Le Groupe réalise des projets de très grande ampleur. Ces projets représentent un risque majeur pour le Groupe en termes d’impact financier potentiel sur ses capitaux propres et de conséquences sur sa stratégie de développement En particulier, la réussite des projets EPR est conditionnée par des facteurs spécifiques d’ordre industriel, réglementaire et financier.
Criticité compte tenu des actions de maîtrise engagées : Forte.
Dans le cadre de son activité, le Groupe est amené à réaliser, en tant que maître d’ouvrage ou maître d’œuvre, des projets qui présentent une complexité inhérente, qui requièrent des investissements importants et de longues procédures d’instruction et d’autorisations réglementaires. Un très grand nombre de parties prenantes peuvent être impliquées. La réalisation de certains projets peut conduire EDF à mettre en œuvre des partenariats industriels et/ou financiers. Les projets peuvent également nécessiter d’être associés à des projets de développement territoriaux ou faire l’objet de difficultés d’acceptation locale. La maîtrise de ces projets s’inscrit dans l’objectif n° 5 de responsabilité d’entreprise qui est d’organiser, partout dans le monde, une démarche de dialogue et de concertation autour des projets (voir section 3.3.1.2.5 «Dialogues et concertations autour des projets » (ORE n° 5). Afin d’améliorer cette maîtrise, le Groupe s’est engagé dans une refonte de son management de projets et a défini une politique « Engagements » qui impose une analyse des risques et des éléments de sécurisation associés.
De tels projets peuvent concerner notamment, en France ou à l’international, des ouvrages en mer pour les énergies nouvelles (éolien off-shore en France), la pose de nouveaux compteurs (Linky en France, porté par Enedis) sur l’ensemble d’un réseau de distribution concernant des dizaines de millions de clients, en France ou au Royaume Uni, la réalisation de projets hydrauliques, ou la réalisation d’investissements nucléaires de grande ampleur sur des dizaines d’années (Grand Carénage, projets EPR et projets de déconstruction, notamment).
Ces projets sont généralement de grande envergure et de longue durée ; ils impliquent de nombreux partenaires industriels et des investissements significatifs dont les conditions de financement et de tarification peuvent être encore à confirmer. La mise en place de ces financements pourrait, compte tenu du contexte économique ou institutionnel, être retardée.
La réalisation de ces projets peut être confrontée à de nombreux aléas techniques, industriels, opérationnels, économiques, réglementaires, environnementaux ou d’acceptabilité susceptibles de remettre en cause les échéanciers, les coûts associés, ou la rentabilité des projets. Les relations avec les partenaires associés à EDF dans ces projets peuvent également être source de difficultés. Les tensions commerciales entre les États-Unis et la Chine pourraient avoir des impacts sur la conduite de certains de ces projets compte tenu des technologies et des partenariats mis en œuvre.
À cet égard en octobre 2018 le Département de l’Énergie Américain (« US DoE ») a émis une décision relative à la coopération nucléaire civile avec la Chine qui traite notamment des transferts de biens et technologies américains, ou d’origine américaine, vers CGN, ses filiales et entités liées. Cette décision concerne les technologies relatives aux équipements au sein ou directement attachés à la cuve, de contrôle de puissance du cœur et ceux qui contiennent ou sont en contact direct avec le fluide primaire. Le 14 août 2019 le Département du Commerce Américain (« US DoC ») a émis une décision plaçant 4 entités du Groupe CGN sur la liste des entités soumises à restrictions (entity list) et concernant tout transfert de biens et technologies notamment à double usage américains, ou d’origine américaine (ou comportant un certain pourcentage de contenu américain) soumis à la juridiction de l’US DoC (Export Administration Regulations : couvrant tous les biens et technologies notamment à double usage du commerce autres que ceux relevant des juridictions du US DoE et de la Nuclear Regulatory Agency). En conséquence de ces décisions, le transfert des biens et technologies à destination des entités visées, et pour le périmètre technique les concernant au titre des décisions, doit faire l’objet d’une autorisation préalable spécifique de la part des juridictions US compétentes, une telle autorisation faisant l’objet d’une présomption de refus.
Par ailleurs ces projets nécessitent des autorisations administratives, des licences ou des permis qui peuvent faire l’objet de contentieux, de retraits ou de retards d’obtention.
De telles situations pourraient, notamment en cas de non-respect d’engagements contractuels du Groupe ou d’exposition potentielle du Groupe en cas d’aléa majeur dans la réalisation de ces projets ou l’exploitation de ces réacteurs, avoir une incidence majeure sur les activités du Groupe, son résultat, la valeur de ses actifs, sa situation financière, sa réputation et ses perspectives.
La réussite des projets EPR, en particulier, conditionne la performance et la réputation de la filière industrielle nucléaire, et à travers elle, celles du Groupe.
Le projet de Flamanville 3 constitue un enjeu majeur pour le Groupe, à la fois industriel, réglementaire et financier. La réalisation des objectifs de calendrier et de coûts reste conditionnée, notamment, par :
Compte tenu de ces éléments, le calendrier prévisionnel de mise en œuvre du scénario privilégié de reprise des soudures de traversées conduit, si l’objectif de validation par l’ASN est respecté, à prévoir une date de chargement du combustible à fin 2022 et à ré-estimer le coût de construction à 12,4 milliards d’euros soit une augmentation de 1,5 milliard d’euros. Toutefois, le Groupe pourrait faire face à d’autres éventuels surcoûts et délais potentiellement significatifs notamment si le scénario privilégié ne pouvait être mis en œuvre et qu’il faille faire appel au scénario de repli étudié par EDF et fondé sur l’extraction et la remise à niveau dans les bâtiments auxiliaires de sauvegarde (voir section 1.4.1.2.1 « Projet EPR de Flamanville 3 »).
Il est rappelé que le coût de construction à terminaison de 12,4 milliards d’euros est exprimé en Euros 2015 et qu’il n’intègre pas les intérêts financiers intercalaires. S’agissant d’un coût de construction, il n’intègre pas non plus d’autres éléments nécessaires au projet tels que les pièces détachées destinées au fonctionnement ultérieur de la centrale.
Les états financiers au 31 décembre 2019 indiquent à cet égard (note 25. 1 de l’annexe des comptes consolidés 31.12.19 - section 6.1 « Etats financiers ) que :
Par ailleurs, ces montants correspondent aux coûts encourus au 31 décembre 2019, et non à des coûts projetés à la date de chargement du combustible prévue à fin 2022.
Les études du Projet EPR 2 se poursuivent afin de proposer un réacteur compétitif en vue du renouvellement du parc nucléaire existant. La non-obtention de la cible de compétitivité, l’absence d’un cadre régulatoire approprié, la non-obtention ou l’obtention tardive des autorisations requises pour poursuivre le développement du réacteur, pourraient avoir une incidence sur la situation financière du Groupe (voir section 1.4.1.2 « Projets Nouveau Nucléaire EPR 2 »). Le gouvernement a publié le 25 janvier 2019 les orientations de la programmation pluriannuelle de l’énergie.Conformément à ces orientations, le gouvernement a demandé à EDF de préparer, avec la filière nucléaire, un dossier d’ici mi-2021 sur un programme de renouvellement des installations nucléaires en France.
En Chine, le Groupe détient une participation de 30 % à côté de son partenaire chinois CGN au sein de TNPJVC (Taishan Nuclear Power Joint Venture Company Limited). Taishan 1 a été le premier réacteur EPR à être couplé au réseau le 29 juin 2018. Sa mise en service commercial a été prononcée le 13 décembre 2018. Le réacteur Taishan 2 est quant à lui entré en service commercial le 7 septembre 2019. Le tarif de rachat de l’électricité produite par Taishan a été fixé à 435 RMB/MWh (environ 56 €/MWh) à hauteur de 7 500 heures de fonctionnement par an et par réacteur, l’éventuel surplus étant vendu au prix de marché. Ce tarif, inférieur aux attentes d’EDF, est en vigueur jusqu’à fin 2021. Le travail se poursuit auprès des autorités chinoises compétentes en vue de définir son évolution future.
Au Royaume-Uni, la maîtrise de la conception et la mise sous contrôle des fabrications et des jalons majeurs du chantier conditionnent la rentabilité du projet Hinkley C et le financement des autres éventuels futurs projets au Royaume-Uni. Le Groupe a une participation de 66,5 % dans le Projet Hinkley Point C, avec à ses côtés son partenaire chinois CGN pour 33,5 % (voir sections 1.4.1.2.2 « Autres projets – Nouveau Nucléaire » et 1.4.5.1.2.4 « Royaume-Uni – Division Nouveau Nucléaire »). En juin 2019, le projet HPC a atteint le jalon J-0 (achèvement du radier de l’îlot nucléaire de l’unité n° 1) comme prévu. À la suite de cette étape majeure, une revue des coûts, du calendrier et de l’organisation du projet HPC a conclu que le risque de report de la livraison des unités 1 et 2 communiqué précédemment (15 et 9 mois respectivement) s’est accentué, et que le coût de construction à terminaison du projet est désormais estimés entre 21,5 et 22,5 milliards de livres sterling 2015, soit une augmentation comprise entre 1,9 et 2,9 milliards de livres sterling 2015 par rapport aux évaluations précédentes. L’amplitude de la fourchette sera fonction de la réussite des plans d’actions opérationnels à mener en partenariat avec les fournisseurs. Les surcoûts résultent essentiellement des conditions de sol difficiles, ayant rendu les travaux de terrassement plus coûteux que prévu, de la révision des objectifs des plans d’actions opérationnels, et des coûts supplémentaires liés à la mise en œuvre du design fonctionnel d’une tête de série adaptée au contexte réglementaire britannique.
