Un très grand nombre de parties prenantes sont impliquées dans ces projets qui peuvent, par exemple, nécessiter d’être associés à des projets de développement territoriaux ou faire l’objet de difficultés d’acceptation locale.
Les tensions inflationnistes pourraient également entraîner un renchérissement des coûts projets (voir notamment risque 4B « Continuité opérationnelle des chaînes d’approvisionnement et des relations contractuelles »).
La crise sanitaire a affecté le déploiement de ces grands projets et pourrait, si elle devait s’aggraver, induire de nouveaux retards ou surcoûts.
De plus, la crise sanitaire pourrait avoir affaibli la solidité financière de certains partenaires.
Les autres enjeux et risques spécifiques à l’activité nucléaire, qu’il s’agisse de la sûreté nucléaire, de la maîtrise des opérations d’exploitation ou de maintenance, des engagements de long terme ou du cycle du combustible, sont précisés dans la section 2.2.5 « Risques spécifiques aux activités nucléaires ».
La réalisation des objectifs de calendrier et de coûts du projet, tels qu’annoncés (1), est conditionnée, notamment, par (voir section .1.4.1.1.3.1 « Projet EPR de Flamanville 3) :
Un décret du 25 mars 2020 a porté le délai maximum de mise en service du réacteur à avril 2024.
Au-delà des activités restant à réaliser en amont du chargement du combustible dans la cuve du réacteur et de la réalisation des essais d’ensemble de démarrage, le projet pourrait également faire face à d’autres éventuels surcoûts et délais potentiellement significatifs en cas de nouvel aléa. Le risque relatif au calendrier et au coût à terminaison reste élevé, le projet n’a pas de marges ni sur le calendrier ni sur les coûts à terminaison.
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 commerciale 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 « Autres projets Nouveau nucléaire »).
Le réacteur EPR n° 1 de la centrale de Taishan a engagé son 2e cycle après rechargement partiel de son combustible fin septembre 2020. Le suivi du réacteur a progressivement fait apparaître une évolution atypique des paramètres radiochimiques conduisant à soupçonner que des crayons constituant les assemblages de combustible étaient devenus inétanches.
Selon le résultat de l’inspection des assemblages combustible et de la cuve du réacteur, l’origine de l’inétanchéité des crayons d’assemblages combustible serait liée à une dégradation de la gaine des crayons par un phénomène d’usure mécanique, localisée en partie basse du crayon. Par ailleurs, un phénomène localisé entre les assemblages et un composant enveloppant le cœur a été identifié qui serait lié à des sollicitations hydrauliques. Des études sont en cours sur ces phénomènes et leurs impacts potentiels.
Le dossier de redémarrage du réacteur n° 1 de Taishan est en cours d’instruction. Dans ce contexte, il existe un risque de retard dans le redémarrage du réacteur. L’unité 2 a fait l’objet d’une visite programmée, avec rechargement du fuel, qui s’est terminée en juin 2021.
Par ailleurs, la rentabilité de l’actif est liée au tarif de rachat de l’électricité produite par Taishan et pourrait être affectée si les décisions tarifaires n’étaient pas favorables. Un tarif temporaire avait été fixé à 435 RMB/MWh jusqu’à fin 2021, pour un volume annuel garanti d’enlèvement de production équivalent à 7 500 heures de fonctionnement à pleine puissance. L’éventuel surplus au-delà de ce volume est vendu au prix de marché. Comme pour toute installation de production modulable, l’appel effectif à la centrale de Taishan est décidé par le gestionnaire du réseau d’électricité de la province du Guangdong. Les autorités chinoises ont engagé des consultations avec les parties concernées en vue de définir les conditions tarifaires applicables à partir de 2022 aux centrales nucléaires chinoises de troisième génération, en particulier à celle de Taishan. Début 2022, la décision n’a pas encore été prise par les autorités. 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.
Les accords de financement mis en place par TNPJVC contiennent des dispositions visant à sécuriser le remboursement des dettes financières de la joint-venture. Dans certaines situations, ces dispositions sont susceptibles de limiter temporairement le versement des dividendes. Si la société devait ne pas générer un résultat net positif cumulé ou un niveau de cash-flow suffisants, le montant des dividendes attendus par EDF serait revu à la baisse ce qui pourrait entraîner la nécessité d’une dépréciation de l’actif (2).
La maîtrise de la conception et la mise sous contrôle des fabrications et des jalons majeurs du chantier de construction d’Hinkley Point C (HPC) conditionnent la rentabilité du projet et le financement des autres éventuels futurs projets au Royaume-Uni.
La construction a franchi un certain nombre de jalons en 2021 (voir section 1.4.5.1.2.5 « Royaume-Uni – Division Nouveau Nucléaire »), Cependant le projet a été marqué par :
(1) Voir le communiqué de presse du 11 janvier 2022.
(2) La valeur de la quote-part de capitaux propres de TNPJVC à fin 2020 dans les comptes d’EDF est de 1 123 millions euros – voir note 12 de l’annexe des comptes consolidés de l'exercice clos au 31 décembre 2021.
