EDF_DOCUMENT_REFERENCE_2017

2.

FACTEURS DE RISQUES ET CADRE DE MAÎTRISE Risques auxquels le Groupe est exposé

d’exploitation de ses centrales ou la capacité du Groupe à poursuivre sa stratégie globale d’investissements. Au Royaume-Uni, la durée actuellement prévue pour l’exploitation des centrales du parc nucléaire existant d’EDF Energy varie entre 41 et 47 ans pour les centrales du type réacteur avancé au gaz (RAG) et est de 40 ans pour le réacteur à eau pressurisée (REP). Depuis leur acquisition par EDF Energy, la durée de fonctionnement des centrales RAG a été allongée de 10 ans en moyenne, et l’objectif pour la centrale REP est de poursuivre son fonctionnement durant 20 ans après les 40 ans actuellement prévus (voir section 1.4.5.1.2.1 « Production nucléaire »). Néanmoins, compte tenu des règles de sûreté nucléaire applicables au Royaume-Uni, le Groupe ne peut garantir qu’EDF Energy obtiendra les autorisations nécessaires le moment venu pour exploiter ses centrales nucléaires existantes jusqu’à la date de fin d’exploitation actuellement prévue, ou que ces autorisations ne seront pas obtenues sous réserve de conditions entraînant pour le Groupe des dépenses ou des investissements significatifs. Pour les centrales nucléaires où EDF n’est pas en charge de l’exploitation, mais possède des participations financières (États-Unis, Belgique, Suisse), le Groupe est exposé financièrement aux mêmes risques : perte de recettes et dépréciation d’actif en cas d’arrêt du fonctionnement ou nécessité de participer aux investissements supplémentaires pour pouvoir continuer à fonctionner. Le Groupe ne peut cependant garantir que ces centrales pourront effectivement être exploitées sur les durées prévues à ce jour, notamment en cas d’incident impactant la sûreté ou la disponibilité des installations. L’ensemble de ces événements pourrait avoir, en cas d’occurrence, un impact négatif significatif sur la situation financière du Groupe. La construction et l’exploitation des premiers EPR pourraient rencontrer des difficultés susceptibles de se répercuter sur les autres projets. Le Groupe a engagé la réalisation de l’European Pressurized water Reactor (EPR) (voir section 1.4.1.2 « Projets Nouveau Nucléaire ») en vue de renouveler son parc nucléaire en France et afin de permettre la construction de nouvelles installations en Europe et à l’international. Ce réacteur, dit de troisième génération, a été conçu en s’appuyant sur le retour d’expérience du parc existant pour apporter une avancée significative en matière de sûreté en exploitation. Aucun réacteur de cette conception n’est encore en exploitation dans le monde, et les enjeux industriels et financiers associés sont très importants pour le Groupe. La mise en service commerciale d’un réacteur est précédée d’une longue période d’essais de démarrage qui commence avec les premiers essais permis par l’achèvement des premiers montages électromécaniques et qui se poursuit avec les essais d’ensemble. Cette période est jalonnée par des autorisations de l’Autorité de sûreté, dont en particulier l’autorisation de chargement en combustible nucléaire qui précède l’autorisation de démarrage et de première divergence du réacteur lui-même. Si le retour d’expérience établi entre les projets EPR permet d’anticiper sur d’éventuelles mesures génériques à prendre, des difficultés peuvent survenir lors des essais de démarrage et du début d’exploitation de chacun des projets EPR, et avoir une incidence sur les autres projets. Ces difficultés pourraient être de nature à réinterroger les conditions d’autorisation des autorités de sûreté des pays concernés, ou à remettre en cause la performance économique, voire le retour sur investissement attendu des différents projets. Ceci pourrait avoir un impact négatif sur la situation financière du Groupe. Ces différentes difficultés pourraient ralentir ou empêcher la réalisation d’autres projets EPR dans lesquels pourrait s’engager le Groupe. En France, la poursuite des essais de démarrage du réacteur de Flamanville 3 pourrait connaître de nouveaux aléas. En septembre 2015, EDF a communiqué un nouveau calendrier et une actualisation du coût de construction du projet à 10,5 milliards d’euros (1) . Le calendrier de réalisation et le budget du projet n’ont pas évolué depuis 2015. Les essais à froid ont été réalisés avec succès. Les essais à chaud et le chargement du combustible nucléaire sont prévus en 2018. L’état d’avancement du projet est présenté en section 1.4.1.2.2 « État d’avancement du projet EPR de Flamanville ». La réalisation de ce calendrier et le respect de ce budget restent néanmoins conditionnés par la réussite des essais de démarrage encore à réaliser et par l’obtention des différentes autorisations qui doivent encore être délivrées par l’ASN. La tenue de trois groupes permanents d’experts mandatés par l’ASN a permis de converger sur les requis techniques que l’EPR doit satisfaire. À fin 2017, 95 % du

dossier de demande de mise en service a été instruit et un groupe permanent d’expert se tiendra en 2018 pour permettre à l’ASN de se prononcer sur l’autorisation de chargement en combustible nucléaire. Le Groupe pourrait faire face à de nouveaux aléas, ne pas obtenir les prochaines autorisations attendues ou les voir remises en cause par des décisions judiciaires ou administratives. En Chine, le Groupe a une participation de 30 % à côté de son partenaire chinois CGN au sein de TNPJVC (Taishan Nuclear Power Joint Venture Company Limited), qui va exploiter deux réacteurs EPR actuellement en cours d’essais de démarrage à Taishan. La rentabilité de ces deux réacteurs demeure soumise à l’obtention de conditions favorables de rachat de l’électricité. Le calendrier du démarrage des deux réacteurs a été revu en 2017 par l’actionnaire majoritaire (CGN) et la mise en service commerciale du premier réacteur est prévue en 2018, et celle du deuxième réacteur en 2019. Taishan 1, qui a terminé avec succès ses essais à chaud, est dans l’attente de l’autorisation de l’Autorité de sûreté chinoise pour le chargement de son combustible nucléaire dans le réacteur, et pourrait constituer le premier réacteur EPR dans le monde à franchir cette étape (voir sections 1.4.1.2.3.2 « EPR de Taishan » et 1.4.5.3.6.1 « Activités en Chine »). Au Royaume-Uni, la maîtrise de la conception et la mise sous contrôle des fabrications et du chantier conditionnent la rentabilité du projet Hinckley C et le financement des autres éventuels futurs projets au Royaume-Uni. Le Groupe a une participation de 66,5 % dans le Projet Hinkley Point C, avec à ses côtés son partenaire chinois CGN pour un montant de 33,5 %. Le jalon du premier béton de sûreté nucléaire du bâtiment de la tranche 1 est prévu mi-2019, sous réserve que le design définitif soit bien arrêté fin 2018. Le respect de ces jalons conditionne l’échéance de la mise en service commerciale du premier réacteur prévue pour fin 2025 (voir sections 1.4.1.2.3.1 « EPR d’Hinkley Point C » et 1.4.5.1.2.5 « Division Nouveau Nucléaire »). Les coûts à terminaison du projet sont désormais estimés à 19,6 milliards de livres sterling 2015 (2) en augmentation de 1,5 milliard de livres sterling 2015 par rapport aux évaluations précédentes. Cette estimation est conditionnée par la réussite de plans d’actions opérationnels, en partenariat avec les fournisseurs. Les surcoûts estimés, nets des plans d’action, résultent essentiellement d’une meilleure appréhension du design, adapté aux demandes des régulateurs, du volume et du séquencement des travaux sur site et de la mise en place progressive des contrats fournisseurs avec un contrôle adapté aux enjeux. Le taux de rentabilité prévisionnel (TRI) pour EDF est désormais estimé à environ 8,5 % contre environ 9 % initialement. Par ailleurs, le risque de report de la mise en service commerciale est estimé à 15 mois pour la tranche 1 et à 9 mois pour la tranche 2. Ce risque induirait un coût supplémentaire potentiel de l’ordre de 0,7 milliard de livres sterling 2015. Dans cette hypothèse le TRI pour EDF serait d’environ 8,2 % (3) . Le TRI du projet est sensible au taux de change et pourrait être réduit si la Livre Sterling continuait à baisser par rapport à l’euro. EDF a également signé deux autres accords avec CGN relatifs aux études sur deux projets de construction nucléaire au Royaume-Uni, Sizewell C et Bradwell B. Les accords qui sécurisent les revenus de Hinkley Point C précisent la révision de prix dans le Contrat pour Différence en cas de décision d’investissement concernant Sizewell C. La capacité d’EDF à prendre une décision finale d’investissement et à financer ces projets au-delà de la phase de développement pourrait dépendre de la maîtrise du projet Hinkley Point C, de l’existence de partenaires et d’un cadre de régulation et de financement adapté. Le Groupe dépend, pour ses activités nucléaires, d’un nombre limité d’acteurs pour des compétences spécifiques. Même si le Groupe met en œuvre une politique de diversification de ses fournisseurs et prestataires dans le domaine du nucléaire, il dépend actuellement d’un nombre limité d’acteurs et de personnes disposant de compétences spécifiques et de l’expérience nécessaire. Cette situation réduit l’exercice de la concurrence sur des marchés où EDF est acheteur et crée un risque d’exposition pour le Groupe à la défaillance de l’un ou plusieurs de ces fournisseurs ou de prestataires disposant de compétences spécifiques, ce qui pourrait avoir un impact négatif sur les résultats et la situation financière du Groupe. C’est le cas en particulier pour Orano, Westinghouse, GE et Alstom mais également pour une grande partie des constructeurs de l’industrie nucléaire, ainsi que des principaux prestataires de services de maintenance (voir section 2.3 « Facteurs de dépendance »). Les changements d’actionnariat ou de gouvernance de ces différents prestataires peuvent également avoir une incidence sur la qualité, la continuité opérationnelle des contrats en cours, ou le coût des services rendus et des produits livrés.

En euros 2015, hors intérêts intercalaires. (1) Hors intérêts intercalaires et hors effet de change par rapport à un taux de change de référence du projet de 1 £ = 1,23 €. (2) TRI calculé au taux de change de juillet 2017 (1 livre sterling = 1,16 euro). Toute évolution du taux de change pourrait impacter le TRI. (3)

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EDF I Document de référence 2017