En juin dernier, le projet HPC a atteint le jalon J0 (soit l’achèvement du radier de l’îlot nucléaire de l’unité n° 1) conformément au planning annoncé en septembre 2016.
À la suite de cette étape majeure, une revue des coûts, du calendrier et de l’organisation du projet HPC a été engagée. Cette revue a présenté les conclusions suivantes(1) :
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.
Le taux de rentabilité prévisionnel (TRI) pour EDF est désormais estimé entre
7,6 % et 7,8 %(5).
Le management du projet reste mobilisé pour atteindre l’objectif de début de production d’électricité par l’unité n° 1 fin 2025. À ce titre sont mis en œuvre, sous l’autorité de la Direction de Programme, des plans d’action opérationnels impliquant les équipes d’ingénierie du groupe EDF en Grande-Bretagne et en France, les constructeurs des bâtiments et des ouvrages annexes, et les fournisseurs d’équipements et de systèmes dans l’ensemble de la chaîne de fourniture.
Les accords conclus entre EDF et CGN prévoient un mécanisme plafonné et encadré de compensation des surcoûts entre les deux actionnaires en cas de dépassements de budget ou de retard. Les surcoûts annoncés en septembre 2019 déclencheront, le moment venu,
l’activation de ce mécanisme. Ces accords font partie d’un accord bilatéral d’actionnaires signé entre EDF et CGN en septembre 2016 et sont soumis à une clause de confidentialité (voir section 2.2.4 « performance opérationnelle » -facteur de risque
4A « maîtrise des grands projets industriels complexes, y compris les
projets EPR »).
À fin 2019, le projet a confirmé l’objectif « J0 » de l’unité 2 fixé pour mi-2020 et a atteint quatre grands jalons fixés pour 2019 :
En outre, d’autres avancées majeures ont été réalisées, avec notamment la signature d’une alliance commerciale pour les travaux électromécaniques, la fabrication de pièces et de coudes du générateur de vapeur par Framatome, la remise de la plate-forme du poste électrique à National Grid, l’accostage des premiers bateaux à la jetée et l’ouverture d’une école de soudure. Par ailleurs, le liner de confinement pesant 170 tonnes a été levé et installé avec succès dans le bâtiment réacteur.
Les travaux réalisés sur l’îlot nucléaire, l’îlot conventionnel et la station de pompage de l’unité 2 sont effectués avec 12 mois de décalage par rapport à l’unité 1, comme prévu.
À fin 2019, les dépenses cumulées pour 100 % du projet s’élevaient à 9,4 milliards de livres sterling (en monnaie courante), hors intérêts intercalaires (soit 8,8 milliards de livres sterling en monnaie 2015).
Les échanges avec l’ONR se poursuivent de manière continue.
Le prochain point d’arrêt de l’ONR concernera le début de la phase électromécanique. Par ailleurs, l’accord de l’ONR sera nécessaire pour l’acheminement des premiers composants en provenance de Framatome et l’approvisionnement en combustible sur le site.
La société de projet HPC, NNB Generation Company (HPC) Limited, et le Département de l’Énergie et du Changement Climatique (DECC) ont finalisé, en octobre 2015, les conditions du contrat pour différence qui a été déclaré compatible avec les règles de l’UE en matière d’aides d’État par la Commission européenne en octobre 2014. La décision de la Commission fait l’objet d’un contentieux porté par l’Autriche qui est actuellement en appel devant la Cour de Justice de l’Union européenne après rejet du recours par le Tribunal de l’Union européenne par un arrêt du 12 juillet 2018.
Signé le 29 septembre 2016 à l’instar de tous les autres contrats avec le gouvernement britannique, le CfD vise à garantir les revenus générés par l’électricité produite et vendue par HPC grâce au versement d’une rémunération en fonction de la différence entre le prix d’exercice contractuel défini ci-dessous et le prix du marché sur une période de 35 ans à compter de la mise en service commerciale de l’unité 2.
À la date d’entrée en fonctionnement de la centrale, si le prix de référence auquel le producteur vend l’électricité sur le marché est inférieur au prix d’exercice défini dans le contrat, le producteur recevra une prime additionnelle. Si le prix de référence est supérieur au prix d’exercice, le producteur paiera la différence.
Les principales caractéristiques du contrat pour différence sont :
Il n’existe pas de garantie explicite de volume dans le CfD, ni de plafond ; en revanche, le contrat bénéficie de protection contre le risque d’effacement en cas de modification réglementaire et de marché.
(1) Voir communiqué de presse d'EDF du 25 septembre 2019 « Précisions sur le projet Hinkley Point C ».
(2) Le coût
supplémentaire d’un tel report avait été estimé en 2017 à environ 0,7 milliard de livres sterling 2015. Dans cette hypothèse le TRI pour EDF serait diminué d’environ 0,3 % (voir communiqué de presse du 3 juillet 2017).
(3) En livres sterling 2015, hors intérêts intercalaires et hors effet de change par rapport à un taux de change de référence du projet de 1 livre sterling = 1,23 euro.
(4) Coûts additionnels nets des plans d’actions.
(5) Taux de rentabilité prévisionnel d’EDF calculé sur la base d’un taux de change de 1 livre sterling = 1,15 euro, et incluant le mécanisme plafonné et encadré de compensation des surcoûts liés à des dépassements
de budget ou à des retards en place entre les actionnaires.
(6) Les termes du contrat sont disponibles sur le site du gouvernement britannique https://www.gov.uk/government/publications/hinkley-point-c-documents.
