Les principaux développements sur le chantier relatifs à 2020 sont les suivants :
La deuxième phase des essais dits « à chaud » débutée le 21 septembre 2019 a été finalisée en février 2020. Ces essais permettent de tester l’installation en conditions normales de fonctionnement.
Dans le contexte de la crise sanitaire et du fait d’un cluster Covid-19 identifié dans la région Manche, les activités sur le site de Flamanville ont été réduites à partir de mi-mars aux seules activités de sûreté, de sécurité des installations et de surveillance de l’environnement (voir note 1.4.1) et avaient progressivement repris depuis le 4 mai 2020 pour revenir à un rythme proche du nominal dès juillet 2020.
Les essais fonctionnels cuve ouverte se sont déroulés avec succès du 21 mai au 25 juin 2020.
Suite à la décision de l’ASN du 8 octobre 2020 qui a autorisé la mise en service partielle de l’EPR, les premiers assemblages de combustible sont arrivés sur site le 26 octobre et sont stockés dans la piscine du bâtiment réacteur.
En parallèle, le processus de remise à niveau des soudures hors traversée situées sur le circuit secondaire principal présentant des écarts de qualité ou ne respectant pas les exigences du référentiel « exclusion de rupture » défini par EDF se poursuit, et plusieurs soudures ont été reprises depuis le mois d’août 2020 suite aux premières autorisations données par l’ASN. Par ailleurs, EDF a décidé d’inclure, dans le périmètre de remise à niveau du circuit secondaire principal, les soudures du circuit d’alimentation en eau des générateurs de vapeur (ARE). La qualification du procédé de réparation des traversées ARE est en cours, avec un objectif d’intervention au second semestre 2021. À ce stade, une centaine de soudures des circuits secondaires sont concernées par des réparations.
En 2020, la revue de l’impact du premier confinement sur le chantier n’a pas amené à modifier les cibles de dates du chargement de combustible et de coût de construction annoncées en octobre 2019 mais a montré que le projet n’a plus de marge, ni en termes de calendrier ni en termes de coûts. Le respect de ces cibles est dépendant de nombreux facteurs et notamment des instructions menées par l’ASN sur les modalités envisagées par EDF pour le traitement des soudures du circuit secondaire principal, et en particulier de la qualification des robots soudeurs pour la reprise des soudures de traversée.
La décision finale de l’ASN relative à l’agrément de l’ensemble du procédé par robots télé-opérés, reportée au premier trimestre 2021, conditionne en effet le début de reprise des soudures de traversées. Ce lot fait partie de ceux qui sont sur le chemin critique de finalisation du chantier de l’EPR dans le calendrier cible. Une nouvelle revue du projet sera réalisée en 2021.
Bien qu’impacté par la crise sanitaire de la Covid-19 (voir note 1.4.1), le projet HPC a continué à progresser en 2020, à la fois sur le chantier, sur les plans d’exécution du design et sur la fabrication des équipements. En particulier, le projet a atteint 4 jalons fixés pour 2020 :
D’autres avancées ont été réalisées sur l’Unité 1, en particulier l’achèvement du tunnel d’arrivée d’eau de 3,5 kilomètres et la pose du premier rondeau du liner de confinement dans le bâtiment réacteur. Sur l’unité 2, des progrès significatifs ont également été accomplis. Les travaux de l’unité 2 ont été effectués avec environ 12 mois de décalage après l’unité 1.
Une revue détaillée du calendrier et des coûts a été engagée en 2020 notamment afin de mesurer les impacts de la pandémie à ce jour. Cette revue présente les conclusions suivantes rendues publiques le 27 janvier 2021(1) :
Le management du projet a fixé comme objectif la pose du dôme de l’unité 1 à fin 2022.
EDF et CGN ont signé en septembre 2016, en même temps que les contrats relatifs à HPC, les accords relatifs au projet Sizewell C en Angleterre, dans le Suffolk, concernant le développement, la construction et l’exploitation de deux réacteurs EPR d’une capacité totale de 3,2 GW.
Pendant la phase de développement précédant la décision finale d’investissement, la part d’EDF est de 80 % et celle de CGN de 20 %. La décision finale d’investissement pourrait intervenir mi-2022. Ce projet repose sur l’hypothèse que des investisseurs tiers s’engagent très majoritairement et EDF prévoit, à la date de la décision finale d’investissement, de devenir un actionnaire minoritaire avec des droits limités correspondants et de déconsolider le projet à partir de cette date. La capacité à prendre une décision finale d’investissement sur Sizewell C dépendra en particulier de la définition d’un cadre de régulation et d’un modèle de financement adaptés, qui n’ont jamais été mis en œuvre pour un projet de cette envergure en Europe. À ce stade, il n’est pas certain que le Groupe parvienne à cet objectif.
Le développement du projet repose sur une stratégie de réplication du projet HPC qui vise à diminuer les coûts grâce à une baisse des dépenses de construction associée à une réduction des risques. Le projet Sizewell C s’appuierait ainsi sur la technologie EPR (EDF étant en charge du design « Responsable designer »), et bénéficierait du retour d’expérience de HPC.
Les autorités britanniques (le planning inspectorate) ont formellement accepté, le 24 juin 2020, d’examiner la demande d’autorisation de construction déposée pour Sizewell C. Le processus d’examen devrait démarrer en avril 2021 ce qui signifie que le Secrétaire d’État devrait prendre une décision de permis de construire d’ici avril 2022.
Le 30 juin 2020, Sizewell C a par ailleurs franchi une autre étape importante en déposant auprès du régulateur britannique, l’Office for Nuclear Regulation (ONR), une demande de permis de site nucléaire (nuclear site licence) afin de construire et d’exploiter la nouvelle centrale.
En parallèle de la parution du livre blanc sur l’énergie (Energy White Paper) publié le 14 décembre 2020, le gouvernement britannique a déclaré qu’il allait entamer des discussions sur le projet Sizewell C sur la base des différentes options envisagées. Il a déclaré qu’il continue à explorer une série d’options de financement pour le nouveau nucléaire, y compris le modèle de financement sur base d’actifs régulés (BAR). En outre, compte tenu de l’ampleur du défi financier, le gouvernement examinera également la possibilité d’un financement public pendant la construction, sous réserve qu’il y ait un bénéfice pour le consommateur et le contribuable.
(1) Cf. communiqué de presse du 27 janvier 2021. Les informations sont fondées sur l’hypothèse d’un retour progressif à des conditions normales de chantier à compter du deuxième trimestre 2021.
(2) 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 sterling2015, hors intérêts intercalaires et hors effet de change par rapport à un taux de change de référence du projet de 1£ = 1,23 €. Coûts déterminés 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).
(3) Taux de rentabilité prévisionnel d’EDF calculé sur la base d’un taux de change de 1 £ = 1,13 €, 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 £ = 1,15 €.
