Document d'enregistrement Universel 2022

Ces projets nécessitent en particulier des autorisations administratives, des licences ou des permis qui peuvent faire l’objet de contentieux, de retraits ou de retards d’obtention.

Risques liés aux enjeux RSE

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.

Risques conjoncturels

Les tensions inflationnistes pourraient également entraîner un renchérissement des coûts des 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.

Autres risques

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 ».

c) Actions de maîtrise

c1) Actions de maîtrise transverses

• Dans une démarche d’amélioration continue de la maîtrise de ses projets, le Groupe dispose d’une politique de management de ses projets et d’une politique Engagements qui imposent une analyse des risques et des éléments de sécurisation associés. Il est procédé régulièrement à des revues de projets et le Groupe a mis en place fin 2020 une entité de Contrôle des Grands Projets. Le Groupe met en œuvre depuis décembre 2019 le plan excell qui permettra à la filière nucléaire française de retrouver un haut niveau de rigueur et de qualité pour réussir les grands projets engagés et à venir en France, au Royaume-Uni et ailleurs dans le monde (voir section  1.4.1.1.1 «  Le plan excell »).
• La maîtrise des projets prend en compte, conformément au plan de vigilance d’EDF, leurs impacts potentiels sur les droits humains, l’environnement, la santé et la sécurité, ainsi que les enjeux RSE de dialogue et de concertation avec les parties prenantes, de développement territorial, de développement des filières industrielles, d’éthique et de gestion responsable du foncier (voir sections 3.2, 3.3, 3.4 et 3.9).

c2) Maîtrise des Projets EPR engagés

1. EPR Flamanville 3 (France)

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 ») :

• la finalisation des Contrôles Non Destructifs et des Traitements Thermiques de Détensionnement pour les «  géométries complexes  », suite aux remises à niveau menées sur le Circuit Secondaire Principal et la réalisation des épreuves hydrauliques pour le requalifier ;
• la confirmation par l'ASN des conclusions tirées par EDF des essais sur boucles démontrant l’adéquation des travaux menés pour assurer l’efficacité de la filtration RIS/EVU lors de la recirculation de l’eau du Circuit Primaire Principal après une brèche de tuyauterie ;
• le solde de l’instruction des derniers sujets techniques en lien avec l’ASN, conduisant à l’obtention d’autorisations administratives ;
• la réalisation de finitions sur l’installation ;
• l’émergence éventuelle de nouveaux sujets techniques notamment dans le cadre de la poursuite des travaux. 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.

2. EPR Taishan (Chine)

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 »).

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. Le 20 mars 2019, la NDRC (National Development and Reform Commission) avait fixé un tarif temporaire 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. Le tarif temporaire a été prolongé le 22 décembre 2021 jusqu’à la publication du nouveau mécanisme tarifaire appliqué aux centrales nucléaires chinoises de troisième génération, en particulier à celle de Taishan. Début 2023, il n’y a pas eu d’autre publication 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⁾.

3. Hinkley Point C – EPR (Royaume-Uni)

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  2022 (voir section 1.4.5.1.2.5 « le Nouveau Nucléaire »). Cependant le projet a été marqué par :

• une performance du génie civil restant inférieure à l’attendu ;
• des tensions sur le marché mondial des matériaux de construction et du marché du travail ;
• un accident mortel sur le site en novembre 2022, encore sous investigation de l’ONR. Le projet maintient une vigilance constante sur la santé et la sécurité des travailleurs ;
• des problèmes de supply chain dus au climat géopolitique et macroéconomique.

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. Le respect du planning et du coût à terminaison (voir section  1.4.5.1.2.5 «  Le Nouveau Nucléaire ») nécessite que ces actions produisent les effets escomptés.

La rentabilité 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 ;
• aux impacts des accords entre EDF et CGN qui comportent un mécanisme de compensation de certains surcoûts par EDF 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 a été déclenché en janvier 2023 (voir section 1.4.5.1 « Royaume-Uni ») ;
• au risque de non-contribution par CGN de voluntary 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.