EDF / Document de référence 2018

PRÉSENTATION DU GROUPE EDF Description des activités du Groupe

moment de l’acquisition de British Energy. Les 80 % restants sont vendus au segment Optimisation des marchés de gros d’EDF Energy selon les mêmes conditions de prix que celles prévues par l’accord avec Centrica, sur la base des prix de marché publics, lissés sur les prix de l’électricité à terme lorsque la liquidité le permet. En plus de sa production propre, EDF Energy s’approvisionne en électricité au travers de contrats d’achat d’énergie principalement avec des producteurs d’électricité renouvelable ou issue de la cogénération. En 2018, ces achats ont représenté environ 4,5 TWh. La position nette de ventes d’EDF Energy sur les marchés de gros pour les volumes livrés en 2018 a été d’environ 17,4 TWh (y compris les ventes structurées). En 2018, EDF Energy a vendu environ 49,3 TWh et acheté 32,0 TWh. Approvisionnement en gaz, charbon et obtention de droits d’émission de CO 2 Des contrats d’achat de gaz et de charbon (physiques et financiers) ainsi que de droits d’émissions de CO 2 ont été conclus et acquis par EDF Energy afin de couvrir les besoins en combustible de ses centrales thermiques et la fourniture en gaz de ses clients. Ces achats se fondent sur les prévisions de production des actifs charbons et gaz ainsi que sur les objectifs de stocks de charbon. En 2018, 29 % de l’approvisionnement en charbon d’EDF Energy provenait de fournisseurs nationaux et 71 % d’approvisionnements internationaux. Division Nouveau Nucléaire 1.4.5.1.2.4 Activité Nouveau Nucléaire Suite de la décision finale d’investissement (FID) prise par le Conseil d’administration d’EDF le 28 juillet 2016, EDF et China General Nuclear Power Corporation (CGN) ont signé les contrats définitifs relatifs à la construction de deux réacteurs EPR sur le site de Hinkley Point dans le Somerset (projet « Hinkley Point C » ou « HPC »). L’accord comprenait également un partenariat concernant le développement au Royaume-Uni de deux centrales nucléaires à Sizewell dans le Suffolk (projet « Sizewell C ») et à Bradwell dans l’Essex (projet « Bradwell B »). La technologie EPR est déjà déployée dans les centrales de Flamanville en France (actuellement en construction et détenue à 100 % par EDF - voir section 1.4.1.2.1 « Projet EPR de Flamanville 3 ») et à Taishan en Chine (voir section 1.4.1.2.2 « Autres projets Nouveau Nucléaire - EPR de Taishan »). L’utilisation de la même technologie, bien qu’adaptée aux exigences réglementaires britanniques et aux spécificités du site d’Hinkley Point C, permettra de bénéficier d’un effet de série sur la standardisation de la conception, la construction et l’exploitation. Hinkley Point C (HPC) Financement EDF détient 66,5 % de HPC et CGN 33,5 %. EDF entend demeurer l’actionnaire majoritaire et a pris acte de la demande du gouvernement britannique de ne pas céder le contrôle d’HPC pendant la phase de Suite à la décision finale d’investissement de septembre 2016, EDF a entrepris en 2017 un examen des coûts et du calendrier du projet HPC, dont les conclusions étaient les suivantes (1) : confirmation du jalon « J0 », à savoir l’achèvement de la coulée du premier ■ béton de sûreté nucléaire du radier de la tranche 1 et prévu pour mi-2019 ; estimation des coûts à terminaison du projet à 19,6 milliards de livres sterling ■ 2015, soit une hausse de 1,5 milliard en livres sterling 2015 (2) par rapport aux évaluations précédentes. Cette estimation suppose la réussite de plans d’actions opérationnels, notamment ceux en partenariat avec les fournisseurs. Les coûts additionnels estimés (3) s’expliquent principalement par une meilleure appréhension du design adapté aux exigences des régulateurs britanniques, par construction sans son accord préalable. Coûts du projet et calendrier

le séquencement et le volume de travail sur site, ainsi que par la mise en œuvre progressive des contrats avec les fournisseurs. Le taux de rentabilité prévisionnel (TRI) pour EDF est estimé à environ 8,5 % (4), contre 9 % (2) initialement ; estimation d’un risque de report de la livraison à 15 mois pour la tranche 1 et ■ 9 mois pour la tranche 2. La matérialisation de ce risque induirait une potentielle hausse des coûts de l’ordre de 0,7 milliard de livres sterling 2015. Dans cette hypothèse, le TRI d’EDF s’établirait à environ 8,2 % (2) . En ce qui concerne le calendrier global, les équipes projet sont pleinement mobilisées et mettent en œuvre des plans d’actions pour respecter l’objectif de livraison de la tranche 1 fin 2025. Les accords conclus entre EDF et CGN prévoient un mécanisme plafonné et encadré de compensation des surcoûts, liés à des dépassements de budget ou à des retards ; ces accords sont protégés par une clause de confidentialité. Avancement du projet À fin 2018, le projet a confirmé l’objectif « J0 » fixé pour mi-2019 et a atteint les quatre objectifs fixés pour cette année : 1 er objectif du projet : la construction de la galerie précontrainte de la tranche 1 ■ est achevée ; les travaux au niveau de la tranche 2 sont en cours ; 2 e objectif du projet : l’excavation de la tranche 1 a été réalisée ; elle accueillera ■ la station de pompage d’eau de 54 m de haut ; 3 e objectif du projet : le design du radier de l’îlot nucléaire de la tranche 1 a été ■ livré, permettant le démarrage des travaux sur site ; 4 e objectif du projet : la première coulée du béton du radier de l’îlot nucléaire de ■ la tranche 1 a été réalisée. Cette étape nécessitait l’accord préalable de l’ONR, correspondant à la levée du point d’arrêt relatif au premier béton de l’îlot nucléaire. Cet accord a été obtenu le 8 novembre 2018, grâce notamment au gel du design définitif. À fin 2018, les dépenses cumulées pour 100 % du projet s’élevaient à 6,8 milliards de livres sterling (en monnaie courante), hors intérêts intercalaires. Les travaux d’indentification des opportunités associées aux plans d’actions mentionnés ci-dessus se poursuivent. Échanges avec l’Autorité de sûreté nucléaire au Royaume-Uni (ONR) Les échanges avec l’ONR se poursuivent de manière continue. Le prochain point d’arrêt de l’ONR concernera l’approvisionnement en carburant sur le site. Par ailleurs, l’accord de l’ONR sera nécessaire pour l’acheminement des premiers composants en provenance de Framatome. Contrat pour Différence ( Contract for Difference – CfD) (5) Les risques de report de la livraison estimés à ce jour (15 mois pour la tranche 1 et 9 mois pour la tranche 2) sont inférieurs aux limites prévues dans le contrat signé. La société de projet HPC, NNB Generation Company (HPC) Limited, et le Département de l’Énergie et du Changement Climatique (DECC) ont finalisé, en octobre 2015, les conditions du contrat pour différence qui avait été validé par la Commission européenne en octobre 2014. Signé le 29 septembre 2016 à l’instar de tous les autres contrats avec le gouvernement britannique, le CfD vise à garantir les revenus générés par l’électricité produite et vendue par HPC grâce au versement d’une rémunération en fonction de la différence entre le prix d’exercice contractuel défini ci-dessous et le prix du marché sur une période de 35 ans à compter de la mise en service. À la date d’entrée en fonctionnement de la centrale, si le prix de référence auquel le producteur vend l’électricité sur le marché est inférieur au prix d’exercice défini dans le contrat, le producteur recevra une prime additionnelle. Si le prix de référence est supérieur au prix d’exercice, le producteur paiera la différence.

1.

oV ir aussi le communiqué de presse du 3 juillet 2017 « Précisions sur le projet Hinkley Point C ». (1) Hors intérêts intercalaires, et hors effet de change par rapport au taux de change de référence du projet (1 livre sterling = 1,23 euro). (2) Net des plans d’actions. (3) 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. Le taux de change au 31 décembre 2018 (4) était de 1,12 euro. Les termes du contrat sont disponibles sur le site du gouvernement britannique : https ://www.gov.uk/government/publications/hinkley-point-c-documents. (5)

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