Les principales caractéristiques du parc de BE sont les suivantes : 

 le parc de réacteurs est hétérogène avec des conséquences sur les coûts de maintenance ;
 la puissance de production du parc reste modeste au regard aux objectifs de conception ;
 des arrêts non programmés entraînent une disponibilité inférieure aux objectifs de conception ; par ailleurs, l’évolution actuelle des prix du marché au Royaume-Uni pourrait avoir un impact sur les résultats de British Energy qui seront intégrés dans les comptes semestriels d’EDF mi-2009.

1. Quels sont les sites gérés aujourd’hui par BE ?

British Energy (BE) possède 8 (soit 15 réacteurs) sur les 10 centrales nucléaires du pays, leur démantèlement doit s’échelonner entre 2014 et 2035, BE possède une centrale à charbon. Le parc de BE produit 1/6ème de l’énergie de l’électricité du Royaume-Uni pour 5 millions de clients.

2. En quoi ce parc est-il original ?

Plusieurs acteurs sont intervenus dans l’histoire pour la construction du parc nucléaire britannique. Le « Central Electricity Generating Board » (CEGB) fut la cheville ouvrière de l’industrie électrique britannique durant presque 40 ans, de 1957 à sa privatisation dans les années 90.

Dans l’immédiat après-guerre, alors que la demande en électricité croissait plus vite que ce que les centrales au charbon pouvaient produire, l’industrie conféra au CEGB la mission de lui fournir de l’électricité de façon sûre et adaptée à la demande, sans nécessairement rechercher une filière de production électro-nucléaire « économique ».

Les autorités qui veillèrent à la construction du parc nucléaire anglais eurent ainsi recours à plusieurs techniques de conception de réacteurs, représentées par les filières suivantes :

Magnox (conception britannique, à partir de 1953) : ces réacteurs ne font pas partie du parc de BE ; AGR (Advanced Gas-Cooled Reactor) : ces réacteurs à réfrigérant gazeux sont de conception britannique. Seulement 12 réacteurs de ce type ont été construits. Comme pour les réacteurs à eau légère, ils contiennent une cuve sous pression avec des bâtons de combustible, le cœur étant constitué d’uranium enrichi. Contrairement aux réacteurs BWR (à eau bouillante, car non pressurisée) ou PWR, la cuve est remplie de dioxyde de carbone, circulant à la température de 700-800ºC. Ce gaz chauffe le circuit secondaire de vapeur à environ 580ºC et à une pression de 70 bar, cette vapeur actionne à son tour les turbines. “Nothing like this will be built again“ (rien de tel ne sera construit à nouveau), dixit un exploitant. En effet, les AGR n’étaient pas des réacteurs civils ordinaires ; conçus dans les années 70, ils représentaient la conception qu’avait le Royaume Uni d’un système exportable de génération d’électricité nucléaire. Tels des purs-sangs délicats, les AGR sont capables d’atteindre un pic de conversion d’énergie en électricité de 43%, alors qu’un réacteur PWR de base en transforme 31 à 32 %. Les AGR ressemble au Concorde français : des merveilles technologiques, très sophistiquées et efficaces (quand ils fonctionnent…) mais bien trop chers et compliqués ! PWR (Pressurized Water Reactor, ou en français REP : réacteur à eau pressurisée). Les PWR ont gagné leur lettre de noblesse car ils sont bien plus simples de conception.

3. Les coûts de maintenance du parc nucléaire de British Energy

Le parc de British Energy, les réacteurs sont des AGR …

« Non fiable et cher à entretenir », ce sont les paroles de l’ex-PDG de BE avant son rachat par EDF, lors de son discours d’introduction de l’Assemblée des actionnaires du 17 juillet 2008 à Edimbourg :

« La production nucléaire de l’exercice clos au 31 mars 2008 a été décevante. La performance opérationnelle a été significativement diminuée par la clôture d’exercice de Hartlepool et Heysham 1, qui, avec la persistance des effets de la limitation de la température des chaudières à Hinkley Point B et Hunterston B, ont causé des pertes de production importantes. […] Pendant l’année écoulée, nous avons remis en service les 4 tranches de Hinkley Point B et Hunterston B après l’inspection des chaudières et les réparations. Nous avons aussi terminé une inspection programmée des chaudières et un arrêt pour réparation sur le réacteur 3 d’Hunterston B en mai 2008. A la suite de ces travaux, nous avons pu remonter le niveau de puissance de cette usine de 59% à environ 70%. C’était la première inspection majeure après travaux depuis la fermeture de 2006 [!]. Nous commençons un arrêt de tranche du réacteur 4 de Hunterston B et une inspection programmée du cœur de graphite ainsi qu’un arrêt de tranche du réacteur 3 de Hinkley Point B, tandis que les 2 autres réacteurs de cette centrale opèrent à environ 70% de leur puissance, compte tenu des conditions imposées par les limites de température fixées pour les chaudières. […] Nous avons fait des progrès considérables vers le retour à l’exploitation de Hartlepool et Heysham 1, à la suite du problème des fermetures de chaudières d’octobre dernier [2007]. Une solution a été trouvée qui a entraîné 9500 radiographies des pièces et plus d’un million d’heures de travail à ce jour.[…] Le régulateur a toute connaissance de ce projet ; nous travaillons en collaboration pour assurer le prompt retour à la production de ces 4 réacteurs […] dans le 3ième trimestre de l’année fiscale [fin 2008]. Les estimations initiales du coût des réparations pour le retour à l’exploitation étaient de 50 millions de livres pour cette année fiscale.  Nous craignons qu’avec le nombre d’heures d’un travail complexe […] le coût final ne soit significativement plus élevé que l’estimation. [il atteindrait 115 millions de livres (source Edito 2B.com)…] Nous commençons des arrêts de tranche sur les 2 réacteurs de Dungeness B. […] les opérations de rechargement du combustible ont été prolongées depuis septembre 2006 [ !], à la suite de certains problèmes décelés sur des soudures d’attaches de barres de combustible. […] »

Le Président de BE nous donc relate qu’en juillet 2008, 5 centrales sur 8 étaient à l’arrêt entraînant un manque à gagner important pour l’exercice 2008.

En remontant plus loin dans le temps, on constate que les ingénieurs anglais concevaient leurs centrales par paires, en se servant chaque fois des erreurs de conception et problèmes rencontrés dans la construction et l’exploitation de la « paire » précédente. Cela donne des effets de paliers, chaque palier étant réduit à 2 unités. Heysham 1 : en août 2008, était déclarée en panne depuis novembre 2007. Cette centrale partage la conception de son réacteur avec la centrale de Hartlepool, qui a inauguré le concept de chaudière remplaçable sur canal ; Hartlepool et Heysham 1 : les problèmes rencontrés liés à la conception originale de l’ensemble réacteur-chaudières (et au kilométrage de tuyaux, milliers d’attaches, soudures diverses) ont causé la révision complète de la conception de l’îlot, et des opérations itératives et coûteuses pour résoudre les problèmes de ce nouveau design. Des modifications ont apporté une augmentation de la production, à condition toutefois de continuer un programme d’amélioration continue sur ces 2 centrales (jusqu’en 2014…). Hunterston B : le 3 décembre 1977, l’eau de mer avait pénétré dans le réacteur via une modification du système de refroidissement secondaire, abandonnant du sel après évaporation dans les tuyauteries du réfrigérant. On réussit finalement à situer le sel grâce à des modèles mathématiques et à l’aspirer : la production reprit (source : The Times). Plus récemment, le modérateur de réaction (graphite) de chacun des réacteurs d’Hunterston B présente des symptômes de problèmes structurels sous la forme de craquelures.

4. Un parc en cours de fermeture :

Le vieillissement du parc de BE entraîne une diminution de régime des réacteurs les plus anciens entraînant la décroissance progressive de l’énergie annuelle produite. (cf. tableau ci-dessous qui reprend des données de BE et ING)

Le parc d’AGR sera mis à l’arrête définitif d’ici 2023, à l’exception de Sizewell, dont la fermeture est programmée pour 2035 et qu’une bonne maintenance doit permettre de prolonger jusqu’à 60 ans.

5. Les coûts de production en 2008

La perte de puissance a entraîné un recul de la production : depuis début 2008, les centrales de BE ont produit 27% d’électricité de moins qu’un an plus tôt.

Elles ne fournissent plus que 49,5 TWh par an, soit 57 % de leur capacité de production théorique.

La production globale (nucléaire + charbon) au 28 septembre 2008 est tombée à 22,7 TWh, contre 30,7 TWh sur le semestre correspondant de 2007.

Dès 2014, 27% de la puissance du parc risque de devenir indisponible par le déclassement d’Hartlepool et Heysham. Gageons qu’à cette date, le premier réacteur EPR sera opérationnel pour permettre de combler le déficit de production et répondre aux besoins des clients.

6- Les résultats de BE en 2008

Les résultats de BE annoncés le 18 novembre 2008 ont été inférieurs aux objectifs pour 2 raisons majeures : Les mise à l’arrêt intempestives de réacteurs ; Le prix de vente de l’électricité (au ruban ou en pointe) ne permettant pas de couvrir les coûts de production.

Or, depuis mi-2008, les prix du pétrole et du gaz ont subi une chute spectaculaire, par rapport à ce qu’ils étaient seulement en 2007… et par ailleurs il est important de noter que le prix de l’électricité au Royaume-Uni est fortement influencé par le prix du gaz.

En dessous d’un prix de « ruban » de 32 GBP/MWh, BE se retrouverait dans la même situation qu’au début des années 2000 où elle fut acculée à la faillite. Si c’était le cas l’actionnaire principal devrait compenser les pertes.

Pour illustrer notre propos, voici quelques données financières sur BE concernant l’exercice 2008 : Le bénéfice imposable semestriel pour l’année fiscale 2008 a baissé de 49,7% ; Le bénéfice avant impôt, charges financières, dépréciation et amortissement du semestre clos au 28 septembre 2008 est tombé à 257 millions de GBP (307 millions d’euros) contre 511 millions de GBP un an plus tôt ; Simultanément, les coûts de maintenance annuels estimés initialement à 50 millions de GBP se seraient élevés à 115 millions de GBP ; Ses tarifs de vente ont dû être augmenté de 12% en un an.

Mais la question demeure : l’augmentation des prix de vente suffira-t-elle à équilibrer les comptes, alors que les clients du Royaume-Uni comme les autres pays européens, touchés par les conséquences de la crise financière, souhaitent une baisses du prix de l’énergie « grand public » ?

EAS continuera à suivre ce dossier de façon approfondi, examinera en particulier la contribution de BE aux résultats d’EDF lors de la publication des comptes semestriels.