Le respect de ces cibles est dépendant de nombreux facteurs et notamment des instructions menées par l’ASN notamment sur les modalités envisagées par EDF pour le traitement des soudures du circuit secondaire principal. Le report de l’approbation par l’ASN du procédé de réparation des soudures de traversée par robots télé-opérés au premier trimestre 2021 est un risque supplémentaire sur le coût à terminaison et le calendrier du chantier.
Le risque relatif au calendrier et au coût à terminaison est donc très élevé et le projet pourrait faire face à d’autres éventuels surcoûts et délais potentiellement significatifs en cas de nouvel aléa, notamment si le scénario de repli en matière de reprise des soudures de traversées devait in fine être retenu (scénario non privilégié par EDF).
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, ni le coût de remplacement de la cuve. Le montant des intérêts intercalaires tels que figurant dans les comptes à fin décembre 2020 s‘élève à 3 291 millions d’euros. Les coûts supplémentaires par rapport à l’estimation précédente, soit 1,5 milliard d’euros 2015, sont comptabilisés pour l’essentiel en autres produits et charges d’exploitation(1) (APCE) et non en investissements. Pour 2020, ces surcoûts enregistrés en APCE se sont élevés à 397 millions d’euros.
Par ailleurs, ces montants correspondent aux coûts encourus au 31 décembre 2020, 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 d’une partie 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 1.4.1.1.3.2 « Autres projets - Nouveau Nucléaire »).
Le gouvernement a publié le 25 janvier 2019 les orientations de la programmation pluriannuelle de l’énergie adoptée par décret du 21 avril 2020. Conformément à ces orientations, le gouvernement a demandé à EDF de préparer avec la filière nucléaire, d’ici mi-2021, un dossier complet sur un programme de renouvellement des installations nucléaires en France. Le contrat de filière, signé le 28 janvier 2019 par l’État et le Comité stratégique de filière nucléaire (CSFN), comporte un volet relatif à la préparation des capacités industrielles nécessaires à la réalisation d’un programme de construction de nouveaux réacteurs en France. Afin de s’inscrire dans cette démarche, EDF a engagé la préparation de propositions économiques et industrielles sur la base de la technologie EPR 2. EDF fournit ainsi les éléments permettant aux pouvoirs publics de définir un cadre de régulation approprié pour assurer le financement d’un tel programme industriel.
Le Président de la République a déclaré, le 8 décembre 2020, que "la décision définitive de construction de nouveaux réacteurs devra être prise au plus tard en 2023, lorsque l'EPR de Flamanville sera entré en service". De nouveaux retards dans la mise en service de l’EPR de Flamanville 3, un nouveau report de la décision ou une décision de ne pas construire ces réacteurs pourraient impacter la situation financière du Groupe.
En Chine, le Groupe détient une participation de 30 % aux côtés de son partenaire chinois CGN et de Guangdong Energy Group (19%) 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 est intervenue le 13 décembre 2018. Le réacteur Taishan 2 est quant à lui entré en service commercial le 7 septembre 2019 (voir section 1.4.1.1.3.2). Le tarif de rachat de l’électricité produite par Taishan a été fixé à 435 RMB/MWh (environ 56 €/MWh) pour un minimum de 7500 heures de fonctionnement par an et par réacteur, l’éventuel surplus étant vendu au prix de marché. Il est inférieur aux attentes d’EDF. Taishan dépend du gestionnaire de réseau public China Southern Power Grid pour la régulation entre les différentes unités de production. Facteurs très importants pour la performance économique de la centrale, les premières conditions de tarif et d’appel de capacités sont en vigueur jusqu’à fin 2021. Le travail se poursuit, avec CGN, auprès des autorités chinoises compétentes qui décideront des prochaines conditions tarifaires. La rentabilité de l’actif est également soumise au risque d’évolution du volume de vente à ce tarif, dans un contexte de développement du marché de l’électricité.
Au Royaume-Uni, le nouveau contexte créé par la mise en œuvre du Brexit (voir section 1.4.5.1.2.4) peut conduire à modifier les conditions de réalisation et de rentabilité des projets et à réinterroger voire éloigner des investisseurs associés aux futurs projets du Groupe au Royaume-Uni ou en Europe. L’accord du 24/12/20 pourrait générer des perturbations impactant les projets en cours. Toutefois, la préparation menée par le Groupe face à cette nouvelle situation pourrait limiter l’exposition à ce risque et l’ampleur d’un éventuel impact. (voir section 1.4.5.1.3).
La maîtrise de la conception et la mise sous contrôle des fabrications et des jalons majeurs du chantier de construction d’Hinkley Point C conditionnent la rentabilité du projet 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 1.4.1.1.3.2 « Autres projets – Nouveau Nucléaire » et 1.4.5.1.2.5 « 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. Le radier de l’unité 2 a été réalisé conformément aux objectifs en juin 2020.
Une revue détaillée du calendrier et des coûts a été finalisée fin janvier 2021 afin de mesurer les impacts de la pandémie à ce jour. Cette revue présente les conclusions suivantes(2) :
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. Compte tenu du niveau prévu des coûts, ce mécanisme est applicable et sera déclenché le moment venu. Le TRI d’EDF communiqué tient compte de ce mécanisme de compensation (6) . 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.
(1) Norme IAS 16 paragraphe 22 portant sur les coûts anormaux exposés dans le cadre d’immobilisations construites par l’entreprise. Ces coûts affecteront les années 2020, 2021 et 2022.
(2) Les informations sont fondées sur l’hypothèse d’un retour progressif à des conditions normales de chantier à compter du deuxième trimestre 2021. Voir le communiqué de presse du 27 janvier 2021 « Actualisation du projet Hinkley Point C ».
(3) Rappel des coûts précédemment annoncés dans le communiqué de presse du 25 septembre 2019 : 21,5 – 22,5 milliards de livres sterling 2015. Coûts nets des plans d’actions opérationnels, 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. Coûts déterminés le 27 janvier 2021 (voir le communiqué de presse « Actualisation du projet Hinkley Point C »), en actualisant l’estimation des coûts du projet en livres sterling courantes avec l’indice du coût de la construction au Royaume-Uni (OPI for all new work index).
(4) Taux de rentabilité prévisionnel d’EDF calculé sur la base d’un taux de change de 1 livre sterling = 1,13 euro, et incluant le mécanisme plafonné et encadré de compensation des surcoûts en place entre les actionnaires du projet. Précédent TRI de 7,6 % à 7,8 % basé sur un taux de change de 1 livre sterling = 1,15 euro.
(5) Au-delà des objectifs de coût et de délai de construction, ce TRI pour EDF intègre d’autres hypothèses structurantes. En particulier, il est sensible aux hypothèses de taux d’inflation et aux hypothèses de prix de l’électricité après la période du CFD : une variation de l’inflation de 0,1 % impacte le TRI de 0,1 %, une variation du prix de l’électricité post CFD de 10 £2015/MWh impacte le TRI de 0,1 %.
(6) Taux de rentabilité prévisionnel d’EDF calculé sur la base d’un taux de change de 1 livre sterling = 1,13 euro, et incluant le mécanisme plafonné et encadré de compensationdes surcoûts en place entre les actionnaires du projet. Précédent TRI de 7,6 % à 7,8 % basé sur un taux de change de 1 livre sterling = 1,15 euro.
