Document d'Enregistrement Universel 2021

Il y a un risque que ces facteurs continuent d’avoir un impact sur l’avancement de la construction et la chaîne d’approvisionnement. Des plans d’actions sont en cours pour rattraper les retards et améliorer la performance du génie civil et du montage électromécanique. Le respect du planning et du coût à terminaison (voir section 1.4.5.1.2.5 « Royaume-Uni – Division Nouveau Nucléaire ») nécessite que ces actions produisent les effets escomptés. Cependant, dans ce contexte, les risques relatifs au calendrier et aux coûts à terminaison ont encore augmenté en 2021. Ils sont aujourd’hui très élevés.

Le TRI du projet HPC est sensible :

• à l’inflation et l’évolution des prix du marché de l’électricité au-delà de la durée du CFD.0,1 % d’inflation a un impact de 0,1 % sur le TRI d’HPC. Une évolution du prix de l’électricité de £201510/MWh post CFD a un impact de 0,1 % sur le TRI d’HPC ;
• aux impacts des accords entre EDF et CGN qui comportent un mécanisme de compensation entre les deux actionnaires en cas d’écart par rapport au budget initial des coûts ou de retards. Compte tenu du planning actuel et des prévisions de coût à terminaison, ce mécanisme est applicable et sera déclenché le moment venu;
• au risque de non-contribution par CGN de Volontary Equity ;
• au taux de change entre la Livre britannique et l’Euro. Une stratégie de couverture de ce risque est mise en place au niveau du projet HPC et du Groupe.

Compte-tenu des difficultés rencontrées par le projet notamment sur le génie civil et les travaux maritimes, et de l’accroissement des risques tels que le conflit ukrainien, le Brexit, le COVID, la perturbation des chaînes d’approvisionnement et l’inflation, une nouvelle revue complète visant à mettre à jour les estimations des coûts et du calendrier annoncées en janvier 2021 ⁽¹⁾ est en cours et doit être finalisée d’ici l’été 2022.

c3) Maîtrise des projets à venir

1. Renouvellement parc nucléaire en France – EPR2 (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. 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.

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. EDF, avec la filière nucléaire, a remis à l’État, en mai 2021, un dossier de propositions économiques et industrielles pour le lancement d’un programme de nouveaux réacteurs en France. Ce dossier, basé sur la technologie EPR2, détaille quel pourrait être le cadre régulatoire et de financement d’un tel programme. Il repose sur l’exécution d’un programme de trois paires d’EPR 2 successivement à Penly, à Gravelines et sur un troisième site en bord de rivière dans la région Auvergne Rhône Alpes (Bugey ou Tricastin), tout en poursuivant l’analyse de faisabilité sur d’autres sites nucléaires.

Cette offre a fait l’objet d’un audit à l’été 2021 diligenté par la DGEC qui a validé la méthodologie d’estimation du planning et des coûts.

Par ailleurs, RTE a rendu publique le 25 octobre 2021 son étude « Futurs énergétiques 2050 » qui analyse les évolutions possibles de la consommation d’électricité en France et détaille six scénarios de mix électriques pour atteindre la neutralité carbone en 2050. L’étude indique clairement qu’un mix électrique comprenant un socle significatif de nucléaire est préférable aux autres scénarios.

Le principal enjeu est donc désormais de réunir au plus tôt les conditions permettant la décision d’engager le programme et sa traduction dans le cadre juridique et financier nécessaire à son exécution.

Cela passe par 3 actions préalables principales :

• structuration du programme, en particulier le schéma de financement, de régulation et de gouvernance sur lequel l’État et EDF ont vocation à s’engager ;
• notification du dispositif de structuration du programme auprès de la Commission européenne au regard de la réglementation en matière d’aide d’Etat ;
• consultation publique sur le programme et sur le site qui accueillerait les premières constructions. La prise en compte des conclusions de cette concertation est un élément constitutif du dossier de Demande d’autorisation de création (DAC) que l’exploitant nucléaire doit soumettre aux autorités administratives en vue du lancement de la construction d’une nouvelle installation nucléaire.

Pour réunir les conditions d’une décision d’engagement, EDF travaille désormais avec les pouvoirs publics sur plusieurs points, notamment :

•  la préparation des concertations publiques à venir, notamment la concertation à tenir sur le site qui accueillerait les premières constructions. La prise en compte des conclusions de cette concertation est un élément important du dossier de Demande d’autorisation de création (DAC) qui doit être soumis aux autorités administratives au gouvernement avant le lancement de la construction d’une nouvelle installation nucléaire ;
• la structuration nécessaire à la mise en œuvre d’un tel programme qui est essentielle pour EDF. Plusieurs schémas organisationnels, réglementaires et financiers sont en cours d’instruction avec l’État ; l’implication de celui-ci dans le financement du programme devrait être par ailleurs soumise à l’accord de la Commission européenne.

2. Sizewell C (Royaume-Uni)

La description du développement du projet Sizewell C en 2021 figure section 1.4.5.1.2.5. La capacité d’EDF à prendre la décision finale d’investissement aux côtés d’autres investisseurs et à contribuer au financement de la phase de construction est conditionnée par, notamment :

• des fonds suffisants pour financer les coûts de développement jusqu'à la décision finale d'investissement ;
• un cadre de régulation, un mécanisme de partage des risques et un ensemble de mesures de soutien gouvernemental (GSP) permettant à des investisseurs privés (dette et fonds propres) d’investir ;
• une structure de financement appropriée pour la phase de construction et d’exploitation avec suffisamment d’investisseurs désireux d’investir dans le projet. Ce serait la première fois au Royaume-Uni qu’un actif nucléaire serait mis sur le marché dans le cadre d’une base d’actifs régulée et l’obtention d’une notation de crédit de qualité par les agences de notation est un prérequis ;
• un accord avec les fournisseurs sur les principaux contrats de construction et d’exploitation ;
• l’obtention des autorisations et agrément requis, notamment l’autorisation d’aménagement (DCO), la licence de site nucléaire et les permis environnementales;
• la capacité à déconsolider dans les comptes du Groupe (y compris dans le calcul de l’endettement économique par les agences de notation) après la décision finale d’investissement.

Ainsi, le projet poursuit sa stratégie de réplication du design d’HPC la plus étendue possible, en particulier avec les fournisseurs, et d’utilisation des enseignements d’HPC.

La non-obtention de ces conditions pourrait conduire le Groupe à ne pas prendre la décision finale d’investissement.

Les principales actions de maîtrise pour créer les conditions favorables à la décision portent notamment sur :

• des discussions en cours avec le Gouvernement britannique pour définir les conditions de financement du projet et pour obtenir un soutien financier avant la décision d’investissement ;
• des travaux avec les acteurs de la chaîne d’approvisionnement afin de développer une stratégie contractuelle adaptée, intégrant notamment la stratégie de réplication ;
• une révision détaillée du coût et du planning ;
• la finalisation des études pour obtenir les autorisations d’aménagement, les licences et permis requis.

3. Jaitapur (Inde)

Fin 2018, EDF et ses partenaires ont remis une offre complète conditionnée non engageante à NPCIL par laquelle le groupe EDF et ses partenaires fourniraient l’ensemble des études et des équipements de l’îlot nucléaire, de l’îlot conventionnel, des systèmes auxiliaires ainsi que des sources froides et galeries de la technologie EPR.

Il n’est pas prévu qu’EDF soit investisseur dans le projet et le client NPCIL sera le chef de projet général et l’intégrateur en phase d’exécution, assumant notamment les risques de licensing, construction, montage et intégration globale. En avril 2021, une offre technico-commerciale engageante a été transmise et les discussions se poursuivent. (Voir section 1.4.1.1.3.2 « Autres projets – Nouveau Nucléaire » et section 1.4.5.3.6.2 « Asie du Sud-Est et du Sud »).

Le projet présente le profil de risque d’un fournisseur de prestations d’ingénierie et de fournitures d’équipements ; sa valeur réside donc dans la matérialisation de la marge incluse dans le prix des prestations vendues. Comme tous les grands projets industriels complexes, ce projet présente pour le périmètre sous la responsabilité d’EDF et de ses partenaires, des risques techniques, industriels et de maîtrise des coûts ainsi que du respect de jalons prédéfinis notamment au regard du modèle de revenus attendus. Au-delà du risque pays qui intègre notamment une dimension fiscale significative, les conditions liées au cadre de responsabilité civile nucléaire en Inde et la sécurisation du plan de financement du projet devront être levées avant signature des contrats finaux.

(1) Voir le communiqué de presse d’EDF du 27 janvier 2021 « Actualisation du projet Hinkley Point ».