Navi­gant consul­ting à 25 %).

Cela dit, l’ap­proche make or buy (faire ou faire-faire) est très prag­ma­tique, l’op­ti­mi­sa­tion tenant compte autant de la sta­bi­li­té du corps social que de la seule effi­ca­ci­té éco­no­mique directe appa­rente. À cet égard, les impres­sion­nantes dimi­nu­tions d’ef­fec­tif glo­bal se sont le plus sou­vent faites par une réduc­tion des pres­ta­tions externes. Cette pra­tique, néces­saire pour conduire des chan­ge­ments aus­si pro­fonds sur longue période, n’est pas anti­no­mique de par­te­na­riats plus pous­sés (allian­cing) avec les prin­ci­paux prestataires.

« L’allian­cing » s’est en effet géné­ra­li­sé aux États-Unis sur la base d’ex­pé­riences pra­tiques de plus de dix ans selon les cas.

Il s’a­git de rela­tions contrac­tuelles de long terme (trois à cinq ans, voire davan­tage) sur des péri­mètres assez larges avec des res­pon­sa­bi­li­tés et des inter­lo­cu­teurs clai­re­ment défi­nis de part et d’autre, ain­si qu’un par­tage des risques et béné­fices selon des sys­tèmes d’in­ci­ta­tion codi­fiés et accep­tés sur une base gagnant-gagnant. Ces contrats encou­ragent, du fait de leur durée, des inves­tis­se­ments com­plé­men­taires tant en maté­riel qu’en for­ma­tion. Ils faci­litent l’an­ti­ci­pa­tion (au moins une année, contre Jo – 4 mois à EDF) de la pré­pa­ra­tion en com­mun des pres­ta­tions. On note­ra éga­le­ment qu’en cas de sous-trai­tance le pres­ta­taire prin­ci­pal assume la res­pon­sa­bi­li­té glo­bale de l’en­semble du tra­vail à réaliser.

Les enseignements de l’intercomparaison

En conclu­sion géné­rale de cette inter­com­pa­rai­son, des ensei­gne­ments peuvent être tirés de l’ex­pé­rience accu­mu­lée aux États-unis depuis dix ans ; EDF sou­haite prin­ci­pa­le­ment appro­fon­dir, outre les rela­tions déjà bien éta­blies (EPRI, INPO, Fra­ma­tome-ANP et Wes­tin­ghouse) : celles avec le NEI et quelques exploi­tants (Sou­thern).

De manière prag­ma­tique, la DPN a déjà inté­gré un cer­tain nombre de conclu­sions rele­vées, notam­ment comme cela a été sou­li­gné pour la réduc­tion de la durée des arrêts de tranche, mais éga­le­ment pour tout ce qui concerne » les bonnes pra­tiques » dont l’a­na­lyse sys­té­ma­tique a été entreprise.

Au-delà, ce tra­vail sera uti­li­sé pour la réflexion, dite IN15, qui vient d’être lan­cée au sein de la branche pro­duc­tion-ingé­nie­rie ; cette réflexion vise à pré­pa­rer et mettre en œuvre les évo­lu­tions dans le domaine nucléaire per­met­tant de faire face aux enjeux de demain dont le contexte peut être carac­té­ri­sé par les quatre points suivants :

• une prio­ri­té réaf­fir­mée à la sûreté,
• une exi­gence de com­pé­ti­ti­vi­té tou­jours accrue,
• un parc qui à l’ho­ri­zon 2015 se com­po­se­ra à la fois de tranches à matu­ri­té, de tranches en fin de vie et de tranches en début d’ex­ploi­ta­tion (EPR),
• un très fort renou­vel­le­ment des com­pé­tences dû aux impor­tants départs en retraite.

Neuf pro­jets regrou­pés sous le terme d’I­ni­tia­tive Nucléaire » 2015, IN15 doivent ain­si exa­mi­ner tous les aspects cou­vrant la res­pon­sa­bi­li­té du pro­duc­teur EDF dans le domaine du nucléaire et déga­ger des voies de pro­grès et d’a­mé­lio­ra­tion de la performance.

L’ex­pé­rience amé­ri­caine n’est certes pas direc­te­ment trans­po­sable ; au demeu­rant, le parc fran­çais se com­porte déjà plus qu’­ho­no­ra­ble­ment au niveau inter­na­tio­nal. Nul doute que l’en­semble des acteurs au ser­vice du parc de pro­duc­tion EDF ne réus­sissent à faire mieux encore dans les années à venir.

EDF Tri­cas­tin. © MÉDIATHÈQUE EDF

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