EDF / Document de référence 2018

2.

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

stockages des déchets. La note 29.1.5.2 « Analyses de sensibilité aux hypothèses macroéconomiques » de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2018 indique les analyses de sensibilité sur les provisions et sur le résultat du Groupe, à une variation du taux d’actualisation, pour les différentes catégories de provisions. Les provisions de Framatome et de SOCODEI concernant les Installations nucléaires de base en France s’élèvent respectivement à 77,5 millions d’euro et 45,5 millions d’euros (cf. note 30 « autres provisions pour déconstruction » de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2018). Au Royaume-Uni, en vertu des accords conclus lors de la restructuration de British Energy, les coûts liés à la déconstruction des centrales nucléaires existantes d’EDF Energy Nuclear Generation Group Ltd. seront supportés par le Nuclear Liabilities Fund et, si les actifs de ce dernier étaient insuffisants, par le gouvernement britannique (voir section 1.4.5.1.2.1. « Production nucléaire »). Pour les centrales nucléaires où EDF n’est pas en charge de l’exploitation, mais possède des participations financières (Chine, États-Unis, Belgique, Suisse), le Groupe est exposé financièrement à hauteur de sa participation à contribuer aux charges futures de démantèlement. La non maîtrise du montant des dépenses, de leur échéancier de réalisation et des provisions financières associées, pour les opérations de déconstruction d’installations nucléaires dont le Groupe assure la responsabilité, aurait un impact négatif sur la situation financière et la réputation du Groupe. Description 5D : En complément au risque de maîtrise des projets complexes (facteur de risques 4A décrit plus haut), la réussite des projets EPR est conditionnée par des facteurs spécifiques d’ordre industriel, réglementaire et financier. La réussite des projets EPR conditionne la performance et la réputation de la filière industrielle nucléaire, et à travers elle celles du Groupe. Le projet de Flamanville 3 constitue un enjeu majeur pour le Groupe, à la fois industriel, réglementaire et financier. La réalisation du calendrier reste conditionnée, notamment, par la mise en œuvre du plan d’actions sur les 53 soudures à refaire sur les tuyauteries du circuit secondaire principal de l’EPR de Flamanville, par la réussite des essais de démarrage encore à réaliser ainsi que par l’obtention des différentes autorisations qui doivent encore être délivrées par l’ASN. Dans ce contexte, EDF a déposé, à titre conservatoire, une demande de modification du décret d'autorisation de création auprès du ministère de la Transition écologique et solidaire, le 11 mars 2019, qui vise à porter l’échéance de la mise en service du réacteur au 11 avril 2023. Le Groupe pourrait faire face à de nouveaux aléas, ne pas obtenir les prochaines autorisations attendues ou les voir remises en cause par décisions de justice. Par ailleurs, EDF a proposé à l’ASN une démarche de justification spécifique sur dix autres soudures permettant de confirmer le haut niveau de sûreté de l’installation tout au long de son exploitation. Ce nombre a été ramené à huit, deux soudures initialement concernées ayant été depuis jugées conformes. L’ASN devrait rendre en mai 2019 un avis sur la stratégie retenue par EDF concernant les soudures de Flamanville 3. Si l’ASN donnait un avis négatif sur cette stratégie, le calendrier de finalisation du chantier ne serait pas tenu. Tout décalage de ce calendrier entraînerait une augmentation du coût de construction au-delà de l’objectif actuel (1) . Malgré la mobilisation des équipes, le calendrier reste tendu (voir section 1.4.1.2.1 « Projet EPR de Flamanville 3 »). Les études du Projet EPR 2 se poursuivent afin d’établir un réacteur compétitif en vue du renouvellement du parc nucléaire existant. La non-obtention de la cible de compétitivité, l’absence d’un cadre régulatoire approprié ou la non obtention des autorisations requises pour poursuivre le développement du réacteur, pourraient avoir une incidence sur la situation financière du Groupe (voir section 1.4.1.2 « Projets « Nouveau Nucléaire » EPR 2 »). 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). Taishan 1 a été le premier réacteur EPR à être couplé au réseau le 29 juin 2018. Sa mise en service commerciale a été prononcée le 13 décembre 2018. Le réacteur Taishan 2 poursuit ses essais de démarrage en vue d’une mise en service commerciale prévue en 2019. Le travail poursuivi par CGN auprès des autorités chinoises compétentes en vue de l’obtention d’un tarif de rachat définitif pourrait ne

pas aboutir à un tarif de rachat conforme aux objectifs de rentabilité attendus (voir sections 1.4.1.2.2 « Projets « Nouveau Nucléaire » – 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 des jalons majeurs du chantier conditionnent la rentabilité du projet Hinkley 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 % (voir sections 1.4.1.2.2 « Autres projets - Nouveau Nucléaire » et 1.4.5.1.2.4 « Royaume-Uni - Division Nouveau Nucléaire »). Les coûts à terminaison du projet ont été estimés en juillet 2017 à 19,6 milliards de livres sterling 2015 (2) . Cette estimation est conditionnée par la réussite de plans d’actions opérationnels, en particulier ceux en partenariat avec les fournisseurs. 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. Le coût supplémentaire de cet éventuel report a été estimé à environ 0,7 milliard de livres sterling 2015 . 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. Par ailleurs, les conditions de réalisation du projet peuvent être impactées par les modalités de déploiement du Brexit (cf. risque 2H décrit plus haut), notamment sur les droits de douane, les mouvements de personnes et les échanges de produits et services. Enfin, la gouvernance du projet pourrait être affectée en cas de désalignement entre les actionnaires. L’évolution de ces différents facteurs pourrait avoir un impact sur la situation financière du Groupe. 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 (voir section 1.4.5.1.2.4 – Royaume Uni – Division Nouveau Nucléaire). La capacité d’EDF à prendre une décision finale d’investissement sur Sizewell C et à financer ce projet au-delà de la phase de développement pourrait dépendre de la maîtrise du projet Hinkley Point C, de l’existence d’investisseurs et de financeurs et d’un cadre de régulation et de financement adapté. Le 10 mars 2018, le Président Directeur Général d’EDF et celui de NPCIL (Nuclear Power Corporation of India Limited), qui exploite déjà 22 réacteurs en Inde, ont signé un accord industriel non engageant (Industrial Way Forward Agreement) en vue de la réalisation de six réacteurs de type EPR sur le site de Jaitapur en Inde. D’une puissance totale avoisinant 10 GW, Jaitapur devrait être le plus grand projet nucléaire au monde. EDF a remis le 14 décembre 2018 une offre non engageante. Dans cette offre, EDF, associé à GE et à sa filiale Framatome, agit en tant qu’intégrateur de l’ingénierie pour l’ensemble du projet et fournisseur de la technologie EPR. Pour les deux premiers réacteurs, EDF assurerait l’ensemble des études d’ingénierie ainsi que des achats de composants. (voir section 1.4.1.1.2.2 « Autres projets « Nouveau Nucléaire » - projets en développement » et section 1.4.5.3.6.2 « Asie du Sud-Est et du Sud »). La prise en compte des besoins de l’exploitant final, responsable de la sûreté en exploitation, dès le début de la conception, et tout au long des études et de la réalisation des projets EPR, est un élément fondamental pour la réussite des projets EPR et pour la sûreté en exploitation des réacteurs EPR auxquels le Groupe est partie prenante. Framatome est devenue une filiale du Groupe et à ce titre peut exposer le Groupe à travers ses activités en France comme à l’international, pour d’autres exploitants nucléaires qu’EDF ou encore d’autres clients. L’exposition peut être notamment d’ordre financier ou sur la réputation du Groupe. La performance industrielle de Framatome demeure stratégique pour EDF Exploitant nucléaire en France et au Royaume Uni. La réussite des projets EPR est conditionnée par la qualité et le respect des clauses contractuelles dans la production par Framatome d’études, de composants ou de services pour chacun des Projets EPR. La réussite et la création de valeur induite par l’intégration de Framatome au sein du groupe EDF suppose une convergence dans les perspectives en matière de projets nucléaires, et le développement de synergies en résultant. La non-atteinte de ces objectifs pourrait être de nature à remettre en cause la compétitivité de la filière nucléaire en France et de celle du Groupe dans son développement international, et dans la réussite de tous les Projets EPR. Ces projets nécessitent l’obtention d’autorisations administratives, de licences et permis et, dans certains cas, la mise en place de partenariats complémentaires, notamment pour le financement. Il s’agit de projets de grande envergure et de longue durée, impliquant de nombreux partenaires industriels et des investissements significatifs dont les conditions de financement et de tarification peuvent être encore

10,9 milliards d’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 €. Au 31 décembre 2018 le taux de change était de (2) 1,12 € = 1 £

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