Concernant les réacteurs modulaires de petite puissance dits SMR, le développement du produit NUWARDTM s’est poursuivi en 2022. NUWARDTM est un modèle à eau pressurisée de génération III composé de deux modules de 170 MW. Il est conçu pour être fabriqué en série et largement commercialisable à l’export. La cible est principalement le remplacement des centrales à combustible fossile dans les prochaines décennies. La commercialisation sera adossée à une centrale de référence en France dont la construction devrait démarrer à l’horizon 2030.
Le design du SMR NUWARD™ fait l’objet d’une pré-évaluation menée par l'ASN, en collaboration avec les autorités de sûreté tchèque (SUJB) et finlandaise (STUK). Cette démarche vise à favoriser l'accélération de l'octroi de licences internationales pour les SMR tout en contribuant à créer un nouvel élan dans l'harmonisation des réglementations.
En décembre 2022, EDF et Fortum ont signé un accord de coopération visant à explorer conjointement les opportunités de développement de SMR et de grands réacteurs nucléaires en Finlande et en Suède.
Fin 2022, le Groupe a créé une filiale dédiée pour conduire la prochaine phase du projet NUWARDTM, dite de basic design, qui débutera début 2023 et devrait se terminer fin 2026. Cette filiale NUWARD est détenue à 100% par le Groupe. Elle continuera de bénéficier de l’appui des ingénieries d’EDF, du CEA, de TechnicAtome, de Naval Group, ainsi que de Framatome et de Tractebel.
Une subvention de 50 millions d’euros, prévue dans le cadre du plan France 2030, a été attribuée par l’État français en décembre 2022 (voir note 13.5.4) après avoir été notifiée et autorisée par la Commission européenne. Dans son discours du 10 février 2022 à Belfort, le Président de la République a annoncé une intervention supplémentaire de l’État à hauteur de 500 millions d’euros pour le projet NUWARDTM.
Au 31 décembre 2022, les immobilisations de production, autres immobilisations corporelles en cours incluent notamment :
les investissements relatifs au réacteur EPR de Flamanville 3 pour 15 245 millions d’euros, incluant des intérêts intercalaires capitalisés pour 3 471 millions d’euros (15 014 millions d’euros au 31 décembre 2021, incluant des intérêts intercalaires pour 3 471 millions d’euros). Le montant immobilisé du projet Flamanville 3 dans les états financiers au 31 décembre 2022 est de 15 472 millions d’euros, comprenant également un montant de 221 millions d’euros(1) en immobilisations mises en service, dont 24 millions d'euros d'intérêts intercalaires.
Ce montant immobilisé de 15 472 millions d'euros comprenant les intérêts intercalaires capitalisés, intègre, en sus du coût de construction :
un stock de pièces détachées et des montants immobilisés au titre des projets connexes (notamment Visite Complète n°1, Aménagement Zone Nord) à hauteur de 629 millions d’euros,
ainsi que des frais de pré-exploitation et d’autres actifs corporels liés au projet pour 854 millions d’euros,
et tient compte de l’élimination des soldes bilanciels et marges internes entre Framatome et EDF SA dans le cadre de ce projet (soit 381 millions d’euros constitués essentiellement d’avances et acomptes),
soit un coût de construction en valeur historique dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2022 de 10 495 millions d’euros, pour un coût de construction à terminaison (hors intérêts intercalaires) de 13,2 milliards d’euros, exprimé en euros2015.
Le 16 décembre 2022, EDF a communiqué que le calendrier du projet de Flamanville 3 a été ajusté, l’estimation du coût à terminaison passant de 12,7 milliards d’euros à 13,2 milliards d’euros2015, hors intérêts intercalaires.
Les surcoûts exceptionnels induits par la nécessité de reprendre les soudures de traversées du Circuit Secondaire Principal (cf. communiqué de presse du Groupe du 9 octobre 2019) sont enregistrés en autres produits et charges d’exploitation, pour un montant de 638 millions d’euros en 2022 contre 573 millions en 2021 (voir note 7).
Les coûts exceptionnels complémentaires induits par le réajustement communiqué le 16 décembre 2022 et principalement lié au traitement thermique de détensionnement pour les soudures ayant fait l’objet de reprises, seront également comptabilisés en autres produits et charges d'exploitation ;
Le solde des immobilisations corporelles en cours (hors immobilisations en concession) soit 12 050 millions d’euros est principalement relatif au parc nucléaire existant d’EDF SA pour environ 75 %, en lien avec le programme Grand Carénage (programme de remplacement des gros composants, en particulier les générateurs de vapeur ; travaux dans le cadre des visites décennales et périodiques), et dans une moindre mesure relatif à EDF Renouvelables pour environ 13 % (parcs en cours de développement en Europe, Amérique du Nord et dans les pays émergents).
Les immobilisations corporelles de production en cours augmentent de 4 480 millions d’euros du fait d’un niveau d’investissement en 2022 significativement plus élevé que le montant de mises en service effectuées sur la période (voir note 10.3).
EDF mène depuis 2014 le « Grand Carénage », destiné à rénover le parc nucléaire français et à augmenter le niveau de sûreté des réacteurs, pour poursuivre leur exploitation significativement au-delà de 40 ans. La dernière estimation du coût du Grand Carénage pour la période 2014-2025 était estimée fin 2021 à 50,2 milliards d’euros courants. Ce chiffrage intégrait la réalisation des troisièmes visites décennales des réacteurs du palier 1 300 MW, une part importante des améliorations de sûreté liées à l’intégration des enseignements de l’accident de Fukushima, dont la construction et la mise en exploitation de 56 diesels d’ultime secours, la création d’une source d’eau ultime par centrale nucléaire en exploitation et la réalisation des quatrièmes visites décennales des réacteurs de 900 MW.
Afin de permettre la poursuite des investissements nécessaires à l’exploitation en toute sûreté du parc nucléaire, significativement au-delà de 40 ans, le 31 mars 2022, le Conseil d’administration d’EDF a validé une nouvelle feuille de route pour le Grand Carénage, qui s’étend de 2022 à 2028. L’estimation des coûts sur cette nouvelle période de référence s’établit à 33 milliards d’euros courants, soit une dépense annuelle moyenne de 4,7 milliards d’euros. Cette extension du périmètre permettra de réaliser en particulier les études et la réalisation des quatrièmes visites décennales du palier 1 300 MW, les études préalables à la poursuite d’exploitation, au-delà de 50 ans, des réacteurs de 900 MW, conformément à la Programmation Pluriannuelle de l’Energie adoptée en avril 2020, la réalisation d’opérations de maintenance et de rénovation de gros composants qui demeurent significatives, afin de permettre la poursuite d’exploitation des centrales au-delà de 50 ans. Cette extension du périmètre intègre aussi de nouvelles exigences de sûreté, issues de l’avis générique de l’ASN sur les quatrièmes visites décennales du palier 900 MW et du retour d’expérience des instructions en cours avec l’Autorité de sûreté nucléaire des quatrièmes visites décennales concernant les réacteurs 900 MW et 1 300 MW.
Les troisièmes visites décennales des réacteurs de 1 300 MW abordent leur dernière phase (les 5 dernières sont programmées en 2023 et 2024). Sur le palier 900, 10 visites décennales 4 se sont terminées avec succès et une est en cours (Blayais 1). Sur le palier 1 450 MW, la dernière VD2 a été lancée sur le site de Civaux 2.
Le processus d’instruction de la phase générique du quatrième réexamen périodique du palier 1 300 MW, engagé en 2021, se poursuit avec l’ASN. L’instruction du passage des 30 ans du palier 1450 MW a été initié avec l’ASN avec une TTS prévue en 2029.
Par ailleurs, des investissements majeurs liés au retour d’expérience de Fukushima ont été déployés : 56 diesels d’ultime secours ont été construits et mis en exploitation et chaque centrale dispose d’une source ultime d’eau pérenne ou provisoire. Des renouvellements de gros composants ont aussi été réalisés sur de nombreuses unités de production, dont le remplacement de générateurs de vapeur et le remplacement des pôles de transformateurs principaux.
(1) Soit 341 millions d’euros en valeur brute diminuée de 120 millions d’euros d’amortissements.
