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LA FILIÈRE EPR
Rapport public thématique
La filière EPR
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Sommaire
Procédures et méthodes
................................................................................
5
Délibéré
..........................................................................................................
9
Synthèse
........................................................................................................
11
Récapitulatif des recommandations
...........................................................
17
Introduction
..................................................................................................
19
Chapitre I
La construction de l’EPR de Flamanville : un échec
opérationnel, des dérives de coûts et de délais considérables
...................
25
I - Une gouvernance et un pilotage défaillants
...............................................
26
A - Un projet conçu dans des conditions défavorables
.........................................
26
B - Des difficultés de réalisation de l’EPR sous-estimées
....................................
27
C - Une conduite de projet défaillante par EDF et un suivi insuffisant par
l’État
.....................................................................................................................
33
II - Une succession de défauts mettant en cause la culture de la qualité
de la filière industrielle
..................................................................................
42
A - Une absence préjudiciable de dialogue technique entre EDF et ses
prestataires et de trop nombreuses modifications apportées en cours de
chantier
.................................................................................................................
42
B - Les anomalies de la cuve du réacteur ayant nécessité une décision de
l’ASN
...................................................................................................................
46
C - Un dysfonctionnement grave dans la gestion du chantier : la question
des soudures mal réalisées
....................................................................................
50
D - Des contentieux affectant la situation financière d’entreprises dont le
capital est détenu majoritairement par l’État
........................................................
57
III - Des conséquences financières lourdes, une rentabilité affectée
..............
63
A - Un retard supérieur à onze ans, un coût qui a plus que triplé par rapport
à l’estimation initiale
............................................................................................
63
B - Une estimation des coûts complémentaires au coût de construction
...............
65
C - Un coût de production de l’électricité de l’EPR de Flamanville qui
n’est plus calculé depuis plus de dix ans
...............................................................
69
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COUR DES COMPTES
4
Chapitre II
Une stratégie internationale prise en défaut et la
perspective d’un EPR « optimisé » à confirmer
........................................
73
I - À l’international, des déboires pour l’ex-Areva et des risques
financiers élevés pour EDF
............................................................................
74
A - En Finlande, le réacteur d’Olkiluoto 3 : un projet pénalisant pour
Areva
....................................................................................................................
74
B - En Chine, les réacteurs de Taishan 1 et 2 : des travaux achevés avec
succès, mais une rentabilité encore insuffisante
...................................................
79
C - Au Royaume-Uni, les réacteurs d’Hinkley Point 1 et 2 : un risque
financier élevé pour EDF
......................................................................................
83
D - Les autres projets d’EDF au Royaume-Uni
....................................................
89
E - Des projets incertains en Inde
.........................................................................
90
II - La construction d’une série d’EPR2 en France : un choix
technologique, économique et de politique énergétique
................................
93
A - Un objectif de réduction du coût de construction à confirmer
........................
93
B - Le financement de nouveaux réacteurs EPR et leur place dans le mix
électrique à long terme à préciser
.......................................................................
103
Annexes
.......................................................................................................
113
Réponses des administrations et organismes concernés
.........................
135
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Procédures et méthodes
En application de l’article L. 143-6 du code des juridictions
financières, la Cour des comptes publie, chaque année, un rapport public
annuel et des rapports publics thématiques.
Au sein de la Cour, ces travaux et leurs suites, notamment la
préparation des projets de texte destinés à un rapport public, sont réalisés
par l’une des six chambres que comprend la Cour ou par une formation
associant plusieurs chambres.
Trois principes fondamentaux gouvernent l’organisation et l’activité
de la Cour, ainsi que des chambres régionales et territoriales des comptes,
et donc aussi bien l’exécution de leurs contrôles et enquêtes que
l’élaboration des rapports publics : l’indépendance, la contradiction et la
collégialité.
L’
indépendance
institutionnelle des juridictions financières et
statutaire de leurs membres garantit que les contrôles effectués et les
conclusions tirées le sont en toute liberté d’appréciation.
La
contradiction
implique que toutes les constatations et
appréciations ressortant d’un contrôle ou d’une enquête, de même que
toutes les observations et recommandations formulées ensuite, sont
systématiquement soumises aux responsables des administrations ou
organismes concernés ; elles ne peuvent être rendues définitives qu’après
prise en compte des réponses reçues et, s’il y a lieu, après audition des
responsables concernés.
La
collégialité
intervient pour conclure les principales étapes des
procédures de contrôle et de publication.
Tout contrôle ou enquête est confié à un ou plusieurs rapporteurs.
Leur rapport d’instruction, comme leurs projets ultérieurs d’observations et
de recommandations, provisoires et définitives, sont examinés et délibérés
de façon collégiale, par une chambre ou une autre formation comprenant au
moins trois magistrats. L’un des magistrats assure le rôle de contre-
rapporteur et veille à la qualité des contrôles.
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COUR DES COMPTES
6
La présente enquête a été notifiée en février puis avril 2019 à dix-
sept administrations et organismes, dont huit entreprises (Autorité de sûreté
nucléaire, Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire, Haut comité
pour la transparence et l’information sur la sécurité nucléaire, secrétariat
général du ministère de la transition écologique et solidaire, direction
générale de l’énergie et du climat, agence des participations de l’État,
direction générale des entreprises, Commissariat à l’énergie atomique et aux
énergies alternatives, Agence de l’environnement et de la maîtrise de
l’énergie,
EDF,
RTE,
Framatome,
Areva
SA,
Orano,
Edvance,
TechnicAtome, Bouygues Travaux publics).
Les échanges avec ces administrations et organismes ont débuté à
cette date et se sont déroulés tout au long de l’enquête. De nombreux
entretiens ont par ailleurs été conduits entre mai et octobre 2019 avec des
experts
scientifiques,
des
associations,
des
organisations
non
gouvernementales et des syndicats de salariés. Au total, cette enquête a
donné lieu à des échanges avec près de 80 personnes.
Des visites des chantiers de l’EPR de Flamanville 3 et des réacteurs EPR
de Hinkley Point (Royaume-Uni) ont été organisées en juin et octobre 2019.
Un rapport d’observations provisoires, délibéré par la deuxième
chambre le 4 décembre 2019, a été contredit avec les administrations et
organismes contrôlés en janvier et février 2020. À la suite de cette
contradiction, la deuxième chambre a pris l’initiative d’auditionner, les 27
et 28 février 2020, les responsables des principaux organismes et
administrations concernés (le président de l’Autorité de sûreté nucléaire, le
Commissaire aux participations de l’État, le directeur général de l’énergie
et du climat, le président-directeur général d’Électricité de France, le
président du directoire et
Chief Executive Officer
de Framatome, ainsi que
le directeur-général d’Areva SA).
Le projet de rapport soumis à la chambre du conseil a été délibéré le
25 mars 2020, par la deuxième chambre, présidée par Mme Podeur,
présidente de chambre, et composée de MM. Dahan, Levionnois, conseillers
maîtres, M. Albertini, président de section, conseiller maître, ainsi que, en
tant que rapporteurs, M. Collin, conseiller maître, Mme Oltra-Oro,
conseillère référendaire et M. Mary, rapporteur extérieur, et, en tant que
contre rapporteur, M. Guéroult, conseiller maître.
Il a été examiné et approuvé, le 28 avril 2020 par le comité du rapport
public et des programmes de la Cour des comptes, composé de Mme Moati,
doyenne des présidents de chambre, faisant fonction de Première présidente,
M. Morin, Mme Pappalardo, rapporteure générale du comité, MM. Andréani,
Terrien, Mme Podeur et M. Charpy, présidents de chambre, M. Barbé,
président de section, représentant la présidente de la troisième chambre, et
Mme Hirsch de Kersauson, Procureure générale, entendue en ses avis.
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PROCÉDURES ET MÉTHODES
7
*
Les rapports publics de la Cour sont accessibles en ligne sur le site
internet de la Cour et des chambres régionales et territoriales des comptes :
www.ccomptes.fr. Ils sont diffusés par
La Documentation Française
.
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Délibéré
La Cour des comptes, délibérant en chambre du conseil en
formation ordinaire, a adopté le rapport relatif à
La filière EPR.
Elle a arrêté ses positions au vu du projet communiqué au préalable
au Premier ministre et aux organismes concernés et des réponses adressées
en retour à la Cour. Des exemplaires ont été adressés pour information à la
ministre de la transition écologique et solidaire, au ministre de l’économie
et des finances et au ministre de l’action et des comptes publics.
Les réponses sont publiées à la suite du rapport. Elles engagent la
seule responsabilité de leurs auteurs.
Ont participé au délibéré : M. Moscovici, Premier président,
Mme Moati, MM. Andréani, Terrien, Mme Podeur, M. Charpy, présidents
de chambre, M. Durrleman, président de chambre maintenu en activité,
Mme Darragon, MM.
Courtois, Diricq, Thornary, Mme Bouygard,
MM. Feller, Clément, Glimet, De Nicolay, Rolland, Chatelain, Appia,
Mmes Mondoloni, Riou-Canals, Lemmet-Severino, M. Vallet, conseillers
maîtres, M. Bouvier, Mme Prost, M. Richier, conseillers maîtres en service
extraordinaire.
Ont été entendus :
-
en sa présentation, Mme Podeur, présidente de la chambre chargée des
travaux sur lesquels le rapport est fondé et la préparation du rapport ;
-
en son rapport, Monsieur Barbé, conseiller maître, rapporteur désigné
du projet devant la chambre du conseil, assisté de M. Collin, conseiller
maitre
en
service
extraordinaire,
Mme
Oltra-Oro,
conseillère
référendaire, et de M. Mary, rapporteur extérieur, rapporteurs de la
chambre chargée de le préparer, et de M. Guéroult conseiller maître,
contre-rapporteur devant cette même formation ;
-
en ses conclusions, sans avoir pris part au délibéré, Mme Hirsch
de
Kersauson, Procureure générale, accompagnée de Mme Camby,
Première avocate générale et de M. Barichard, avocat général.
M. Serre, secrétaire général adjoint, assurait le secrétariat de la
chambre du conseil.
Fait à la Cour, le 29 juin 2020.
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Synthèse
Un projet de réacteur EPR conçu
dans des conditions défavorables
C’est en 1989 que le groupe français Framatome et l’allemand
Siemens ont commencé à concevoir un nouveau réacteur nucléaire
dénommé, en 1992, «
European Pressurized Water Reactor
» (EPR). Il
s’agissait de tirer profit du retour d’expérience de plusieurs décennies de
production électronucléaire mais aussi de répondre à des exigences accrues
de sûreté après les accidents de Three Mile Island, aux États-Unis, en 1979,
et de Tchernobyl, en Ukraine, en 1986. Les gouvernements français et
allemand ont apporté leur soutien à ce projet de réacteur franco-allemand
dès son commencement, et les électriciens des deux pays s’y sont joints en
1992, sans partager pour autant les mêmes objectifs. L’ingénierie
allemande entendait faire évoluer le réacteur « Konvoï » équipant le parc
outre-Rhin, tandis qu’EDF souhaitait une évolution du palier N4, le dernier
modèle de réacteurs alors en construction. Après la décision allemande de
se retirer du nucléaire, en 1998, la France s’est retrouvée seule à porter ce
projet, dont l’acronyme prend le sens de «
Evolutionary Pressurized
Reactor
» (EPR). Cependant, les grandes options de conception définies
conjointement entre les ingénieries des deux pays, bien que sources de
complexité, ne furent pas remises en cause.
À partir de 2001, le groupe Areva, nouvellement constitué,
développa une stratégie de vente d’EPR « clé en main », s’opposant ainsi
à celle d’EDF qui entendait demeurer chef de file du développement du
« nouveau nucléaire », en France comme à l’étranger. Les rivalités entre
les deux groupes publics nationaux, non arbitrées par les autorités
politiques de l’époque, se sont traduites par une surenchère dangereuse
pour la filière nucléaire française.
C’est dans ces conditions qu’Areva a signé en 2003 un contrat de
vente d’un EPR à l’électricien finlandais TVO et qu’EDF a lancé, dès 2004,
la construction du premier EPR en France, à Flamanville. Cette course
entre les deux entreprises françaises a conduit au lancement précipité des
chantiers de construction de ces deux premiers EPR, sur la base de
références techniques erronées et d’études détaillées insuffisantes. Cette
impréparation a également conduit à sous-estimer les difficultés de
construction des EPR. La filière nucléaire a fait preuve d’une trop grande
confiance en elle, inspirée par la construction et l’exploitation réussies d’un
parc de 58 réacteurs.
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COUR DES COMPTES
12
La construction de l’EPR de Flamanville :
un échec opérationnel aux causes multiples
À la date de publication du rapport, la multiplication par 3,3 du coût
de construction et par au moins 3,5 du délai de mise en service de l’EPR
de Flamanville par rapport aux prévisions initiales constitue une dérive
considérable, même pour un réacteur « tête de série ».
Cette évolution résulte, en premier lieu, d’une estimation initiale
irréaliste de la durée et du coût de construction de l’EPR de Flamanville 3.
Alors que le temps moyen de construction d’un réacteur dans le monde
avait été de 121 mois entre 1996 et 2000, la durée initiale de construction
retenue pour l’EPR de Flamanville était de 54 mois – soit six mois de plus
que la durée initialement prévue pour la construction du réacteur finlandais
d’Olkiluoto 3. Cette sous-estimation flagrante de la durée de construction
a conduit à une forte pression pour tenter de tenir des délais très contraints.
La durée de construction de l’EPR de Flamanville est aujourd’hui estimée
à 187 mois, avant prise en compte de l’impact de l’épidémie de covid-19
qui fait naître un risque d’allongement de ce délai.
Les besoins en ingénierie de construction étaient estimés à
5 millions d’heures de travail ; il en faudra 22 millions. Près de 4 500
modifications ont été apportées depuis le début de la construction,
entraînant régulièrement l’arrêt du chantier pour laisser le temps à
l’ingénierie de traiter les difficultés rencontrées.
Cette dérive résulte, en outre, d’un défaut d’organisation du suivi du
projet par EDF et d’un manque de vigilance des autorités de tutelle. Le conseil
d’administration n’a pas délibéré de manière régulière sur ce projet
stratégique, ne s’est pas saisi des messages d’alerte du comité d’audit et s’est
contenté des informations qui lui étaient communiquées sans prendre de
mesures correctrices. L’entreprise n’était pas organisée pour réaliser un projet
de cette ampleur : le concept « d’architecte ensemblier » dissimulait une
confusion entre les fonctions respectives du maître d’ouvrage et du maître
d’
œ
uvre. Jusqu’en 2015, le projet n’a pas été piloté par une véritable équipe
projet. Les relations contractuelles ont aggravé la faiblesse du pilotage
technique du projet puisque les contrats n’intégraient, à leur signature, ni les
aléas – pourtant prévisibles compte-tenu du caractère de « tête de série » du
réacteur – ni des mécanismes incitatifs qui auraient permis de prendre en
compte le caractère incomplet du design. Onze des douze principaux contrats
de l’EPR de Flamanville ont ainsi connu des augmentations de coûts
comprises entre 100 % à 700 %. L’entreprise s’est organisée tardivement
pour piloter financièrement ce projet : ce n’est qu’à partir de 2012 qu’elle a
suivi les dépenses et de 2015 qu’elle a évalué le coût de construction à
terminaison, désormais estimé à 12,4 Md
exprimé en euros 2015.
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SYNTHÈSE
13
En outre, les administrations concernées n’ont pas rempli leur rôle.
Alors que les estimations initiales de la durée de construction et du coût de
l’EPR de Flamanville 3 étaient manifestement sous-évaluées, elles n’ont
réalisé ni évaluation de la rentabilité socio-économique du projet, ni
analyse propre de l’impact des problèmes successifs rencontrés dans sa
réalisation. Elles n’ont pas davantage alerté les ministres sur l’importance
des aléas des chantiers d’Olkiluoto 3 et de Flamanville 3 et leurs
conséquences. Le Gouvernement a été contraint de procéder à une
restructuration coûteuse de la filière nucléaire, sans que des signaux
d’alarme n’aient été envoyés en temps utile.
La perte de compétences techniques et de culture qualité de la filière
nucléaire est aujourd’hui volontiers mise en avant pour expliquer les
problèmes de construction de l’EPR. Mais les acteurs n’en avaient pas
conscience au début des années 2000 et ce diagnostic n’a été effectué
qu’avec retard, face aux difficultés, et ce nonobstant l’écart d’une
quinzaine d’années entre les lancements des chantiers de Civaux 2
(réacteur français en service le plus récent) et de Flamanville 3. EDF a
annoncé, en décembre 2019, la mise en
œ
uvre d’un plan d’actions visant à
rétablir le niveau de compétences techniques et la culture de qualité
nécessaires. Il n’a donc pas été procédé à cet examen avant de prendre la
décision de lancer la construction d’un nouveau type de réacteur.
EDF a décidé de concevoir certains éléments du réacteur dans une
démarche dite d’exclusion de rupture, qui suppose un renforcement des
exigences techniques dans la conception, la fabrication et le suivi en service
de ces équipements afin de rendre leur rupture extrêmement improbable.
L’ex Areva NP et ses sous-traitants ne sont pas parvenus à réaliser un
certain nombre de pièces et de soudures en respectant ce haut degré
d’exigence. EDF n’a informé l’autorité de sûreté nucléaire de l’existence
d’un écart au référentiel d’exclusion de rupture pour les soudures de
traversées qu’en 2017, alors que ces éléments étaient connus depuis
octobre 2013. La transmission tardive à l’autorité de sûreté de ces éléments
pourtant fondamentaux pour la sûreté traduit un manque de fluidité entre
les acteurs du secteur et leur autorité de sûreté.
Les conséquences financières de ces insuffisances techniques et
organisationnelles sont lourdes. La seule réparation des soudures de
traversée entraîne un surcoût de construction de l’ordre de 1,5 Md
2015
. Le
temps passé par EDF, entre 2015 et 2019, à essayer de convaincre l’autorité
de sûreté nucléaire que les écarts entre les exigences techniques et ce qui
avait été réalisé pouvaient être considérés comme acceptables, a conduit à
un arrêt du chantier, et par suite, renchéri le coût du projet.
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COUR DES COMPTES
14
Des conséquences graves pour l’ensemble de la filière
Des risques pèsent sur la situation financière de certaines entreprises
qui ont bénéficié récemment d’une recapitalisation des pouvoirs publics.
L’État a mobilisé 4,5 Md
pour doter en capital Areva SA (2 Md
) et
Orano (2,5 Md
) à l’issue de la restructuration d’Areva. EDF a bénéficié
d’un apport en capital de 3 Md
qui lui a permis de prendre le contrôle de
l’activité réacteurs de l’ex-Areva NP, devenue Framatome.
Du fait de l’ampleur des réclamations en cours ou potentielles
d’EDF à l’encontre d’Areva SA, le risque de défaillance financière de cette
société détenue à 100 % par l’État, ne peut être totalement écarté. Les
risques de contentieux portés par EDF à l’encontre de sa filiale Framatome
sont également susceptibles de fragiliser cette société. L’État doit donc
suivre avec la plus grande vigilance les résultats des contentieux en cours
ou à venir entre ces sociétés dont il est le principal actionnaire. La stratégie
de l’État actionnaire dans cette filière mériterait d’être affirmée.
Les conséquences de ces dérives pèsent évidemment sur les coûts et
la rentabilité de l’EPR de Flamanville. Son coût de construction est estimé
par EDF à 12,4 Md
2015
, auxquels s’ajouteront des coûts complémentaires
qui pourraient atteindre près de 6,7 Md
2015
à la mise en service du
réacteur, toujours prévue mi 2023, dont environ 4,2 Md
de frais de
financiers. Dans ces conditions, il est regrettable que ni EDF ni les autorités
publiques concernées n’aient calculé la rentabilité prévisionnelle de l’EPR
de Flamanville 3, considérant apparemment comme normal qu’elle soit
diluée dans la moyenne de celle de l’ensemble des réacteurs du parc
électronucléaire. En l’absence de données produites par l’entreprise, la
Cour a estimé, sur la base d’hypothèses exposées dans le rapport, que le
coût de l’électricité produite par l’EPR de Flamanville pourrait se situer
entre 110 et 120
/MWh.
Une stratégie internationale qui ne peut être poursuivie
dans les mêmes conditions
Le chantier d’Olkiluoto, en Finlande, a été lancé en 2005 par Areva,
avec une mise en service prévue en 2009. Il a connu des déboires, retards
et surcoûts qui ont contribué à la disparition de l’ancien groupe Areva. La
réception provisoire du chantier était, en mars 2020, prévue pour la fin mai
2021, mais des incertitudes persistent et sont, selon une annonce récente de
l’électricien TVO, acquéreur de la centrale, accrues par les conséquences
probables de la crise sanitaire née de l’épidémie de covid-19 sur les travaux
encore nécessaires. Le coût de la construction atteindrait 8,2 Md
(en euros
courants) pour la partie assurée par Areva, sans prendre en compte celui de
la turbine (684 M
), selon les informations fournies par Areva SA, soit près
de 4 fois le montant prévu au contrat initial (2,28 Md
pour le consortium
associant Areva et Siemens).
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SYNTHÈSE
15
Les investissements du groupe EDF au Royaume-Uni et le chantier
de Hinkley Point sont des opérations à risque élevé. EDF a décaissé
15,7 Md
pour l’acquisition de British Energy et devra débourser
16 à 17 Md
pour la construction des deux réacteurs d’Hinkley Point C
(HPC), s’il n’y a pas de nouvelles dérives de coûts. Des risques demeurent,
après l’annonce d’une augmentation de 3 Md£ du coût de construction et
de l’allongement des délais de construction des réacteurs, en 2019. La
rentabilité du projet Hinkley Point a été revue à la baisse plusieurs fois
depuis le lancement du projet Le financement en est assuré par EDF, à
concurrence de sa participation au capital de la société de projet, ce qui
pèse lourdement sur sa situation financière.
Les réacteurs EPR de Taishan 1 et Taishan 2 ont été mis en service
avec succès en Chine en 2018 et 2019, mais avec un retard de cinq ans sur
le calendrier prévu lors de la commande et un surcoût de 60 % par rapport
au budget prévisionnel. Des interrogations demeurent quant à la fixation
du tarif d’achat de l’électricité produite par ces réacteurs et sur la rentabilité
du projet pour EDF.
Les
autres
projets
d’exportation
d’EPR
sont
empreints
d’incertitudes. Malgré les efforts commerciaux d’EDF et ceux consentis
par le Gouvernement français pour proposer à l’Inde des conditions
financières très favorables, les négociations, engagées depuis longtemps,
ne progressent guère. Quant aux projets de construction de réacteurs EPR
à Sizewell au Royaume-Uni, leur réalisation est subordonnée à la
possibilité d’en assurer le financement, EDF n’en ayant plus les capacités.
La construction d’une série d’EPR2 en France :
un choix technologique, économique et de politique énergétique
Tirant les leçons des difficultés rencontrées pour construire les
réacteurs EPR, mais conforté par le bon fonctionnement de ceux de Taishan,
qui valide ce choix technologique, EDF propose à l’ASN et aux autorités
administratives un nouveau modèle d’EPR, dit « EPR2 » présenté comme
plus simple et moins cher à construire.
En faisant ce choix, EDF s’éloigne de la démarche d’optimisation
de la technologie de l’EPR appuyée sur le retour d’expérience et permettant
de profiter de l’effet d’apprentissage. Les chantiers d’Olkiluoto 3 et de
Flamanville 3 ont montré que privilégier l’innovation à l’expérience
cumulée présente des risques et que le coût de cette innovation ne doit pas
être sous-estimé. Or, on ne peut pas établir avec un degré raisonnable de
certitude que les économies de construction de futurs EPR2 par rapport au
coût de construction d’EPR de type Flamanville se matérialiseront.
Pourtant, la seule hypothèse actuellement mise à l’étude par les pouvoirs
publics en matière de nouveau nucléaire est celle de la construction de six
réacteurs de type EPR2, par paires.
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COUR DES COMPTES
16
L’enjeu financier est majeur : le coût de construction de trois paires
d’EPR2 est estimé à 46 Md
2018
. La décision de construire ou non de futurs
EPR aura des conséquences jusqu’au 22
ème
siècle. Elle doit donc être prise
sur la base d’un retour d’expérience qui ne soit pas conduit qu’en interne à
EDF, mais associe l’ensemble des acteurs concernés par la construction de
l’ensemble des réacteurs EPR réalisés ou en cours de construction, afin que
toutes les parties prenantes tirent les mêmes leçons de la manière dont les
chantiers de construction des EPR se sont déroulés.
De nouveaux modes de financement des réacteurs électronucléaires
devront, dans cette hypothèse, être mis en place. EDF ne peut financer seul
la construction de nouveaux réacteurs, et ne pourra plus s’engager sans
garanties sur le revenu que lui procurera l’exploitation de ces réacteurs.
Aucun nouveau projet ne saurait être lancé sans une forme de garantie
publique, quel que soit le dispositif retenu. Mais la charge ainsi transférée
au consommateur ou au contribuable ne trouverait sa justification que si
l’électricité produite par les nouveaux réacteurs électronucléaires s’avérait
suffisamment compétitive vis-à-vis des autres modes de production
d’électricité, renouvelables en particulier, ou si d’autres considérations
justifiaient le maintien du nucléaire dans le mix électrique.
C’est pourquoi une analyse complète du mix électrique à l’horizon
2050, présentant les enjeux et les solutions en termes de sécurité
d’approvisionnement, d’adaptation des réseaux de transport et de
distribution
d’électricité,
de
gestion
des
déchets
radioactifs,
de
démantèlement des centrales aujourd’hui en fonctionnement, et bien sûr de
coût de fonctionnement du système électrique devrait être conduite avant
toute prise de décision concernant le développement d’un nouveau parc de
réacteurs électronucléaires.
Cette décision étant renvoyée par le Gouvernement postérieurement
à la mise en service du réacteur de Flamanville 3, soit mi-2023 au plus tôt,
il est possible de conduire, d’ici-là, à la fois le retour d’expérience complet
sur la construction des EPR et l’exercice de planification à long terme du
mix électrique recommandés par la Cour.
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Récapitulatif des recommandations
Recommandations relatives à la conduite des grands chantiers
1.
Reconsidérer la notion d’architecte ensemblier en séparant les
fonctions de maîtrise d’ouvrage et de maîtrise d’
œ
uvre (
EDF, 2020
).
2.
Intégrer aux contrats des dispositions partageant le risque de
construction entre le maître d’ouvrage et les prestataires et les
intéressant à la tenue du planning de réalisation des travaux (
EDF,
2020
).
3.
Assurer une revue semestrielle des projets stratégiques et des risques
qui y sont associés, au sein du conseil d’administration d’EDF (
EDF,
MTES, MEF, 2020
).
4.
S’assurer que les responsables de grands projets aient autorité sur les
moyens, notamment d’ingénierie, nécessaires à leur réalisation (
EDF,
2020
).
5.
Décliner dans un référentiel commun les modalités d’application du
principe d’exclusion de rupture afin de clarifier les conséquences
industrielles des spécifications concernées (
EDF, Framatome,
immédiat
).
Recommandations relatives à la préparation des décisions à venir
6.
Calculer la rentabilité prévisionnelle du réacteur de Flamanville 3 et
de l’EPR2 et en assurer le suivi (
EDF, 2020
).
7.
Définir, avant l’engagement des projets internationaux, leurs niveaux
de risques et de rentabilité attendue ainsi que leurs conditions de
financement et s’y conformer (
APE, DG Trésor, EDF, 2020
).
8.
Conduire un exercice de retour d’expérience complet sur tous les EPR
construits ou en construction en France et à l’étranger, avec l’ensemble
des acteurs concernés, préalablement au lancement d’un éventuel
chantier de nouveaux réacteurs électronucléaires (
EDF, MTES, MEF,
2020
).
9.
Prolonger jusqu’en 2050, la planification du mix électrique
préalablement à la décision de lancement d’un éventuel chantier de
nouveaux réacteurs électronucléaires (
EDF, RTE, MTES, MEF, 2020
).
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La filière EPR
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Introduction
L’achèvement de la construction des réacteurs de Chooz et de Civaux,
entre 1996 et 1999, et leur raccordement au réseau électrique en 2000 et
2002, ont marqué la fin d’un cycle de construction de 58 réacteurs nucléaires
en France. Après les accidents survenus à Three Mile Island, aux États-Unis,
en 1979 et à Tchernobyl, en Ukraine, en 1986, et anticipant une reprise de la
demande mondiale de construction de capacités nucléaires, notamment pour
remplacer les réacteurs en fin de vie, les électriciens français et allemands et
les fabricants d’équipements nucléaires ont travaillé à partir du début des
années 90 à la conception d’un réacteur offrant des garanties de sûreté
renforcées et des performances techniques améliorées. L’EPR (pour
European Pressurized Water Reactor
puis
Evolutionary Pressurized
Reactor
) est le fruit de cette collaboration. Ce réacteur, dit de « troisième
génération », est qualifié « d’évolutionnaire » par ses concepteurs.
Schéma n° 1 : vue générale du réacteur EPR
Source : IRSN
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COUR DES COMPTES
20
Il vise un niveau de sûreté plus élevé (réduction de la probabilité de
fusion du c
œ
ur d’un facteur 10 selon l’ASN) et présente des garanties de
sûreté plus importantes que la génération précédente grâce à un
récupérateur de corium en cas de fusion du c
œ
ur, à sa protection contre la
chute d’un avion militaire ou commercial, à une protection renforcée contre
le risque sismique et à une redondance des systèmes de sauvegarde. Il est
aussi plus puissant (1 650 MWe) que les réacteurs de la génération
précédente (1 450 MWe). Les EPR sont, dans leur principe de conception,
des réacteurs à eau pressurisée semblables à leurs prédécesseurs. Mais les
dirigeants d’EDF considéraient en 2004 qu’ils lançaient le programme EPR
pour assurer le remplacement des réacteurs existants, en attendant les
réacteurs dits de « quatrième génération »
1
. La confirmation, à la fin du
mois d’août 2019, du report à la seconde moitié du siècle du travail de
développement du projet « Astrid », renvoie cette perspective à un avenir
lointain et incertain.
1
Cf. Cour des comptes,
Les coûts de la filière électronucléaire
, Rapport public
thématique, Cour des comptes, janvier 2012,
Le coût de production de l’électricité
nucléaire (actualisation 2014)
, rapport public thématique, mai 2014 et Cour des
comptes,
L’aval du cycle du combustible nucléaire, les matières et déchets radioactifs,
de la sortie du réacteur au stockage
, Rapport public thématique, juillet 2019.
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INTRODUCTION
21
Schéma n° 2 : vue de la cuve et du bâtiment du réacteur EPR
(dont récupérateur de corium situé sous la cuve)
Source : IRSN
La décision prise par l’Allemagne en 1998 d’arrêter la construction
de réacteurs nucléaires, puis de les démanteler de façon accélérée, la crise
économique mondiale de 2008-09, l’accident majeur de Fukushima en
mars 2011, les évolutions du prix des énergies concurrentes ont
profondément modifié les perspectives de croissance de ce secteur. À la
date de parution de ce rapport, deux réacteurs de type EPR sont en
fonctionnement en Chine, depuis juin 2018 pour Taishan 1 et mai 2019
pour Taishan 2. Leur mise en service et leurs premiers mois de
fonctionnement ont démontré la viabilité de cette technologie.
Quatre réacteurs EPR sont en construction, un en Finlande,
Olkiluoto 3 (OL3), un en France, Flamanville 3 (FLA3), et deux autres au
Royaume-Uni, à Hinkley Point (HPC).
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22
Les réacteurs de troisième génération concurrents de l’EPR
- États-Unis : AP 1000 (
Advanced Passive Plant
- Puissance électrique
d’environ 1 100 MW) construit par Westinghouse Electric Company
LLC. Réacteur à eau pressurisée qui ne requiert pas d’alimentation
électrique pendant 72 heures en cas de panne. Quatre réacteurs de ce type
sont en exploitation en Chine depuis 2018. La construction de deux
réacteurs AP 1000 à Virgil C. Summer (Caroline du Sud), a commencé en
2013 et a été abandonnée en 2018. La construction de deux autres
réacteurs AP 1000 a débuté en 2013, à Vogtle (Géorgie) et se poursuit
avec difficultés. Le constructeur a été placé sous la protection de la loi
américaine sur les faillites en mars 2017, et en est sorti l’année suivante
lorsque la majorité du capital a été cédée par le groupe Toshiba au fonds
d’investissement Brookfield Business Partners LP. Le ministère fédéral
de l’énergie (DOE) a garanti, en mars 2019, un prêt supplémentaire de
1,67 Md$ à Georgia Power, l’acquéreur des réacteurs, afin de permettre la
poursuite du chantier.
- Russie : Rosatom propose le réacteur à eau sous pression VVER-1200,
conçu pour une durée de vie de conception de 60 ans avec une capacité de
1200 MW. Quatre réacteurs de ce type sont en construction en Turquie,
deux en Biélorussie et deux en Inde. Deux sont en service et un en
construction en Russie.
- Chine : CGNPC et CNCC ont développé le Hualong One (1100
mégawatts). Le premier réacteur de ce type doit être raccordé au réseau
chinois d’électricité en 2020. Des projets de construction existent en Chine
et en Grande-Bretagne.
- Corée du Sud : Korea Hydro and Nuclear Power Co. fabriquent l’APR-
1400.
- Japon : le réacteur à eau bouillante ABWR d’Hitachi/Toshiba et General
Electric Nuclear Energy Ltd. est en service au Japon et des projets qui
existent au Royaume-Uni. L’ABWR est certifié pour les États-Unis.
Dans tous les cas, la construction des réacteurs a été beaucoup plus
longue et coûteuse que ce qui avait été annoncé par les constructeurs. Les
pertes enregistrées par Areva en Finlande et le caractère particulièrement
optimiste de son plan stratégique de développement ont contribué à une
situation de quasi faillite et à son démantèlement. EDF n’a toujours pas
achevé le chantier de la construction de Flamanville 3, décidé en 2004,
commencé en 2007 et dont la date de mise en service (mi-2023 selon les
dernières
annonces
de
l’exploitant)
et
le
coût
de
construction
(12,4 Md
2015
) restent prévisionnels.
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INTRODUCTION
23
Les difficultés rencontrées par Areva en Finlande ont été mises sur
le compte de son inexpérience de la maîtrise d’ouvrage d’un projet
complexe, articulant la construction d’un îlot nucléaire avec l’ensemble des
autres bâtiments de production d’énergie, d’exploitation et de contrôle.
Cependant, en dépit de son savoir-faire avéré dans la construction nucléaire
et dans l’exploitation de réacteurs, EDF n’est pas parvenu à construire plus
vite et à moindre coût l’EPR de Flamanville 3. Les chantiers chinois et
britanniques ont également connu des retards et des dérives de coûts, certes
plus réduits en ce qui concerne les réacteurs de Taishan.
En même temps que la Cour a conduit ses travaux, l’agence des
participations de l’État (APE) et la direction générale de l’énergie et du
climat (DGEC) ont demandé un audit du projet « EPR2 », tandis que
M. Jean-Martin Folz remettait au PDG d’EDF et au ministre de
l’économie, à la fin du mois d’octobre 2019, un rapport analysant les
problèmes industriels rencontrés par l’entreprise dans la construction du
réacteur de Flamanville 3. EDF a annoncé, en décembre 2019, un plan
destiné à permettre à la filière nucléaire « d'atteindre le plus haut niveau de
rigueur, de qualité et d'excellence ».
Ces travaux sont conduits alors que la part relative de l’électricité
électronucléaire dans la production mondiale d’électricité décroît sur les
vingt dernières années.
La place de l’électricité électronucléaire dans la production
mondiale d’électricité
2
La consommation d’électricité mondiale a augmenté de 75 % de
2000 à 2018. Pour répondre à cette augmentation de la consommation, la
production a augmenté dans le même temps de :
-
137 % pour l’électricité renouvelable ;
-
122 % pour l’électricité produite à partir de gaz naturel ;
-
68,8 % pour l’électricité produite par des centrales à charbon ;
-
0,05 % pour l’électricité d’origine nucléaire.
La part de l’électricité nucléaire dans la production d’électricité
mondiale est passée de 17 % à 10,15 % entre 2000 et 2018.
437 réacteurs étaient en fonctionnement en 2000 contre 417 en 2019.
2
Cf. rapport 2019 de l’Agence internationale de l’énergie et
World Nuclear Industry
Status Report
NR 2019
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COUR DES COMPTES
24
La moyenne d’âge des réacteurs en fonctionnement était en 2019 de
30,1 ans ; 80 réacteurs fonctionnaient depuis 40 ans et plus ; 192 réacteurs
avaient entre 31 et 40 ans, 52 entre 21 et 30 ans, 32 entre 11 à 20 ans, 61
avaient moins de 10 ans.
En 2019, 46 réacteurs étaient en construction, dont 10 en Chine, 7 en
Inde, 5 en Russie 4 en Corée du Sud, et 1 dans la plupart des autres pays
dans lesquels un projet était en cours de réalisation, dont la France.
Le présent rapport analyse les difficultés rencontrées dans la
construction des réacteurs EPR en cherchant à en présenter les raisons
(partie I.1) et les conséquences, industrielles (partie I.2) et financières
(partie I.3). Il présente les projets à l’étranger et leurs risques (partie II.1),
examine les réponses apportées aux difficultés de l’EPR par le projet
« EPR2 » et souligne la nécessité de disposer d’une vision à long terme du
mix de production électrique avant de décider du lancement de la
construction de nouveaux réacteurs nucléaires (partie II.2).
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Chapitre I
La construction de l’EPR
de Flamanville : un échec opérationnel,
des dérives de coûts
et de délais considérables
EDF a décidé en 2004 de la construction, à Flamanville, d’un
nouveau type de réacteur, l’EPR, plus sûr et plus puissant que les réacteurs
de la génération précédente. Il devait être mis en service en juin 2012. Il ne
le sera, au plus tôt, que mi-2023, pour un coût de construction 3,3 fois
supérieur à son évaluation initiale. Le contexte dans lequel le projet a été
lancé, puis les défaillances dans sa gouvernance et son pilotage (partie 1)
ont conduit à sous-estimer nettement et à mal anticiper les difficultés de ce
chantier. Les conséquences industrielles (partie 2) et financières (partie 3)
de ces défaillances pèsent lourdement sur l’équilibre financier des
entreprises concernées.
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26
I - Une gouvernance et un pilotage défaillants
A - Un projet conçu dans des conditions défavorables
1 - Un projet franco-allemand avorté
Les groupes Framatome et Siemens créèrent le 13 avril 1989 une
filiale commune baptisée NPI (
Nuclear Power Internationa
l) pour
concevoir et développer l’îlot nucléaire d’un réacteur à eau sous pression
de nouvelle génération. Il s’agissait de concevoir un réacteur présentant un
niveau de sûreté très substantiellement supérieur à celui des réacteurs de la
génération précédente, après les accidents survenus à Three Mile Island,
aux États-Unis, en 1979 et à Tchernobyl, en Ukraine, en 1986, et de tirer
profit du retour d’expérience de plusieurs décennies de production
électronucléaire. Au mois de juin 1989, les gouvernements allemand et
français exprimèrent leur soutien à la coopération engagée par Framatome
et Siemens et un groupe de travail rassemblant les autorités de sûreté des
deux pays a été constitué. À partir du 14 janvier 1992, les électriciens
français et allemands et
Nuclear Power International
décidèrent de
travailler à un projet commun auquel ils donnèrent le nom d’EPR
(
European Pressurized Water Reactor
). Le «
basic design
» de l’EPR fût
achevé en 1997, après que les partenaires y ont consacré environ 1 million
d’heures d’ingénierie.
L’Allemagne
décida
d’abandonner
la
production
d’énergie
nucléaire et se retira du projet en 1998, mais les grandes options de
conception définies conjointement au cours de la période précédente ne
furent pas remises en cause. Cet empilement d’ingénieries d’inspirations
différentes et d’exigences de sûreté ne convergeant pas toujours est une des
sources des difficultés de réalisation de l’EPR.
2 - La rivalité non arbitrée entre EDF et Areva
L’organisation de la filière nucléaire française a été profondément
modifiée par la constitution de la société Areva en 2001 (regroupement de
la COGEMA, de CEA industrie et de Framatome). La stratégie de la
nouvelle société était de vendre « clé en main », en France et à l’étranger,
des centrales électronucléaires de type EPR. La présidente d’Areva
précisait que les bénéfices réalisés par la société ne seraient pas tirés
principalement de la vente des réacteurs mais de celle du combustible et du
service après-vente, stratégie désignée comme le « modèle Nespresso ».
Elle la concrétisa en vendant un EPR à l’électricien finlandais TVO en
2003, dans des conditions qui se révèleront désastreuses pour Areva.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
27
Cette stratégie se heurtait frontalement à celle d’EDF. L’électricien
français voulait rester « l’architecte-ensemblier » de la construction de ses
centrales nucléaires et promouvoir le même modèle industriel à l’export,
refusant l’idée d’acquérir des centrales « clé en main ».
Le gouvernement français n’a pas tranché entre les deux stratégies
opposées d’entreprises dont l’État était pourtant l’actionnaire principal.
En avril 2004, le Gouvernement a donné son accord au lancement
de la construction d’un réacteur nucléaire de troisième génération en
France. Le 22 juin 2004, malgré ses réserves sur l’EPR qu’il considérait
comme un produit intermédiaire dans l’attente de la construction de
centrales nucléaires de conception véritablement nouvelle, le président
d’EDF a fait approuver par le conseil d’administration d’EDF la décision
de lancer la construction du premier EPR en France, affirmant ainsi la place
d’EDF dans la construction de nouveaux réacteurs face à Areva
3
.
Le Conseil d’administration d’EDF approuva à l’unanimité, en juin
2004, la décision de lancement de ce qui devait devenir l’EPR de
Flamanville 3.
B - Des difficultés de réalisation de l’EPR sous-estimées
1 - Une référence technique au palier N4 non pertinente
Malgré un long travail réalisé sur l’avant-projet sommaire
preliminary design
») dans l’attente d’une décision politique sur la
construction d’un réacteur EPR
4
, les principaux contrats de construction de
Flamanville 3 ont été passés alors que seulement 10 à 40 % des études
nécessaires avaient été réalisées, selon les lots. En conséquence, les
contrats reposaient sur des spécifications techniques incomplètes qui ont
fortement évolué durant le chantier, conduisant à de nombreux retards de
3
Lors de la séance du Conseil d’administration d’EDF du 22 juin 2004, le président
d’EDF déclare : « Les Finlandais ont lancé leur EPR avec des modalités clé en main et
devraient couler leur premier béton début 2005, avec deux ans d’avance sur EDF (…) il
n’est pas souhaitable, vis-à-vis notamment d’Areva et des industriels qui fourniront les
lots conventionnels, de laisser se creuser un trop grand écart entre la réalisation d’un
EPR clé en main en Finlande et la réalisation d’un EPR selon le modèle d’architecte
ensemblier en France ».
4
Le coût des études de développement de l’avant-projet de l’EPR de Flamanville 3 est
évalué à 530 M
2015
.
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COUR DES COMPTES
28
réalisation et des surcoûts importants. Dans un document interne de mai
2015, EDF reconnaît que le « projet prototype [a été] démarré en 2005 sur
la base d’études insuffisamment avancées
5
».
L’autorité de sûreté nucléaire (ASN) a souligné, dans le cadre du
présent contrôle, que le niveau de détail de la conception et de la
démonstration de sûreté du réacteur transmis par EDF était insuffisant au
stade de la demande d’autorisation de création. Notamment, des sujets
aussi fondamentaux que la conception du système de contrôle-commande,
les exigences de justification et de contrôle des équipements placés en
« exclusion de rupture »
6
ou les études d’accidents n’ont fait l’objet d’une
expertise détaillée de l’institut de radioprotection et de sûreté nucléaire
(IRSN) pour le compte de l’ASN qu’après l’autorisation de création de
l’EPR.
L’insuffisance des études d’avant-projet détaillé au moment du
lancement du projet est responsable de nombreuses difficultés rencontrées
sur le chantier de construction de l’EPR de Flamanville 3 et de la sous-
évaluation des moyens à mobiliser.
L’ingénierie d’EDF a estimé ces moyens en extrapolant à partir de
ceux mis en
œ
uvre pour la construction des derniers réacteurs construits en
France (de type N4). Cette référence s’est révélée, comme en convient
EDF, « non pertinente et sous-évaluée, tant en termes de nombre
d’équipements (béton, ferraillage, tuyauteries, câbles), de difficulté de
réalisation sur site que de volume d'études et d’ingénierie
7
». Elle a conduit
l’exploitant, selon ses propres termes, à « sous-estimer très largement les
quantités réelles, la difficulté de réalisation due à la compacité accrue de
l’installation et à la structure renforcée du génie civil, et le volume
d’ingénierie nécessaire pour réaliser le dossier de sûreté et les études
détaillées
8
».
5
Document préparatoire au comité des engagements, EDF/DIPNN, 11 mai 2015.
6
L’exclusion de rupture est un très haut standard de qualité qui va au-delà de la
réglementation relative aux équipements sous pression nucléaires (ESPN). Comme
l’indique l’ASN, elle « implique un renforcement des exigences de conception, de
fabrication et de suivi en service de certains matériels. Ce renforcement doit être
suffisant pour considérer que la rupture de ces matériels est extrêmement improbable.
Il permet à l’exploitant de ne pas étudier intégralement les conséquences d’une rupture
de ces tuyauteries dans la démonstration de sûreté de l’installation » (cf.
infra
).
7
Compte-rendu du Conseil d’administration d’EDF, séance du 18 décembre 2012.
8
Ibid.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
29
Découvrant en cours de chantier l’ampleur des travaux à mener,
notamment en matière de génie civil, l’exploitant a été conduit
ponctuellement à les arrêter pour laisser à l’ingénierie le temps nécessaire
au traitement des difficultés rencontrées. L’augmentation des volumes de
matériaux entre les modèles N4 et EPR, est élevée : x 1,8 pour le volume
de béton, x 3,5 pour le tonnage d’acier, x 1,7 pour la longueur de la
tuyauterie et x 1,1 pour le volume des bâtiments. Les contrats passés par
EDF avec ses fournisseurs ne constituaient pas un cadre favorable à la
négociation des conditions de prise en charge des travaux supplémentaires
et des aléas. Pourtant, ceux-ci allaient prendre une importance dont on peut
mesurer l’ampleur en considérant les heures d’ingénierie consacrées au
projet, évaluées à 5 millions lors du lancement alors que 22 millions
d’heures seront finalement nécessaires.
Les conséquences du renforcement des exigences de sûreté et de
l’augmentation de la puissance de l’EPR (1 650 MW) sur la construction
du réacteur par rapport à ses prédécesseurs ont été sous-estimées : près de
4 500 modifications ont dû être apportées en cours de réalisation.
2 - Une durée initiale de construction irréaliste
La durée prévisionnelle de construction, entre le premier béton et la
mise en service de Flamanville 3, de 54 mois, était inférieure à la durée
moyenne de construction des réacteurs du parc français en exploitation.
Cette prévision était d’autant moins réaliste que l’EPR de Flamanville 3
était une tête de série et que la durée de construction de chacune des têtes
de série du parc électronucléaire français a été systématiquement
supérieure à la durée moyenne de construction des réacteurs suivants de la
même série. Le besoin d’apprentissage, ou de « réapprentissage » avancé
par EDF pour expliquer les dérives de planning du chantier, était
manifestement absent des réflexions des dirigeants de l’entreprise lors du
lancement du projet, alors qu’il aurait dû être anticipé et pris en compte
dans le calendrier prévisionnel de construction du réacteur,
a fortiori
s’agissant d’un réacteur dit de nouvelle génération.
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30
Graphique n° 1 : durée de construction des réacteurs têtes de série
(en mois)
Source : Cour des comptes d’après données EDF
Le temps de construction médian d’un réacteur dans le monde, sur
la période 1996 - 2000 a été de 121 mois et n’a jamais été inférieur, de 1986
à 1996, à 59 mois
9
. Cette sous-estimation patente de la durée de
construction du réacteur de Flamanville 3 n’est sans doute pas étrangère à
la volonté d’EDF d’afficher un temps de construction qui ne soit pas
significativement supérieur à celui qui était annoncé par Areva pour OL3.
Il s’agissait aussi de convaincre les pouvoirs publics et l’opinion publique
que la mise en service d’un premier EPR en France en 2012, permettrait de
lancer la construction d’EPR en série à partir de 2015 pour de premières
connexions au réseau en 2020, date à laquelle les centrales françaises les
plus anciennes atteindraient les quarante ans de durée de fonctionnement
prévus à leur conception. Ce raisonnement est exposé par le président
d’EDF dans une réunion du conseil d’administration d’octobre 2004, dans
laquelle il souligne que l’entreprise « doit tout mettre en
œ
uvre pour
procéder à cette construction dans les délais les plus courts
10
». Cette
volonté d’aller vite aura finalement contribué aux dérives du chantier.
9
Nuclear Power Reactors in the World
, Agence Internationale de l’Energie Atomique
(AIEA), 2018.
10
Compte-rendu du Conseil d’administration d’EDF, séance du 21 octobre 2004.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
31
Toutes les grandes étapes de construction du réacteur ont connu du
retard. Les difficultés du génie civil ont affecté le projet très tôt dans le processus
de construction, avec un impact sur l’ensemble du planning du projet
11
.
3 - Une prise de conscience tardive de la perte de compétences
techniques et de culture de qualité des industriels du secteur
Près des trois quarts des réacteurs nucléaires du parc français ont été
construits dans les années quatre-vingt. En 1981, pas moins de huit réacteurs
ont été raccordés au réseau. La filière industrielle s’est structurée en réalisant
plusieurs paliers de réacteurs caractérisés par leur homogénéité de
conception, tous construits à partir de la technologie américaine
Westinghouse de réacteurs à eau pressurisée (34 réacteurs de 900 MW,
20 réacteurs de 1 300 MW et quatre réacteurs de 1 450 MW). L’importance
des capacités installées pendant cette période, de même que la surestimation
de la demande électrique alors que l’économie française connaissait une
croissance plus faible qu’anticipée, expliquent le ralentissement puis l’arrêt
des constructions neuves au début des années 2000.
Le premier béton du réacteur français en service le plus récent
(Civaux 2) a été coulé en 1991. Ce réacteur a été raccordé au réseau en
décembre 1999 et mis en service industriel en 2002. Le premier béton du
réacteur de Flamanville 3 a été coulé en décembre 2007, soit 16 ans après
celui de Civaux 2 et 8 ans après l’achèvement de sa construction. La
construction d’Olkiluoto 3 a commencé en 2005, celle de Flamanville 3 en
2007, avant celles de Taishan 1 et 2, en 2009 et 2010. Seule la construction
des réacteurs chinois est aujourd’hui achevée.
11
La réalisation du radier a été reportée de près d’un an par rapport aux premières
estimations réalisées en juin 2004. La pose du dôme, qui devait intervenir en juillet
2009, est intervenue en juillet 2013. L’introduction de la cuve dans le bâtiment réacteur,
qui devait intervenir en janvier 2010, est intervenue en janvier 2014. Les essais à chaud,
dont le lancement était prévu initialement en juin 2011, ont débuté en février 2019.
Compte-tenu de la réparation des soudures de traversée envisagée, il est prévu que le
chargement du combustible (qui marque le passage du réacteur en phase d’exploitation
nucléaire), initialement prévu en octobre 2011, intervienne fin 2022, que le premier
couplage du réacteur au réseau et la production d’électricité commence dans les mois
suivants et que l’atteinte de 100 % de puissance nominale du réacteur, initialement
attendue en juin 2012, soit effective à l’été 2023 au plus tôt. Le délai de chargement du
combustible prévu par le décret n° 2007-534 du 10 avril 2007 autorisant la création de
l'installation nucléaire de base dénommée Flamanville 3, comportant un réacteur
nucléaire de type EPR, sur le site de Flamanville (Manche) a été reporté à avril 2024 au
plus tard par le décret 2020-336 du 25 mars 2020.
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COUR DES COMPTES
32
Si l’exploitation et la maintenance du parc en activité fournissent de
l’activité aux entreprises du secteur, les compétences mobilisées ne
recouvriraient que partiellement, selon EDF, celles nécessaires à la
construction de nouveaux réacteurs, tant pour la conception que la
fabrication. Même les travaux de « Grand carénage
12
» ne suffiraient pas à
maintenir les compétences nécessaires à la réalisation de nouveaux
réacteurs nucléaires, les problèmes posés par la conduite des grands
chantiers de construction et leur technicité étant très différents des chantiers
de maintenance.
Le diagnostic de la faiblesse des capacités industrielles de la filière
n’a été fait que tardivement
13
. Le besoin de requalifier les entreprises a fait
l’objet d’une insuffisante vigilance. Il aurait nécessité davantage
d’attention sur la qualification des procédés spéciaux à mettre en
œ
uvre,
compte-tenu des évolutions technologiques, et davantage de rigueur pour
s’assurer que les entreprises mandatées étaient bien en mesure de faire ce
qui était attendu d’elles.
Pour expliquer les déboires du chantier de Flamanville 3, EDF met
en avant la perte de compétences de ses sous-traitants et a indiqué, dans le
cadre du présent contrôle, que : « le choix fait de confier des contrats
d’ensemblier importants à certains fournisseurs (Areva NP,
General
Electric
) a mis en évidence la perte de compétence de ces acteurs dans la
conduite d’ensemble d’un tel lot, en matière de planning et de coordination
d’une part, en matière de maîtrise d’une vaste chaîne de sous-traitance
d’autre part
14
». Le maître d’ouvrage note également que « les entreprises
de la
supply chain
impliquées dans le chantier avaient perdu les
compétences nécessaires dans plusieurs domaines : la qualification
technique pour réaliser des activités à haut degré de technicité dans le
domaine de la fabrication comme dans celui du montage), la capacité à
12
Programme industriel de renforcement des installations de production d'électricité
nucléaire, visant à allonger la durée d'exploitation des centrales nucléaires au-delà de
quarante ans et à prendre en compte les dispositions de sûreté dites
post Fukushima
.
13
Le comité stratégique de la filière nucléaire a réalisé une enquête en 2014, publiée en
2016, dans laquelle les entreprises de la filière faisaient état de leur crainte de perdre
des compétences en raison du départ à la retraite de salariés, malgré un faible
turn-over
du personnel, de 3,7 % en moyenne (quatre fois et demie inférieur au taux de rotation
de la main d’
œ
uvre observé dans l’ensemble des entreprises françaises et 6,7 % dans
les grandes entreprises du secteur). Cette crainte était partagée par près de 78 % des
grandes entreprises et plus de 52 % des entreprises de taille intermédiaire. Cette même
enquête faisait état de difficultés de recrutement dans l’électronucléaire, les trois quarts
des grandes entreprises et grands groupes, y compris les entreprises exploitantes, ayant
des difficultés à recruter pour certaines spécialités, principalement pour trois d’entre-
elles : la robinetterie-chaudronnerie, la sûreté nucléaire et la mécanique.
14
Éléments produits par EDF dans le cadre du présent contrôle.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
33
maîtriser l’ensemble des processus de traçabilité des exigences requises par
la sûreté nucléaire, la perte globale de la culture de sûreté dans les domaines
qui avaient été peu utilisés pour la maintenance du parc en exploitation ».
En insistant sur la perte de compétence de ses prestataires et leurs
sous-traitants, EDF minimise ses propres responsabilités en tant que maître
d’ouvrage et maître d’
œ
uvre de Flamanville 3. Car, au-delà de la perte de
compétences techniques de certaines entreprises du secteur, c’est aussi la
capacité d’EDF à organiser et à contrôler des chantiers de cette ampleur
qui a fait défaut (cf.
infra
).
Dans le but de prévenir la répétition de ces difficultés, EDF a
présenté, en décembre 2019, un plan baptisé « Excell », destiné à
« permettre à la filière nucléaire d’atteindre le plus haut niveau de rigueur,
de qualité et d’excellence ». Ce plan repose sur le renforcement de la
qualité industrielle, des compétences et de la gouvernance des grands
projets nucléaires. Plusieurs de ses actions, comme « la révision en
profondeur de la relation clients - fournisseurs », « le suivi régulier des
projets en conseil d’administration », ou encore « le renforcement de la
qualification des procédés de fabrication et des outils de traçabilité pour les
opérations les plus sensibles
15
», font écho aux recommandations de la
Cour.
C - Une conduite de projet défaillante par EDF
et un suivi insuffisant par l’État
1 - Au sein d’EDF : un contrôle interne
et une organisation inadaptés
a) Le suivi défaillant du conseil d’administration d’EDF
Les décisions d’investissement d’EDF font intervenir, notamment,
le président-directeur général, le Comité exécutif (Comex), le Conseil
d’administration (CA) et le Comité des Engagements du Comité Exécutif
du Groupe (CECEG) qui est une émanation du Comex. Le président
dispose de très larges compétences puisqu’il a, sauf cas particulier,
compétence pour passer des marchés dont le montant est inférieur ou égal
à 350 millions d’euros.
15
Communiqué de presse relatif à la présentation du plan Excell, EDF, 13 décembre
2019.
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34
Si le rôle du conseil d’administration n’est pas de se substituer au
comité exécutif de l’entreprise, il lui revient de définir la stratégie du
groupe, de décider des principaux projets qui en découlent, de veiller à leur
mise en
œ
uvre et de régler, par ses délibérations, la bonne marche de
l’entreprise. Il doit également apprécier les risques opérationnels auxquels
l’entreprise est exposée.
Or, ce projet majeur a été rarement mis à l’ordre du jour du conseil
d’administration de l’entreprise. Ce dernier n’a été sollicité qu’au cours des
trois premières années du projet. Ensuite, il n’a plus été qu’informé, de
manière très irrégulière, du déroulement du chantier. En de rares occasions,
il a été appelé à délibérer sur des avenants à des marchés. L’EPR de
Flamanville 3 est évoqué une à deux fois par an, au plus, pendant ces quinze
dernières années. Il n’est inscrit en tant que tel à l’ordre du jour d’aucune
des réunions du conseil d’administration en 2011 et 2015. Le conseil
d’administration n’a été informé des augmentations successives du coût à
terminaison de la centrale qu’après que celles-ci ont été décidées ou
enregistrées et rendues publiques
16
. Il n’est pas appelé à les autoriser, sauf
pour quelques avenants à des marchés, et ne sollicite à aucun moment un
contrôle plus resserré, sauf une fois, le 5 novembre 2009, où le conseil
d’administration,
à
l’initiative
du
représentant
de
l’Agence
des
participations de l’État, imposera des conditions à la renégociation du
contrat avec Bouygues, entreprise chargée du génie civil. Les délais de
réalisation, passés de 54 mois à 187 mois, n’ont pas donné lieu à davantage
de débats. Les reports successifs de la date d’achèvement sont qualifiés par
la direction d’EDF « d’aléas normaux sur un chantier de ce type consistant
à réaliser une tête de série
17
». Cette explication semble suffire aux
administrateurs qui auraient pourtant pu demander des éclaircissements sur
la dérive des coûts de construction de la centrale, à défaut d’information
spontanée de la part de la direction.
16
Le conseil d’administration ne sera qu’informé des réévaluations du coût à
terminaison de la centrale les 29 juillet 2010, 18 décembre 2012, 21 novembre 2014 et
21 juin 2016. Les procès-verbaux ne font pas état de débats au sein du conseil
d’administration à l’occasion de ces informations successives qui porteront pourtant le
coût à terminaison de 3 milliards d’euros en 2004 et à plus de 12 milliards d’euros en
2019. Le 2 mai 2018, le conseil est informé d’un écart constaté sur les soudures du
circuit secondaire, parmi d’autres sujets, dans une déclaration d’ouverture de la réunion,
sans débat spécifique sur ce sujet. Le 25 juillet 2018, un communiqué de presse annonce
la réévaluation du coût du projet à 10,86 Md
. Le sujet est abordé brièvement en conseil
d’administration, le 30 juillet 2018. Il porte essentiellement sur les moyens d’éviter
qu’EDF ne supporte seule le surcoût constaté.
17
Compte-rendu du Conseil d’administration d’EDF, séance du 5 novembre 2009.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
35
b) Des messages d’alerte du comité d’audit à partir de 2008
non pris en compte par le conseil d’administration
Le comité d’audit, un des comités spécialisés émanant du conseil
d’administration d’EDF, signale, le 12 décembre 2008, un risque de dérive
des coûts et des délais, risque passé en zone rouge depuis le second
semestre 2007. Aux questions posées par le président du comité, la
direction répond que « la réalisation l’EPR a rencontré les aléas classiques
de tout grand projet complexe, réalisé qui plus est après un quasi moratoire
d’une quinzaine d’années. À ce titre ce n’est pas le chiffrage actuel
intégrant les résultats de l’analyse des risques, mais le maintien trop
prolongé de l’estimation initiale qui serait questionnable
18
».
La réunion du comité d’audit du 13 avril 2010 (portant sur le second
semestre 2009) clôt un « audit flash » avec réserves, après la décision de
l’ASN demandant d’arrêter le coulage du béton du chantier FLA3. Le
comité constate que les recommandations consécutives à l’audit ont été
mises en
œ
uvre (formation des personnels EDF et Bouygues à la culture de
sûreté, listage et suivi des activités concernées par la qualité sur le site,
renforcement de la surveillance exercée par EDF, amélioration du
traitement des fiches de non-conformité des prestataires) mais que
« toutefois, les difficultés perdurent malgré les mesures mises en
œ
uvre,
dans le cas présent sur la salle des machines
19
». Un retard de l’ordre de
18 mois est envisagé.
Ces messages d’alarme, lancés par le comité d’audit, ne donneront
pas lieu à débats au sein du conseil d’administration, ni à l’adoption de
mesures correctrices.
c) Un pilotage financier inadapté à l’ampleur du projet
Le projet fait l’objet de discussions régulières au sein du Comité
d’Engagements du Comité Exécutif (CECEG).
Les relevés de décisions du comité des engagements ne permettent
pas de reconstituer de manière claire les augmentations successives du coût
de construction de Flamanville 3. Les données sont exprimées, dans un
même tableau, et selon les postes de dépenses et les marchés, en euros
courants et en euros constants. Comme l’indiquent ces documents, « les
sommes des contrats en « M
base marché » sont indicatives car elles
additionnent des monnaies en base économique différente » ou encore « le
chiffre est indicatif car il repose sur une base monétaire non commune ».
En outre, le coût à terminaison détaillé par principaux marchés soumis au
18
Compte-rendu du Conseil d’administration d’EDF, séance du 12 décembre 2008.
19
Compte-rendu du Comité d’audit d’EDF, séance du 13 avril 2010.
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36
comité d’engagement ne porte que sur les contrats de plus de 50 M
; il ne
correspond pas au coût à terminaison « total », comprenant l’ensemble des
contrats, supérieurs et inférieurs à 50 M
. Durant la plus grande partie du
chantier, l’entreprise informe les membres du comité d’engagement (et
ceux du conseil d’administration) sur les coûts de FLA3 « par différence »,
sans donner une vision consolidée historique de ces évolutions. Il faut
attendre fin 2012 pour que l’entreprise estime les coûts sur la base du
« reste à faire », chiffre encore différent du coût à terminaison, car il ne
comprend ni les provisions pour aléas majeurs (ceux conduisant par
exemple à un allongement significatif du planning), ni les demandes
d’indemnisation et les réclamations. Durant les cinq premières années de
construction de l’EPR, les dépenses sont donc compilées, sans vision du
coût final. Ce n’est qu’à partir des réorganisations de l’organisation projet
de 2011, et surtout de 2015
20
, qu’un suivi plus régulier des dépenses du
chantier, de l’estimation du reste à faire selon les indicateurs d’avancement
physique (à partir de 2013), et une gestion centralisée des achats et des
contrats, ont été progressivement mis en place.
Dans ces conditions, le secrétaire général d’EDF déclarait en
novembre 2011 que « les contrats Areva et Bouygues présentent encore des
risques pouvant impacter les coûts du projet », et ajoutait que « les autres
contrats comportent aussi des risques mais qui ne sont pas de nature à
impacter les coûts globaux du projet
21
», alors même que ces « autres
contrats » ont connu, depuis, une augmentation de plus de 2,5 Md
2015
,
principalement due aux dérives de planning.
d) Des relations contractuelles qui aggravent la faiblesse
du pilotage technique du projet
EDF a conclu, pour la construction de FLA3, un nombre
significativement moindre de contrats que pour la réalisation des chantiers
précédents, de 700 à 750 contrats environ pour les réacteurs de 1 450 MW
du palier N4, à 150 contrats pour FLA3, dont 20 représentaient 80 % du
coût du projet lors de son lancement. Cette réduction du nombre de contrats
devait constituer pour EDF un facteur de simplification et d’économies.
Elle s’est accompagnée d’un accroissement du périmètre de responsabilité
de ses fournisseurs, sans pour autant diminuer le nombre d’intervenants,
20
À partir de cette date, le comité des engagements d’EDF examine les chiffres en euros
courants et constants avec un coût à terminaison exprimés en euros 2015 et les risques.
21
Relevé des décisions du comité d’engagement, EDF, 22 novembre 2011.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
37
sous-traitants de second, troisième voire quatrième rang, non liés
contractuellement avec EDF et que l’entreprise ne pouvait contrôler
22
.
Les contrats n’intégraient, à la signature, ni les aléas – pourtant
prévisibles compte-tenu du caractère de « tête de série » du réacteur – ni
les mécanismes incitatifs qui auraient permis de prendre en compte le
caractère incomplet du design. Sur ce point, EDF reconnaît, dans le cadre
du présent contrôle, que « les spécifications techniques et les principaux
contrats du projet Flamanville 3 ont été passés alors que les études
détaillées n’étaient pas encore réalisées, en privilégiant une base forfaitaire
(qu’elle soit par « bordereau de prix unitaire » ou globale) qui n’était pas
encore définie à l’époque ». La passation de contrats à durée fixe ou
déterminée, au forfait ou avec des bordereaux de prix unitaires, avec une
date butoir non corrélée à l'achèvement des prestations définies, faisait
supporter les risques au titulaire du marché, ce dernier étant considéré
comme « sachant technique ». Mais cette protection d’EDF s’est révélée
illusoire, même si les contrats précisaient que le titulaire « reconnaît avoir
pris connaissance des contraintes de toute nature à prendre en compte pour
l'exécution de ses travaux, et reconnaît les avoir intégrées sans restriction
dans ses prix forfaitaires et dans son planning » ou encore qu’ « il ne peut
en aucun cas prétendre à un supplément de prix par suite, soit
d’insuffisance de description, soit de difficulté d’accès ou d’organisation
dues aux particularités de la prestation ». Les fournisseurs n’ont pas, en
effet, été en mesure d’évaluer, en phase d’appel d’offres, l’ensemble des
22
Depuis 2017, le code de l’environnement prévoit, à ses articles R. 593-10 et suivants,
que pour garantir la maîtrise de la réalisation des activités importantes pour la protection
(AIP), l'exploitant d’une installation nucléaire de base limite, autant que possible, le
nombre de niveaux de sous-traitance. Les prestations de service ou de travaux définis à
l'article R. 593-13 du code de l’environnement ne peuvent être réalisées que par des
sous-traitants de premier ou de deuxième rang. Mais, alors que la notion d’exploitation
d’une installation nucléaire de base couvre toutes les activités relevant de l’exploitant
depuis la conception et la construction de l’installation, jusqu’à sa mise à l’arrêt définitif
et son démantèlement, en passant par son fonctionnement, et alors que les dispositions
législatives ou réglementaires relatives au recours à des prestataires et à la sous-
traitance en matière nucléaire sont en général applicables durant toute l’exploitation, la
limitation à deux du nombre de niveaux de sous-traitance est explicitement exclue pour
ce qui concerne les installations avant leur mise en service. La limitation juridique de
la « profondeur » de la sous-traitance à deux niveaux, spécifique au domaine nucléaire,
ne concerne donc pas la construction des réacteurs.
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COUR DES COMPTES
38
risques dans la mesure où la réponse aux appels d’offres s’est effectuée sur
des études insuffisamment détaillées
23
.
EDF convient s’être « trouvé dans l’obligation de notifier des
avenants successifs aux principaux contrats, au fur et à mesure du
déroulement des études, afin de traiter notamment les modifications de
périmètre, de quantités, la mise en
œ
uvre de modes opératoires spécifiques
et les études complémentaires
24
. ». L’ampleur des évolutions du projet a
contraint l’entreprise à renégocier avec ses fournisseurs, faute de quoi le
chantier se serait interrompu. Cette renégociation a parfois comporté des
dispositions liant plus étroitement la rémunération du fournisseur aux
conditions d’exécution du contrat. Ce fut le cas de l’avenant au contrat
passé avec Bouygues Construction en novembre 2009
25
. Le résultat fut
cependant limité au regard de l’augmentation du coût de ce contrat
(+ 871,5 M
, sur la base de sept avenants). Les mécanismes destinés à
appliquer une matrice des risques commune au client et au fournisseur,
dans le respect des règles de la commande publique, n’ont pas été mis en
œ
uvre
26
.
EDF a surestimé ses compétences de pilotage de chantier et ne s’est
organisée que très tardivement pour y faire face. L’ingénierie du projet a
été dispersée notamment entre le CNEN (Centre National d’Équipement
Nucléaire), SOFINEL (dont le capital est détenu à 55 % par EDF et 45 %
par Framatome), le CNEPE (Centre National d’Équipement et de
Production d’électricité). EDF, qui se définit comme architecte ensemblier,
n’a pas organisé en son sein de façon claire la distinction entre les fonctions
de maître d’ouvrage et de maître d’
œ
uvre. Aucune instance ne se trouvait
donc chargée de veiller au respect des objectifs et du cadre technique et
financier du projet. Ce n’est qu’en 2015 qu’est constituée une équipe projet
dédiée dirigeant le chantier
in situ
et séparant la responsabilité du projet de
l’ingénierie. Dans son rapport sur la construction de l’EPR de Flamanville,
23
Selon l’entreprise Bouygues Construction, la réponse à l’appel d’offre sur le génie
civil principal s’est faite sur la base de plans guides pour lesquels le
detail design
du
ferraillage n’était pas réalisé (il a été réalisé par le prestataire lui-même), pas plus que
celui de la pose des platines, et le
detail design
du coffrage était réalisé à 10 % à 15 %.
24
Document préparatoire au comité des engagements, EDF/DIPNN, 11 mai 2015.
25
Le plafond des pénalités est passé de 10 % pour le contrat initial (325 M
) à 14 % du
montant projeté en 2009 (580 M
) et le plafond absolu de pénalités est passé de 54 à
80 M
.
26
Dans une note sur les difficultés résultant des pratiques contractuelles appliquées aux
marchés associés à la filière nucléaire, l’entreprise Bouygues Construction recense
quatre méthodes de partage équilibré des risques et des gains entre commanditaire et
prestataire, dont certaines sont, selon elle, utilisées pour des contrats du Grand Paris.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
39
M. Jean-Martin Folz relève d’ailleurs que « ce n’est que très
progressivement que l’équipe en charge du projet a été dotée de moyens et
de méthodes cohérents avec l’ampleur de la tâche
27
», ce que la Cour a
également constaté.
2 - Des réactions des administrations tardives,
rares et par trop rassurantes
Aucune des notes produites par l’agence des participations de l’État
entre 2004 et 2019 ne fait état d’inquiétude ou de questionnement de l’APE
sur le projet, son coût, ses dérives successives et les risques qu’il comporte
pour EDF et par voie de conséquence pour l’État. Le réalisme de
l’évaluation des coûts et des délais du projet n’a pas été mis en doute ni
évalué, pas plus que les dérives successives n’ont fait l’objet d’analyses
internes à l’APE. Les procès-verbaux du conseil d’administration d’EDF
ne font état que d’une seule intervention du gestionnaire des participations
de l’État sur ce projet, à propos du premier avenant au contrat passé avec
Bouygues. Par la suite, les dérives successives du coût à terminaison du
projet ne susciteront plus aucune réaction des représentants de l’APE au
conseil d’administration d’EDF. Y compris sur les questions de défauts de
qualité, l’actionnaire apparaît comme un spectateur d’événements dont il
ne semble avoir connaissance que par voie de presse. Et si le commissaire
aux participations de l’État est intervenu lors d’une réunion du conseil
d’administration d’EDF suite à la décision de l’ASN sur les soudures de
traversée
28
, ce n’est que tardivement au regard des dérives successives
rencontrées sur le chantier. L’agence des participations de l’État affirme
vouloir désormais être attentive au suivi de la mise en
œ
uvre des actions
d’EDF pour répondre aux exigences de qualité et de gestion des projets.
Elle indique également exiger des rapports plus fréquents sur le
déroulement des projets EPR.
27
Rapport au président-directeur général d’EDF, « La construction de l’EPR de
Flamanville », M. Jean-Martin FOLZ, octobre 2019.
28
Lors du conseil d’administration du 20 juin 2019, le commissaire général aux
participations de l’État a souligné la gravité de la situation et les impacts majeurs d’un
nouveau retard pour l’ensemble de la filière nucléaire française.
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COUR DES COMPTES
40
Les notes de la direction générale chargée de l’énergie
29
, dont
l’organisation, le rattachement ministériel et les conditions de participation
au conseil d’administration
30
ont été modifiés après le lancement du projet
de Flamanville, ne comportent pas davantage de signaux d’alerte à
l’intention des ministres, ou d’analyses critiques de la conduite du chantier
de Flamanville 3 par EDF. Interrogée sur le fondement de son avis
favorable à la construction de l’EPR, la DGEC fait valoir que, dans la
mesure où la construction de Flamanville 3 était conforme à l’orientation
de la loi du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la politique
énergétique,
31
elle y était favorable, et s’en était remise à l’évaluation
technique et économique de l’entreprise publique.
De même, dans une note du 9 décembre 2008, le directeur général
de l’énergie et du climat reprend à son compte les perspectives de
construction des industriels, sans prise de distance
32
. Dans cette même
note, il indique qu’« un glissement du coût de l’EPR n’est pas
nécessairement le révélateur d’un dérapage de chantier mais peut résulter
d’une offre commerciale mal estimée. » Il ajoute que « les difficultés
rencontrées à Olkiluoto et à Flamanville ne sont ainsi pas aberrantes alors
qu’il s’agit d’un nouveau réacteur dans un secteur qui a connu près d’une
décennie d’absence d’activité de chantier ».
Il ne prend pas davantage la mesure des problèmes un an plus tard,
puisqu’il indique, dans une note datée du 25 novembre 2009 consacrée aux
multiples difficultés rencontrées dans la conduite du chantier de
Flamanville 3, que : « l’administration ne peut apporter des éléments
complémentaires à ceux apportés par EDF, qui reste le seul porteur du
projet. L’enjeu majeur pour l’entreprise est celui de la communication,
adressée en premier lieu au marché, les informations et les prévisions
relatives à l’avancement et au coût du chantier. La marge d’ambiguïté
29
La direction générale de l’énergie et des matières premières (DGEMP) relevait du
Ministre chargé de l’industrie. En 2008, lui a succédé la direction générale de l’énergie
et du climat (DGEC), qui relève du Ministre chargé de l’énergie (MTES actuellement).
30
La direction générale chargée de l’énergie a d’abord disposé du statut de représentant
de l’État en tant qu’administrateur tout en ayant un rôle de contrôle de l’activité
nucléaire d’EDF et de mise en
œ
uvre de la politique énergétique. C’est en 2012 qu’elle
a bénéficié d’un poste de commissaire du gouvernement au sein du CA d’EDF.
31
À savoir, disposer, vers 2015, d'un réacteur nucléaire de nouvelle génération
opérationnel permettant d'opter pour le remplacement de l'actuelle génération.
32
Il évoque, pour le groupe Areva, la prise de commande de 48 EPR et 13 ATMEA (il
s’agit de réacteurs de 1 000 MW issus de la collaboration avec Mitsubishi) « avant
2020 » et pour EDF, l’exploitation « de 10 EPR » à cette même date. En réalité, sur les
52 réacteurs envisagés, Areva n’aura vendu qu’un seul EPR, lequel n’est pas encore en
service.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
41
qu’EDF a souhaité conserver, notamment sur les délais, ne peut être remise
en cause, au-delà des doutes que chacun peut concevoir, que par
l’entreprise elle-même ». Il conclut que « les nombreux aléas qui ont été
rencontrés, ce qui est d’ailleurs naturel sur un chantier de cette ampleur,
ont conduit à des réactions adaptées de la part d’EDF qui ont permis de
garder la maîtrise du projet ».
De son côté, la direction générale du Trésor a indiqué à la Cour
n’avoir pas réalisé d’évaluation de l’intérêt économique du projet. Les
notes qu’elle a produites pendant l’instruction portent exclusivement sur le
soutien proposé par les autorités françaises, sous forme de garantie de
crédit, aux projets d’exportation de l’EPR (il en est rendu compte
infra)
.
Des décisions du pouvoir politique insuffisamment éclairées
par les administrations de tutelle
Les principales décisions relatives au nucléaire civil et militaire sont
prises par le Président de la République, depuis le début de la cinquième
République. Elles sont normalement préparées par le Conseil stratégique de
la filière nucléaire, qui rassemble tous les acteurs de la filière, et sont prises
au sein du Conseil de politique nucléaire, créé par un décret du 21 avril 2008
dans le but d’affirmer l’ambition internationale du secteur nucléaire français
et l’appui politique dont il bénéficie.
En réalité, les réunions de ce Conseil sont assez rares et servent
surtout à officialiser des décisions. Notamment, le 8 février 2012, le Conseil
de politique nucléaire a décidé la prorogation de la durée de vie des centrales
françaises au-delà de 40 ans et la construction d’un deuxième EPR à Penly
(Seine-Maritime). Le 28 septembre 2012, il a décidé que seul l’EPR de
Flamanville serait mis en service pendant le quinquennat, en même temps
qu’il confirmait la fermeture de la centrale de Fessenheim et la réduction de
la part du nucléaire à 50 % de la production d’électricité en 2025.
Dans ce contexte, il n’est pas établi que les administrations de tutelle
réalisent un travail d’instruction technique suffisamment approfondi pour
éclairer les décideurs politiques.
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COUR DES COMPTES
42
II - Une succession de défauts mettant en cause
la culture de la qualité de la filière industrielle
A - Une absence préjudiciable de dialogue technique
entre EDF et ses prestataires et de trop nombreuses
modifications apportées en cours de chantier
1 - Un manque de comportements collaboratifs
La qualité insuffisante du dialogue technique entre EDF et ses
prestataires explique une partie des difficultés rencontrées. Une
communication déficiente entre les équipes d’EDF et celles de ses
sous-traitants a nui à la conduite d’un chantier qui suppose une forte
imbrication des activités et des prestations des uns et des autres.
M. Jean-Martin
Folz
évoque
dans
son
rapport
des
« relations
insatisfaisantes » entre EDF et les entreprises et un manque d’« atmosphère
collaborative ». Les relations entre EDF et ses fournisseurs ont été
dysfonctionnelles et ont eu des conséquences importantes.
La rivalité entre Areva et EDF a contribué à une mauvaise
transmission
de
certaines
spécifications
techniques
relatives
aux
équipements sous pression nucléaire. Par la suite, l’hostilité larvée ou
déclarée entre les équipes d’Areva NP et d’EDF n’a pas permis la
résolution rapide des difficultés rencontrées sur les soudures de traversées
(voir
infra
).
2 - Les difficultés de réalisation du génie civil
a) Une relation contractuelle compliquée entre EDF
et la société Bouygues TP
La relation contractuelle a été compliquée avec la société Bouygues
TP chargée des travaux du génie civil
33
. L’insuffisance des études
détaillées au début du chantier, puis le dialogue altéré avec Bouygues ont
entraîné une augmentation de la durée de réalisation du génie civil ainsi
33
L’entreprise Bouygues TP a été la société titulaire du marché de génie civil principal
(contrat YR2201). La signature du marché est intervenue en septembre 2006.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
43
qu’un fort dépassement du budget de départ. Eu égard à la durée des
prestations (10 ans) et aux difficultés rencontrées sur le chantier, la
direction du projet de Flamanville a d’ailleurs décidé de formaliser un
retour d’expérience
34
avec l’entreprise en septembre 2017.
En raison de la sous-estimation initiale des travaux à réaliser, les
opérations ont nécessité un réajustement complexe des calculs de
dimensionnement d’équipements.
Il en est résulté une augmentation corrélative du nombre de
personnels exécutants et compagnons devant être mobilisés par la société.
Il a fallu recruter en cours de chantier de la main d’
œ
uvre en volume
suffisant, notamment pour monter les armatures, du fait du très fort
accroissement des ratios de ferraillage (la densité de ferraillage est passée
de 180 kg par m
3
à 255 kg par m
3
).
Au total, la durée de réalisation du génie civil, qui devait être de
20 mois, a été de 70 mois
35
. EDF a partiellement réussi à limiter l’impact
de ces retards sur la durée globale de réalisation du projet en faisant
démarrer les travaux électromécaniques en parallèle à ceux du génie civil
et en accélérant d’autres activités venant en aval du génie civil.
b) Des alertes en termes de qualité industrielle
Les difficultés n’ont pas été seulement économiques, mais
également industrielles. Dès avril 2008, des fissures ont été constatées dans
le radier de l’îlot nucléaire
36
. En juin 2008, l’ASN a demandé à EDF de
suspendre les opérations de coulage de béton des ouvrages importants pour
la sûreté ; la reprise conditionnelle a été autorisée à la fin du mois. En
janvier 2010, l’autorité de sûreté a demandé que les méthodes de traitement
du bétonnage fassent l’objet d’une qualification complète. En juillet 2011,
une inspection de l’autorité de sûreté a permis de constater que le
remplissage en béton des coffrages des parois de la piscine du bâtiment
combustibles n’était que partiel, laissant apparaître des nids de cailloux et
des cavités en plusieurs endroits. Ces écarts de qualité ont ensuite été
résorbés, et finalement la qualité des opérations réalisées n’a pas été remise
en cause par EDF ou par l’ASN.
34
Le retour d’expérience comporte un compte-rendu des échanges entre EDF et
Bouygues TP, qui se sont tenus les 26 et 27 septembre 2017.
35
La durée de mise en
œ
uvre du chantier entre le bétonnage du radier et le pose du
dôme s’est étalée sur 68 mois.
36
La coulée avait été réalisée du 3 au 5 décembre 2007.
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COUR DES COMPTES
44
c) Des exigences redondantes et incohérentes
Les prévisions faites par EDF au moment des études détaillées ont
été établies par rapport à une référence antérieure avec 50 % de béton de
plus que pour la tranche N4. Elles se sont avérées insuffisantes. Cette erreur
initiale n’a pas permis une bonne prise en compte par EDF comme
Bouygues de la complexité et de la spécificité de la construction d’un
EPR
37
. Une préparation plus fine des études détaillées aurait dû conduire
les deux entreprises à prévoir dès le départ des moyens plus importants, des
ressources humaines et techniques plus conséquentes et une mobilisation
plus rapide des moyens de levage.
3 - De trop nombreuses modifications apportées
en cours de chantier
En construction depuis septembre 2007, l’EPR 3 de Flamanville a
connu de nombreux déboires, ralentissant le cadencement normal des
différentes étapes industrielles du chantier, et obligeant, dans certains cas,
à l’arrêter, pour des raisons industrielles, techniques et/ou réglementaires
38
.
a) Le défaut de conception initiale du système de contrôle-commande
Le système de contrôle-commande est constitué de l’ensemble des
systèmes qui, dans une installation nucléaire, permettent d’effectuer
automatiquement des mesures et d’assurer des fonctions de régulation ou
de protection. Celui du réacteur de Flamanville 3 comprend deux plates-
formes associées
39
.
37
Une fois les erreurs des études initiales identifiées puis corrigées, les opérations de
génie civil ont finalement permis le respect de ce très haut niveau d’exigence.
38
Le cadre réglementaire applicable en France est essentiellement défini par l’arrêté
INB du 7 février 2012, définissant un référentiel d’exigences applicables aux
installations nucléaires de base s’inspirant des standards émis par l’AIEA et des niveaux
de référence WENRA. À ces exigences s’ajoutent celles de directives européennes
transcrites en droit français, telles que l’arrêté relatif aux équipements sous pression
nucléaires (ESPN). Les équipements des réacteurs à eau sous pression (REP) français
sont conçus, fabriqués et exploités à partir des codes édités par l’association AFCEN :
le RCC-M pour les matériels mécaniques ou le RCC-E pour les matériels électriques.
Les codes de l’AFCEN sont rédigés à partir de normes et exigences de la réglementation
technique générale et prennent en compte la bonne pratique industrielle. L’ASN suit la
conformité aux exigences réglementaires des codes de l’AFCEN.
39
Il s’agit de la plateforme Téléperm XS spécifiquement développée pour l’industrie
nucléaire et dédiée aux fonctions de protection du réacteur en situation d’incidents ou
d’accidents et de la plateforme SPPA T2000 d’origine industrielle classique, utilisée
pour des fonctions liées au fonctionnement normal du réacteur et pour certaines
fonctions de protection du réacteur, en situations d’incidents ou d’accidents.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
45
Le 15 octobre 2009, l’ASN a indiqué à EDF que la sûreté de la
plateforme SPPA T2000 n’était pas démontrée, l’autorité de sûreté
demandant
à
EDF
d’apporter
des
éléments
de
justification
complémentaires. Le 22 octobre 2009, les trois autorités de sûreté nucléaire
de Finlande (STUK), de France (ASN) et du Royaume-Uni (ONR,
anciennement HSE) ont rendu publique une déclaration concernant le
réacteur EPR et demandant aux exploitants (EDF en France) et au fabricant
(Areva) de revoir le système de contrôle-commande du réacteur de l’EPR.
La critique portait sur l’absence d’indépendance des deux systèmes chargés
d’assurer, d’une part, le contrôle (c’est à dire le bon fonctionnement du
réacteur en situation normale) et, d’autre part, la sûreté (c’est-à-dire le
maintien du contrôle du réacteur en situation anormale ou accidentelle).
Le système de sûreté doit pouvoir pallier une défaillance du système
de contrôle et doit être, par conséquent, totalement indépendant de celui-ci.
Les trois autorités ont considéré que l’EPR ne satisfaisait pas à cette
exigence d’indépendance entre les deux systèmes. Le sujet a été abordé lors
d’une réunion du CA d’EDF le 5 novembre 2009. EDF a finalement mis
en
œ
uvre la modification de l’architecture du contrôle-commande
demandée par l’ASN visant à en améliorer la robustesse, en avril 2012,
après qu’EDF et l’ASN sont parvenues à un accord sur un nouveau système
de contrôle
40
.
b) Les défauts de fabrication du pont polaire
En décembre 2011, des défauts ont été constatés sur les consoles du
pont polaire qui domine le bâtiment réacteur et permet de manipuler toutes
les charges lourdes. L’importance des défauts constatés, après l’installation
de la totalité des consoles dans le bâtiment, conduira EDF à les faire
déposer et à en fabriquer de nouvelles
41
.
40
La présentation faite en conseil d’administration ne rendait compte que très
imparfaitement des difficultés réelles rencontrées par l’entreprise dans la réalisation de
cet élément essentiel du fonctionnement de l’EPR (voir développements plus haut dans
le présent rapport sur le rôle du CA).
41
D’autres difficultés sont apparues en cours de chantier s’agissant du pont polaire. En
octobre 2013, à l’occasion d’un essai du chariot de 320 tonnes qui circule sur le pont
polaire du bâtiment réacteur, la chute d’une pièce a ainsi entraîné la dégradation du liner
qui recouvre la paroi de la première enceinte du bâtiment réacteur.
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46
B - Les anomalies de la cuve du réacteur ayant nécessité
une décision de l’ASN
1 - Les défauts détectés
La cuve
42
, qui contient le réacteur et le combustible nucléaire, est
bien sûr un élément essentiel de l’EPR. Elle constitue également la
deuxième barrière de confinement des éléments radioactifs
43
. Son intégrité
doit donc être assurée et justifiée dans toutes les situations de
fonctionnement normal, « incidentel » et accidentel du réacteur, pour toute
la durée de son exploitation.
a) La réglementation applicable
La question de la réglementation applicable revêt une importance
majeure pour les différents acteurs industriels au premier rang desquels EDF,
Framatome et ses sous-traitants, qui doivent respecter des codes et règles
stricts en matière de fabrication des équipements sous pression nucléaire.
Framatome a notamment insisté auprès de la Cour sur la difficulté technique
qui a découlé de changements de réglementation en ce domaine.
S’agissant de la cuve, les données étaient les suivantes : la cuve est
un équipement de niveau N1, soit le plus important pour la sécurité. Au
moment de sa fabrication, la réglementation applicable était constituée :
du décret du 13 décembre 1999 relatif aux équipements sous pression,
42
La cuve est constituée de deux types de pièces : les viroles, qui constituent la partie
cylindrique de la cuve et les calottes, qui en forment les parties inférieures (le fond) et
supérieures (le couvercle). Les calottes sont des pièces bombées de forte épaisseur.
Contrairement à d’autres équipements du circuit primaire, comme les générateurs de
vapeur ou les couvercles de cuve, le remplacement d’un corps de cuve n’est pas une
opération qui peut être envisagée par l’exploitant après la mise en service du réacteur.
La durée de fonctionnement de la cuve conditionne donc directement celle de
l’installation toute entière.
43
La première est la gaine des assemblages de combustibles et la troisième l’enceinte
de confinement.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
47
de l’arrêté du 12 décembre 2005
44
relatif aux équipements sous pression
nucléaires, dit « arrêté ESPN » (arrêté relatif aux équipements sous
pression nucléaire)
45
.
Depuis 2005, la réglementation a renforcé les exigences de contrôle
et de justification adressées aux fabricants d’équipements sous pression
nucléaires, et les analyses de risques, les méthodes de qualification et les
contrôles ont été étendus. Ce n’est toutefois qu’en 2009 puis 2011 que le
processus de qualification technique au sens de l’arrêté ESPN de 2005 a
été clarifié entre l’ASN et le fabricant. Mais, comme le font remarquer à la
fois l’ASN et Framatome dans le cadre du présent contrôle, la conformité
de la cuve du réacteur a été évaluée en application de nouveaux textes
46
,
dont l’arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression
nucléaires, lequel comporte un article 9 qui a introduit une possibilité de
dérogation en cas d’écart, inexistante auparavant.
b) La constatation d’écarts en termes de qualité
En l’occurrence, des zones de ségrégation carbone excessive
conduisant à des valeurs de résilience inférieures à 60 Joules (valeur de
référence de l’arrêté ESPN) ont été détectées dans le couvercle de la cuve
du réacteur de Flamanville 3. Ces zones de concentration excessive de
carbone réduisent la résistance de l’acier aux sollicitations thermiques et
mécaniques auxquelles il est exposé.
Un débat technique et juridique s’est noué autour de cette question.
44
L’arrêté du 12 décembre 2005 comportait des dispositions transitoires au titre
desquelles l’arrêté du 26 février 1974, relatif à la construction du circuit primaire
principal des chaudières nucléaires à eau, aurait pu s’appliquer à la fabrication de la
cuve du réacteur EPR mais l’exploitant et le fabricant ont décidé d’appliquer les
dispositions de cet arrêté de 2005.
45
Selon cet arrêté, la cuve est un équipement de niveau N1, le matériau doit être
suffisamment ductile et tenace. Ces exigences sont respectées si le matériau présente
les propriétés suivantes : pour ce qui concerne la ductilité, une valeur d’allongement au
moins égale à 20 % à une température de 20°C après rupture dans un test de traction ;
pour ce qui concerne la résilience : une énergie de flexion par choc au moins égale à
60 Joules à 0 °C.
46
La section 12 du chapitre VII du titre V du livre V du code de l’environnement et
l’arrêté du 30 décembre 2015 relatif aux équipements sous pression nucléaires qui a
remplacé l’arrêté précité de 2005 pour la partie relative à la fabrication de nouveaux
équipements.
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48
En 2014, Areva a mené des essais sur un couvercle similaire à celui
de l’EPR de Flamanville 3. Les résultats confirmèrent la présence d’une
zone présentant une concentration importante en carbone conduisant à des
valeurs de résilience métallique plus faibles qu’attendues.
L’ASN a rendu publique le 7 avril 2015 une anomalie de la
composition de l’acier dans certaines zones du couvercle et du fond de la
cuve, après avoir été informée, par Areva, de résultats d’essais mécaniques
réalisés sur une calotte, issue de la même pièce ayant permis de forger le
couvercle de cuve du réacteur EPR de Flamanville, inférieurs à la valeur
de référence mentionnée par la réglementation.
Dans sa lettre du 14 décembre 2015 au président d’Areva, le
Président de l’ASN écrit que le dossier de qualification technique présenté
pour les calottes du fond et du couvercle de la cuve montre que « le risque
d’hétérogénéité dû aux ségrégations majeures positives résiduelles,
phénomène métallurgique connu, a été mal apprécié et ses conséquences
mal quantifiées. » Il considère que « l’exigence de qualification technique
n’est pas respectée (pour le couvercle et le fond de la cuve) et que [EDF]
n’a pas fait le choix de la meilleure technique. » De leur côté, les équipes
d’EDF semblent considérer, à ce moment-là, qu’il ne peut y avoir de
véritable « plan B » et que le démarrage du réacteur étant prévu pour 2018,
il sera impossible de retirer ces pièces ou de les remplacer.
2 - L’application d’un régime dérogatoire pour sortir
d’une situation difficile
Le décret du 1
er
juillet 2015 (décret n° 2015-799) et son arrêté
d’application du 30 décembre 2015 publié le 3 janvier 2016 relatif aux
équipements sous pression nucléaires, dont font partie les cuves des
réacteurs, ont créé un régime dérogatoire à l’application des règles de
conformité des équipements sous pression nucléaires. L’article 9 de l’arrêté
dispose
qu’en
application
de
l’article
L. 557-1-3
du
code
de
l’environnement, en cas de « difficulté particulière », et sur demande
dûment justifiée, assurant notamment que les risques sont suffisamment
prévenus ou limités, l’ASN peut, par décision prise après avis de la
Commission centrale des appareils à pression, autoriser l’installation, la
mise en service, l’utilisation et le transfert d’un équipement sous pression
nucléaire ou d’un ensemble nucléaire n’ayant pas satisfait à l’ensemble des
exigences des articles L. 557-4 et L. 557-5 du code de l’environnement, du
chapitre VII du titre V de la partie réglementaire du code de
l’environnement et du présent arrêté.
Sans ce régime dérogatoire, il n’aurait pas été possible à l’ASN
d’autoriser la mise en service du couvercle de cette cuve.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
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49
Le 9 octobre 2018, l’ASN a autorisé la mise en service et l’utilisation
de la cuve du réacteur de Flamanville, sous réserve de la réalisation d’un
programme d’essais de suivi du vieillissement thermique sur l’acier de la
ségrégation majeure positive résiduelle du carbone et de contrôles
spécifiques lors de l’exploitation de l’installation
47
. Si les résultats de ce
programme d’essai ne sont pas satisfaisants, EDF devra changer le
couvercle de la cuve d’ici la fin de 2024.
La fixation de cette échéance s’explique par le délai nécessaire à la
réalisation d’un nouveau couvercle, l’ASN ayant considéré que le maintien
transitoire du couvercle de la cuve pendant cette période n’affectait pas la
sûreté du fonctionnement du réacteur
48
.
À cet effet, l’ASN a vérifié et fait vérifier
a posteriori
la qualité
métallurgique des pièces concernées. Elle a, ce faisant, dû entrer dans un
processus de discussions avec l’exploitant, inhabituel pour une autorité de
sûreté puisque cela l’a conduit à valider une situation de non-conformité à
la réglementation initiale.
Enfin, après la découverte de défauts sur le couvercle et le fond de
la cuve du réacteur, l’ASN a demandé l’examen de tous les composants
forgés par Creusot Forge destinés à l’EPR de Flamanville, ce qui a abouti
à la découvertes de dossiers de contrôle à ce jour contestés
49
.
47
La faisabilité de ces contrôles n’est pas aujourd’hui acquise pour le couvercle en l’état
des connaissances actuelles. Seuls des robots pourraient éventuellement permettre
d’effectuer des tests au milieu de la « forêt » qui occupe la partie supérieure du
couvercle. Pour cette raison l’ASN a limité à fin 2024 l’utilisation du couvercle
actuellement installé.
48
Compte-tenu de l’incertitude sur la date du démarrage du réacteur, l’ASN aurait pu
fixer un délai correspondant non à une date limite mais à un délai maximal
d’exploitation, mais elle a considéré que dès qu’un nouveau couvercle pouvait être
installé, il convenait d’y procéder sans délai.
49
L’ASN a demandé que la période de vérification remonte davantage dans le temps
afin d’avoir une vision exhaustive de la situation. Les dossiers de contrôle de 20 pièces
forgées par Creusot Forge et destinées à l’EPR de Flamanville font actuellement l’objet
d’une information judiciaire ouverte en 2019 par le parquet de Paris pour plusieurs
infractions, visant notamment la mise à disposition sur le marché, l'installation et la
mise en service d'un équipement à risques ne satisfaisant pas aux exigences essentielles
de sécurité, l’usage de faux en écriture et la mise en danger d’autrui.
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COUR DES COMPTES
50
C - Un dysfonctionnement grave dans la gestion
du chantier : la question des soudures mal réalisées
1 - Un choix du constructeur EDF : le principe d’exclusion
de rupture pour certaines tuyauteries
L’exclusion de rupture correspond à un renforcement apporté par le
fabricant dans la conception, la fabrication et le suivi en service de
matériels visant à rendre extrêmement improbable leur rupture. Cette
démarche a conduit à des demandes de spécifications techniques allant
au-delà du code de construction RCC-M sur lequel le fabricant s’appuie
pour démontrer le respect de ces règles.
Si elle a pris une grande importance dans le cas du chantier de l’EPR
de Flamanville, cette notion n’est pas nouvelle : une démarche équivalente
à celle de l’exclusion de rupture est appliquée depuis plusieurs dizaines
d’années sur une partie des lignes vapeur principale extérieures à l’enceinte
des réacteurs à eau sous pression (démarche dite de tronçons protégés) : les
ruptures sur ces tronçons sont
a priori
exclues dans la démonstration de
sûreté, compte tenu de l’impossibilité de définir des dispositions
permettant d’en gérer l’occurrence. Il en va de même de la cuve du réacteur.
Le choix de la mise en
œ
uvre du principe d’exclusion de rupture
pour certaines tuyauteries a été retenu par EDF pour le chantier de l’EPR
de Flamanville, mais n’a pas été fait par Areva s’agissant du chantier
d’OL3 en Finlande. Ceci explique la présence à Olkiluoto de systèmes
anti-débattements qui correspondent à la notion de fuite avant rupture (la
rupture est dans ce cas une hypothèse qui n’est pas écartée et le fabricant
cherche à en limiter les effets néfastes en termes de sûreté).
L’ASN définit l’exclusion de rupture comme « un renforcement des
exigences de conception, de fabrication et de suivi en service de certains
matériels. Ce renforcement doit être suffisant pour considérer que la
rupture de ces matériels est extrêmement improbable ». En conséquence,
l’exploitant a le droit « de ne pas étudier intégralement les conséquences
d’une rupture de ces tuyauteries dans la démonstration de sûreté de
l’installation. » La conséquence est que l’exploitant peut alors s’exonérer
de certaines études de sûreté qui seraient longues et coûteuses.
Quant à l’IRSN, il définit la notion de composants dits « non
ruptibles » dans les termes suivants : « Si des dispositions peuvent être mises
en place afin de limiter les conséquences de la plupart des ruptures, dans
l’état actuel des connaissances et des techniques disponibles, la rupture de
certains récipients ne peut pas faire l’objet de dispositions, raisonnables et
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OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
51
dont l’efficacité peut être démontrée, de limitation des conséquences qui
permettraient de rendre ces conséquences compatibles avec les objectifs de
sûreté retenus pour les installations correspondantes. L'effort porte alors sur
l'amélioration de la prévention des événements correspondants pour,
in fine
,
permettre de les « exclure ». Il apparaît nécessaire que la rupture soit rendue
extrêmement improbable avec un haut degré de confiance moyennant le
respect d’exigences renforcées de conception, de fabrication et de
surveillance » (IRSN démarche de sûreté 2019).
Les expressions « extrêmement improbable » et « haut degré de
confiance » sont susceptibles de donner lieu à d’éventuelles divergences
d’interprétation. C’est pourquoi il importe que la traduction scientifique et
technique du concept d’exclusion de rupture soit consignée dans des guides
et des référentiels précis et incontestables.
Pour que cette démarche soit acceptable, il importe en outre que la
qualité des contrôles sur le « haut degré de confiance » pouvant être
accordé aux installations soit également irréprochable. La difficulté
potentielle résulte d’un hiatus entre des exigences extrêmement élevées
« sur le papier » et une réalisation de moindre qualité, conduisant en
définitive à un processus de négociations entre l’exploitant et l’autorité de
sûreté, peu satisfaisant sur le plan des principes.
2 - Une information tardive par EDF des anomalies constatées
sur les soudures
a) Les tuyauteries en cause
Les lignes principales d’évacuation de la vapeur (« lignes vapeurs
principales ») sont des tuyauteries transportant la vapeur sous pression,
produite dans les générateurs de vapeur, vers la turbine
50
. Il s’agit
d’équipements soumis à la réglementation des équipements sous pression
nucléaires. EDF a mis en
œ
uvre sur ces tuyauteries une démarche
d’exclusion de rupture.
50
Sur un réacteur de type EPR, elles sont au nombre de quatre. Une partie de ces lignes
est située à l’intérieur de l’enceinte de confinement. Ces tuyauteries sont essentielles au
refroidissement par les générateurs de vapeur de l’eau du circuit primaire, et donc du
combustible nucléaire contenu dans la cuve du réacteur.
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52
Schéma n° 3 : éléments de tuyauterie concernés par la démarche
d’exclusion de rupture
Source : IRSN
Note : la double paroi présentée sur le schéma est celle du bâtiment du
réacteur. Cf. schéma n°2 pour une vue générale du bâtiment réacteur.
b) Divers écarts de qualité, détectés en plusieurs étapes
Les exigences d’exclusion de rupture ont été appliquées au stade de
la conception, mais n’ont pas été correctement intégrées dans la réalisation
des soudures. EDF a indiqué dans ses réponses à la Cour que « le
non-respect
de
ces exigences n’implique pas nécessairement la
non-conformité à la réglementation des équipements sous pression
nucléaire. » Pourtant, l’ASN a démontré que certaines soudures ne
répondaient ni au référentiel d’exclusion de rupture ni à celui de la
réglementation applicable relative aux équipements sous pression nucléaire
et a ordonné que certaines soudures soient refaites. On peut donc relever
que :
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
53
le contrat, signé en 2008 entre Areva et le groupement chargé de réaliser
les soudures, chargé de réaliser les soudures, ne précisait pas le contenu
de l’exigence d’exclusion de rupture ;
un écart portant sur le non-respect des valeurs de résilience vis-à-vis des
exigences du code de construction (code RCC-M) sur un assemblage
témoin relatif aux soudures de traversée de l’enceinte de confinement a
été détecté dès octobre 2013 par le sous-traitant du fabricant Framatome.
Dans ses réponses à la Cour, EDF indique qu’un écart de qualité a été
initialement identifié à l’été 2015. À cette date, la fabrication des
traversées en usine était achevée ; elles avaient déjà été acheminées sur
le site et les premières opérations de montage avaient débuté.
Le chantier a alors été interrompu par Areva NP, le temps de s’assurer
de la conformité des soudures aux exigences du rapport de sûreté. Areva
NP et EDF ont cependant considéré que le chantier pouvait reprendre en
septembre 2015. EDF a indiqué dans ses réponses à la Cour que « le
chantier reprend ensuite, mais toujours sans contractualisation des
exigences d’exclusion de rupture mais en préconisant l’utilisation de
procédés de soudage présentant de bonne résiliences. Cette préconisation
n’a pas suffi à garantir le respect de l’exigence définie par Framatome
de résilience à -20°C, ce qui a conduit à déclarer un écart également sur
les soudures réalisées sur site ».
Suite à un contrôle réalisé par ultra-sons, EDF a déclaré le 10 avril 2018
51
à l’ASN, un événement significatif relatif à la détection d’écarts dans la
réalisation de ces soudures.
EDF a engagé au deuxième trimestre 2018 un nouveau contrôle de
l’ensemble des 150 soudures concernées du circuit secondaire principal.
51
Cf. communiqué de EDF du 10 avril 2018 « EDF détecte des écarts de qualité sur
certaines soudures du circuit secondaire principal de l’EPR de Flamanville et lance des
contrôles complémentaires ».
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54
Schéma n° 4 : les huit soudures situées dans les traversées
de l’enceinte de confinement du réacteur devant être reprises
suite à la décision de l’ASN
Source : IRSN
c) Un délai anormalement long d’information de l’ASN
mettant en cause une chaîne de responsabilités
Il ressort des échanges entre l’ASN et EDF qu’un écart portant sur
le non-respect des valeurs de résilience vis-à-vis des exigences du code de
construction (code RCC-M) sur un assemblage témoin relatif aux soudures
de traversées avait été détecté dès octobre 2013 par le sous-traitant du
fabricant Framatome.
EDF a indiqué que des échanges techniques entre ses services et ceux
de Framatome dans le cadre de l’instruction de ce premier écart ont conduit
à identifier en juillet 2015 l’écart au référentiel d’exclusion de rupture
concernant les soudures de traversées. Le traitement de cet écart a d’ailleurs
eu pour conséquence un arrêt du chantier entre août et novembre 2015.
L’entreprise a repris les activités de fabrication sur site en novembre
2015, sans que l’écart au référentiel d’exclusion de rupture pour les
soudures de traversées n’ait été résorbé. Cette reprise des activités a
contribué à rendre plus compliquées d’éventuelles opérations de réparation
ou de remplacement ultérieures de ces soudures.
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55
D’après les explications données par EDF à la Cour, « il n’y a pas
eu de volonté de cacher l’écart à l’ASN. Ces fabrications faisaient l’objet,
au titre de la réglementation ESPN, d’un suivi par un organisme notifié
mandaté par l’ASN. L’écart a été partagé de façon transparente et dès son
émergence avec l’organisme notifié. Il y a eu en revanche un défaut de
communication interne au sein de la direction de projet, si bien que les
personnes chargées de la communication avec l’ASN n’ont eu
connaissance que tardivement de l’écart. »
Il est regrettable que l’ASN n’ait été informée qu’en 2017 par EDF
de l’existence d’un écart au référentiel d’exclusion de rupture pour les
soudures de traversées. La non-transmission à l’ASN de ces éléments
pourtant connus depuis octobre 2013 traduit un manque de fluidité entre
les acteurs du secteur et leur autorité de sûreté.
3 - L’impérieuse nécessité de renforcer les actions de surveillance
sur le chantier
L’ASN a mené un certain nombre d’inspections sur place. Le
compte-rendu de l’inspection menée le 10 avril 2018 sur les contrôles non
destructifs de fin de fabrication des soudures du circuit secondaire principal
(CSP)
52
indique que l’organisation et les conditions de travail lors des
contrôles de fin de fabrication avaient globalement nuit à la qualité des
contrôles. Par ailleurs, selon l’autorité de sûreté, une surveillance inadaptée
de ces prestations par EDF, exploitant de l’installation, et Framatome,
constructeur, n’a pas permis d’identifier et de remédier aux difficultés
rencontrées par les intervenants. Seulement cinq actions de surveillance
avaient été réalisées sur l’ensemble des soudures des lignes vapeur
principales (VVP) classées en exclusion de rupture depuis début 2017. La
surveillance réalisée par Framatome avait été quantitativement plus
significative (une vingtaine de contrôles depuis début 2017).
52
Les premiers examens non destructifs réalisés pour le compte d’EDF dans le cadre
de la visite complète initiale (VCI) avait mis en évidence la présence d’indications qui
n’avaient pas été décelées lors des contrôles non destructifs (CND) de fin de fabrication.
L’inspection avait pour but d’étudier les circonstances qui ont pu contribuer à l’absence
de détection de ces indications lors des CND de fin de fabrication et d’examiner le plan
d’actions mis en place par EDF suite à la découverte de cette anomalie de détection.
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56
En définitive, c’est une défaillance de l’ensemble de la maîtrise de
la réalisation de ces activités de soudage
53
qui doit être relevée, tant en
termes de ressources techniques et de gestion des compétences des
intervenants
qu’en
termes
d’organisation,
d’encadrement
et
de
surveillance.
Le renforcement des actions de surveillance constitue, par
conséquent, une impérieuse nécessité.
4 - L’avis de l’ASN de juin 2019 et ses suites
Dans son avis du 11 avril 2019, le groupe permanent d’experts pour
les équipements sous pression nucléaire de l’ASN a, contrairement à ce que
proposait EDF, considéré que la nature et le nombre important des écarts
survenus lors de la conception et la fabrication de ces soudures
constituaient des obstacles majeurs à l’application d’une démarche
d’exclusion de rupture. Suite à cet avis, EDF a sollicité le 7 juin 2019
l’ASN sur la possibilité de réparer ces soudures vers 2024, soit après la
mise en service du réacteur. Par courrier du 19 juin 2019, l’ASN a informé
EDF que les soudures de traversées de l’EPR de Flamanville devaient être
réparées.
Dès le lendemain, le PDG d’EDF indiquait que la reprise de ces
soudures entraînerait de nouveaux retards dans la mise en service du
réacteur.
En définitive, les déboires d’EDF portant sur ces soudures, dont on
sait aujourd’hui qu’elles devront être refaites, afin que l’ASN puisse
autoriser la mise en service de l’EPR de Flamanville, posent la question de
la bonne application du concept d’exclusion de rupture. Cette notion ne se
conçoit que si elle est accompagnée d’un dispositif de sanction à la hauteur
des enjeux de sûreté. La question se pose de savoir si une pièce ne
répondant pas aux exigences ainsi définies ne devrait pas être rejetée, sans
qu’une négociation
a posteriori
ne soit possible. Au cas d’espèce, des
considérations autres que purement techniques, comme des motifs de
nature économique, des délais, dont on comprend bien qu’ils revêtent une
53
Pour respecter le référentiel d’exclusion de rupture, le fabricant a spécifié des valeurs
de résilience à basses températures pour les soudures des lignes VVP en exclusion de
rupture : KVmoy (0 °C) ≥ 100 J et KVindiv (-20 °C) ≥ 47 J. La démarche d’exclusion
de rupture a fait l’objet d’un avis de la Section permanente nucléaire (SPN) de la
Commission centrale des appareils à pression le 21 juin 2005. La lettre de suite en
référence qui en découle reprend le rapport présenté par l’ASN, qui précise qu’il est
attendu un décalage de la température de transition fragile/ductile du matériau de l’ordre
de +15 °C.
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OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
57
importance majeure dans la conduite d’un chantier comme celui d’un EPR,
ont conduit à un processus de démonstrations
a posteriori
. Même s’il est
naturel qu’un dialogue approfondi entre l’autorité de sûreté et l’exploitant
existe, la situation relative à ces soudures a montré les limites de cet
exercice ; en cas de défauts rédhibitoires, il n’existe guère d’autres options
que la reprise des éléments défectueux. Les anomalies détectées relatives à
la cuve de l’EPR ou à ces soudures ainsi que les modalités de résolution
qui ont pu être trouvées montrent que l’application du principe d’exclusion
de rupture peut donner lieu à des interprétations différentes entre les
acteurs, sur ce qui est acceptable ou non en termes de sûreté, sachant que
le dernier mot revient à l’autorité de sûreté.
Un retour d’expérience sur les difficultés d’application de ce
principe pourrait opportunément être réalisé afin que les différents acteurs
industriels (fabricants et prestataires) s’assurent qu’ils partagent bien le
même référentiel, à appliquer ou faire respecter, ce que la Cour
recommande.
D - Des contentieux affectant la situation financière
d’entreprises dont le capital est détenu majoritairement
par l’État
Les difficultés devant être surmontées afin d’assurer la bonne fin de
chantier sont de plusieurs ordres : i) juridiques car les défauts de qualité,
affectant notamment les soudures en cause, sont de nature à nourrir des
réclamations, des contentieux ou des demandes d’arbitrage entre les
entreprises concernées ; ii) scientifiques et administratives car la solution
technique complexe retenue par EDF pour reprendre ces soudures doit
encore être certifiée et validée par l’ASN, avant d’être opérationnelle.
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COUR DES COMPTES
58
Schéma n° 5 : relations entre les acteurs industriels concernés
par la filière et engagés dans des contentieux
*Entreprises hors du champ du rapport.
Note : La répartition du capital des différentes sociétés est la suivante :
- Pour Framatome : le capital est détenu à 75 % par EDF, 19,5 % par Mitsubishi Heavy Industries (MHI) et 5 %
par Assystem
- Pour Areva SA : le capital est détenu à 100 % par l’État
- Pour EDF : le capital est détenu à 83,6 % par l’État, 12,9 % par des actionnaires institutionnels, 2 % par des
actionnaires individuels et 1,3 % par des actionnaires salariés (le reliquat en actions auto-détenues).
Source : Cour des comptes, avril 2020.
1 - Des contentieux qui déstabilisent à court terme une filière
dont les pouvoirs publics ont récemment assuré le sauvetage
Le secteur nucléaire civil a bénéficié d’une aide publique importante
suite au démantèlement du groupe Areva, avec 4,5 Md
pour les seules
dotations en capital versées par l’État, 2 Md
pour Areva SA et 2,5 Md
pour Orano. Dans le même temps, EDF a bénéficié d’un apport en capital
de 3 Md
, ce qui lui a permis de prendre le contrôle de l’activité réacteurs
de l’ex-Areva NP, pour environ 2,5 Md
.
Aujourd’hui, du fait de l’ampleur des réclamations en cours ou
potentielles d’EDF à son encontre, le risque de défaillance financière
d’Areva SA (détenue à 100 % par l’État) ne peut être totalement écarté ; or
tout nouveau soutien public est en principe exclu jusqu’en 2029, en
application du principe de droit communautaire de non-récurrence des
aides d’État. Certes Areva SA pourrait procéder à la cession à EDF des
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OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
59
actions Orano qu’elle détient, à horizon fin 2022, mais le sens industriel et
capitalistique d’une telle opération soulève des questions et il s’agirait d’un
nouveau transfert d’actif appartenant à l’État à EDF. Quant à Framatome,
il s’agit d’une société qui doit encore consolider ses perspectives à moyen
terme ; les menaces de contentieux à son encontre sont également
susceptibles de fragiliser cette filiale d’EDF. Pour l’ensemble de ces
raisons, il importe que la puissance publique suive avec la plus grande
vigilance les résultats des contentieux en cours ou à venir.
a) À propos des soudures défectueuses, des responsabilités
à déterminer
Areva NP a signé un contrat en 2007 avec le groupement
d’entreprises solidaires pour réaliser les travaux d’ingénierie, de
préfabrication et d’installation d’équipements de tuyauterie secondaire et
auxiliaire. La découverte des défauts de qualité des soudures a ouvert un
champ important de contentieux possibles entre diverses sociétés : EDF
pouvant se retourner contre Framatome ou l’actuelle société Areva NP,
filiale d’Areva SA ; Framatome pouvant, de son côté, se retourner contre
ses sous-traitants.
Face au problème de la réparation des soudures défectueuses, les
entreprises concernées ont réussi à mettre en place deux protocoles
permettant la poursuite du chantier d’un point de vue industriel et
financier : l’un entre Framatome et ses sous-traitants, l’autre entre EDF et
Framatome. Ces protocoles ont eu le mérite de permettre la poursuite du
chantier, qui nécessite, pour la reprises des soudures, que le groupement de
d’industriels choisis pour les réaliser continue ses prestations ; il semble en
effet que cette entreprise soit la seule en France à pouvoir réaliser ce type
de soudures sur un EPR.
Les défauts majeurs de qualité industrielle, et notamment ceux
relatifs à la réalisation des soudures des traversées, sont susceptibles de se
traduire, au plan juridique, par la multiplication de contentieux aussi longs
qu’onéreux pour l’ensemble des acteurs concernés. En effet, la question de
savoir comment les spécifications d’exclusion de rupture ont été
transmises, contractualisées puis explicitées sur le terrain, entre EDF et
Framatome, d’une part, et entre Framatome et ses sous-traitants, d’autre
part, est complexe et peut donner lieu à des divergences d’interprétations.
Un quatrième acteur est potentiellement concerné : il s’agit d’Areva SA,
qui a repris, depuis le démantèlement du groupe, une partie des risques de
défaut qualité d’Areva NP.
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60
b) Les réclamations d’EDF à l’encontre d’Areva SA et Framatome
Les réclamations d’EDF à l’encontre d’Areva SA, en dehors même
de la question des soudures défectueuses, faisant l’objet d’un arbitrage à la
date de dépôt du présent rapport atteignent déjà un montant considérable
au point que cette menace fait peser un risque sur la viabilité de la structure
Areva SA. À celles-ci pourraient s’ajouter de nouvelles réclamations, si
EDF prétendait se faire indemniser du coût relatif à la reprise des soudures
de traversées mal réalisées par les sous-traitants de Framatome.
Se pose la question de savoir si le dommage subi par EDF au titre
de la non-conformité des soudures des traversées au référentiel d’exclusion
de rupture pourrait faire partie des garanties dites « spécifiques », aux
termes du contrat de cession, ou n’être couvert que par des garanties
« générales » ou bien encore n’être pas couvert à raison de la connaissance
par l’acheteur de la non-conformité au moment de la cession.
Outre que cette question de mise en
œ
uvre des garanties resterait à
trancher sur le plan juridique, une nouvelle réclamation d’EDF pourrait
entraîner une difficulté financière importante pour Areva SA, qui est
supposée mener à terme la fin du chantier d’OL3. Or une partie de la
crédibilité de la filière française, dont EDF est désormais chef de file
incontesté, se joue dans la mise en service prochaine de cet EPR en Finlande.
Si EDF se retournait contre Framatome, qui est désormais sa filiale,
elle pourrait fragiliser fortement cette société, et donc,
in fine
, remettre en
cause la pertinence de l’investissement fait lorsqu’elle l’a rachetée en 2018.
c) Les conséquences financières potentielles pour l’État
Les dirigeants des trois entreprises – EDF, Areva SA et Framatome
– engagées dans ces arbitrages ont certes vocation à défendre, chacun pour
ce qui les concernent, l’intérêt social de leur société. Si cet aspect n’est pas
critiquable, le risque que ces arbitrages où l’État n’est pas partie prenante
et qu’il a laissé se dérouler sans intervention de sa part, n’aboutissent
in
fine
à des solutions contraires à ses intérêts patrimoniaux, alors qu’il est
actionnaire majoritaire de toutes ces sociétés, existe et doit être pris en
compte, particulièrement par l’Agence des participations de l’État. Dans sa
récente communication au Sénat sur l’arrêt et le démantèlement des
installations nucléaires
54
, la Cour a d’ailleurs souligné la position difficile
54
Cour des comptes,
L’arrêt et le démantèlement des installations nucléaires
,
Communication à la commission des finances du Sénat, février 2020, disponible sur
www.ccomptes.fr.
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61
de l’État et de ses représentants obligés de se déporter vis-à-vis d’EDF
lorsque l’intérêt social de l’entreprise ne coïncide pas avec celui de l’État.
L’État actionnaire ne saurait se désintéresser des procédures
arbitrales, qu’elles soient en cours ou potentielles
55
, eu égard à
l’importance des montants mobilisés entre 2016 et 2018 pour sauver la
filière nucléaire civile. Dans ce contexte, la Cour recommande que les
administrations concernées (APE, DGEC notamment) établissent une
analyse poussée des conséquences des différends pendants entre EDF,
Framatome et Areva SA.
Une stratégie claire de l’État actionnaire s’impose désormais. La
situation actuelle, où le représentant de l’État au sein des conseils
d’administration d’EDF ou Areva SA ne prend pas part aux votes dès que
la question des contentieux est abordée et s’abstient de toute intervention
pour éviter d’éventuels conflits d’intérêts, n’est pas satisfaisante.
Si du fait d’arbitrages non maîtrisés l’une des sociétés aidées,
notamment Areva SA, se retrouvait en grande difficulté deux ans après
avoir été recapitalisée, sans avoir pu achever le chantier d’OL3 en
Finlande, c’est l’ensemble du dispositif de sauvetage qui serait mis à mal,
remettant en cause le bien-fondé des aides précédemment évoquées. Areva
SA est en effet chargée de mener à bonne fin le chantier de cet EPR dont
la réception définitive était, en mars 2020, prévue pour mars 2023. Des
incertitudes demeurent quant à ces prévisions d’autant plus que la crise
sanitaire née de l’épidémie de covid-19 est susceptible de rallonger encore
les délais des opérations de fin de chantier
56
. Le danger d’une fragilisation
à court terme de la trajectoire financière de cette structure doit être évitée.
55
Ainsi, les entreprises concernées (EDF, Framatome, Areva SA), dont l’État est
directement ou indirectement majoritairement actionnaire, sont susceptibles de se
retrouver à nouveau confrontées à des risques de contentieux importants, mettant en
cause, pour certaines d’entre elles, leur viabilité, du fait de l’application des clauses de
garanties prévues notamment dans les accords de rachat par EDF de new Areva NP
fin 2017
56
L'électricien finlandais TVO a annoncé le 8 avril 2020, dans un communiqué, que le
chantier d’Olkiluoto 3, avait pris un retard supplémentaire dû au nouveau coronavirus :
« La pandémie de coronavirus pourrait avoir considérablement accru l'incertitude quant
à l'avancement du projet (…) le combustible ne sera pas chargé dans le réacteur comme
prévu en juin 2020, et il est possible que la production régulière d'électricité soit
retardée ».
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62
2 - La mise en
œ
uvre du scénario retenu pour la réparation
de soudures du circuit primaire secondaire
Le scénario de reprise des soudures de traversées privilégié par
EDF, parmi trois scenarii envisagés, est l’utilisation de robots télé-opérés
conçus pour mener des opérations de grande précision à l’intérieur des
tuyauteries concernées. Cette technologie a été développée pour le parc en
exploitation et doit être encore qualifiée pour ces opérations. « L’objectif
est que la qualification de ce scénario et sa validation par l’ASN puissent
intervenir au plus tard à la fin de l’année 2020, date à laquelle EDF pourra
engager les travaux. » De manière prudente, EDF ajoute qu’un second
scénario existe, fondé sur « l’extraction et la remise à niveau dans les
bâtiments auxiliaires de sauvegarde
57
» des soudures de traversée. Cette
option est conservée « à ce stade à titre de solution de repli ».
Dans un courrier
58
au directeur du projet, en date du 4 octobre 2019,
l’autorité de sûreté propose à EDF des « échanges techniques » qui
pourraient jalonner « les étapes-clés » des travaux d’EDF. Ces échanges
permettent de poursuivre l’identification de difficultés, en amont de la
constitution du dossier de réparation lui-même, puis tout au long du
processus. Le conseil d’administration d’EDF réuni le 8 octobre 2019, a
approuvé la poursuite du chantier de l’EPR.
La Cour n’a pas à se prononcer sur la pertinence du scénario retenu ;
elle constate néanmoins que cette option de robot soudeur n’avait pas été
proposée comme une option possible à l’ASN lorsqu’EDF pensait pouvoir
prouver que la réparation de ces soudures était de fait quasi impossible. Ce
n’est que lorsque l’ASN a indiqué que cette réparation était indispensable
pour permettre l’autorisation de mise en service future de l’EPR que cette
option a émergé. Or le procédé de robot soudeur fait partie des technologies
déjà éprouvées et notamment utilisées par Westinghouse. Il aurait donc pu
faire partie des options mises à l’étude dès que le problème des soudures
est apparu. Il est regrettable qu’EDF ait attendu d’être dans une impasse
pour commencer à travailler à une option crédible de réparation.
57
Communiqué de presse, EDF, 9 octobre 2019.
58
Réf. : CODEP-DEP-2019-040779.
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63
III - Des conséquences financières lourdes,
une rentabilité affectée
A - Un retard supérieur à onze ans, un coût
qui a plus que triplé par rapport à l’estimation initiale
La durée initiale de construction du réacteur de Flamanville était
estimée à 54 mois au lancement du projet. Elle est aujourd’hui évaluée à
187 mois environ, avant prise en compte d’un éventuel impact de la crise
sanitaire née de l’épidémie de covid-19
59
.
La décision de principe de construire une tête de série EPR en
France a été prise en juin 2004, sur la base d’un coût de construction
overnight
60
estimé à 2,8 Md
2001
(3,48 Md
2015
) et d’une durée de
construction du réacteur de 57 ou 67 mois entre le premier béton et la mise
en service industrielle
61
. Ce coût a été actualisé en octobre 2004 à
3 Md
2004
(3,51 Md
2015
). Une nouvelle estimation du coût de construction
a été réalisée au printemps 2006 sur la base des réponses reçues, au cours
des 18 mois précédents, aux appels d’offres lancés sur les principaux lots
du chantier. Si l’estimation des volumes d’heures de travail ou de béton
était proche des estimations du maître d’ouvrage, les prix ont dû être revus
en raison de la hausse du cours des matières premières intervenue entre le
lancement des appels d’offres et le printemps 2006 (+ 20 % sur l’acier non
allié, + 13 % sur l’acier inoxydable, + 400 % sur le titane notamment). EDF
retenait à cette date un coût de 3,3 Md
2005
(3,79 Md
2015
) dont 2,8 Md
2005
de construction et 0,5 Md
2005
d’ingénierie
62
.
59
EDF a confirmé, dans un communiqué daté du 14 avril 2020, que la crise sanitaire
née de l’épidémie de covid-19 induisait des répercussions importantes sur de
nombreuses activités du groupe, dont les chantiers, sans donner à ce stade de précision
quant à l’impact sur le chantier de construction de Flamanville 3.
60
Le coût de construction
overnight
correspond au coût de construction formé sur
l’hypothèse qu’aucun délai de réalisation de l’investissement n’intervient dans ce coût
(comme si la construction s’était faite « en une nuit »), il ne comprend donc pas de coût
de financement (intérêts intercalaires). Le coût de construction de l’EPR de Flamanville
comprend les contrats de construction, les coûts d’ingénierie (y compris les coûts
internes) et les provisions pour aléas, d’abord comprises dans les contrats de
construction puis identifiées de manière spécifique.
61
Compte-rendu du Conseil d’administration d’EDF, séance du 22 juin 2004.
62
Pour mémoire : respectivement 2 795,5 M
et 504,5 M
, comité des engagements
EDF du 7 mai 2007.
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64
Le coût prévisionnel de construction de l’EPR de Flamanville, hors
intérêts intercalaires, a été réévalué à la hausse à sept reprises entre 2006 et
2019 :
4 Md
2008
(4,35 Md
2015
) en décembre 2008 (problèmes de génie civil),
5 Md
2008
(5,44 Md
2015
) en juillet 2010 (problèmes de génie civil sur le
radier et le liner),
6 Md
2008
(6,52 Md
2015
) en juillet 2011 (retard suite à l’arrêt du
chantier, tests de résistance réalisés suite à la catastrophe de Fukushima),
8,5 Md
2012
(8,70 Md
2015
) en décembre 2012 (soudures du pont polaire
affectées de défauts, difficultés de qualification des soupapes du
pressuriseur notamment),
10,5 Md
2015
en septembre 2015 (problèmes sur le couvercle de la cuve
notamment),
10,9 Md
2015
en juillet 2018 (réparation de soudures hors traversée
notamment),
12,4 Md
2015
en octobre 2019 (réparation des soudures de traversée).
À la date de rédaction du rapport, et en euros 2015
63
, ce coût a été
multiplié par 3,3 par rapport aux prévisions initiales.
Graphique n° 2 : évolution du coût de construction de Flamanville 3
entre 2006 et 2019 (Md
2015)
Source : Cour des comptes d’après données EDF
63
Depuis l’actualisation des coûts du projet réalisée en septembre 2015
(cf. communiqué de presse du 3 septembre 2015), EDF communique sur les coûts de
construction de l’EPR de Flamanville en euros base 2015.
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OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
65
Les principaux contrats de l’EPR ont été affectés d’augmentations
très substantielles.
Graphique n° 3 : évolution des principaux contrats de l’EPR
de Flamanville (en %) entre le montant initial et le montant estimé
à terminaison de 10,9 Md
2015
en 2018
Source : EDF, notes des comités des engagements du comité exécutif Groupe
Le coût prévisionnel du réacteur et de la durée de construction
évoluent presque parallèlement.
B - Une estimation des coûts complémentaires
au coût de construction
Par souci de cohérence avec les informations rendues publiques par
EDF et pour faciliter la lecture du rapport, les développements qui suivent
sur le coût à terminaison de l’EPR de Flamanville sont exprimés en euros
2015, y compris pour les dépenses à venir jusqu’en 2023, date
prévisionnelle de mise en service de l’équipement. À mesure que se
rapprochera cette échéance, les coûts de construction devront alors être
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66
exprimés en tenant compte de la séquence effective des décaissements et
de l’inflation réellement constatée au cours de la période
64
.
Le coût de construction à terminaison de l’EPR de Flamanville est
estimé par EDF, en octobre 2019, à 12,4 Md
2015
65
, soit 10,9 Md
2015
d’estimation arrêtée en 2018, auxquels s’ajoutent les dépenses relatives aux
réparations des soudures de traversée (0,5 Md
2015
), les coûts de décalage
du planning de mise en service liés à ces réparations (0,9 Md
2015
, dont des
provisions pour risques) et 0,1 Md
2015
de dépenses d’anticipation du
premier arrêt de tranche. EDF précise que le scénario de réparation
privilégié de reprise des soudures devra être confirmé à l’automne 2020,
« dans le cas contraire, un scénario de repli impliquerait un coût
supplémentaire estimé à environ 400 M
et un délai supplémentaire
d’environ un an
66
».
L’estimation, au 1
er
mai 2020, du montant prévisionnel de
12,4 Md
2015
n’est pas contestée par la Cour. Elle comprend le coût des
contrats nécessaires au démarrage de l’EPR (dont les coûts des avenants
successifs aux contrats avec les fournisseurs) et les coûts résultant des
règlements de litiges entre EDF et ses fournisseurs, relatifs à ces contrats
et liés aux difficultés rencontrées sur le chantier. Il inclut en outre le coût
du contrat d’assurance Tous Risques Chantier (63 M
2015
67
), une provision
pour risques fondée sur l’analyse à date des risques identifiés, de 200 M
,
ainsi que l’ensemble des coûts de maîtrise d’
œ
uvre depuis 2001, y compris
les dépenses de pilotage de la construction (dont celles relatives aux
effectifs EDF au sein des unités d’ingénierie du groupe) et les dépenses de
développement et d’études postérieures à 2004. Ces coûts sont imputés sur
le seul EPR de Flamanville compte-tenu de l’absence de série pour ce type
de réacteur.
64
Lorsque EDF établira une nouvelle estimation du coût de construction de l’EPR, sera
alors enregistrée mécaniquement une hausse résultant du passage en euros 2015 à des
euros courants ; l’estimation en euros courants n’est pas actuellement disponible et un
calcul fiable supposerait de nombreuses précautions méthodologiques.
65
Communiqué de presse d’EDF du 9 octobre 2019.
66
Présentation « Chiffre d’affaires et faits marquants 2019 – troisième trimestre,
annexes », EDF, 14 novembre 2019.
67
Comité engagements 4 février 2016, augmentation de 19,2 M
2015
du coût à
terminaison de la police tous risques chantiers.
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OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
67
Cette estimation intègre les coûts de reprise des écarts de soudures
sur le circuit secondaire principal (CSP) pour ce qui concerne les soudures
de traversée et hors soudures de traversées
68
mais pas l’éventuel surcoût
qui résulterait d’une intervention sur les générateurs de vapeur de l’EPR,
hypothèse dont la probabilité est faible à la date de publication du rapport.
Le coût complet d’investissement d’un réacteur comprend d’autres
coûts en plus du seul coût de construction. Conformément à la norme
comptable IAS 23 sur les coûts d’emprunt
69
, les coûts du portage financier
(frais financiers intercalaires) sont incorporés dans le coût de l’EPR, sous
la forme d’immobilisations en cours à financer. Par ailleurs, dans une note
sur les coûts de production du nouveau nucléaire, la Société française
d’énergie nucléaire
70
précise que, outre le coût de construction et
d’ingénierie
overnight
, les différents coûts à comptabiliser dans le coût
complet d’investissement d’un réacteur nucléaire sont « tous les autres
coûts intervenant avant la mise en service industrielle, comme les
« 
owner’s costs
» (principalement les pièces de rechange, les frais de
pré- exploitation, les procédures administratives et de fiscalité, premier
c
œ
ur et coût d’acquisition du site le cas échéant) [et] les intérêts
intercalaires, qui prennent en compte l’actualisation de l’échéancier du
coût de construction
« 
overnight
»
sur sa durée totale
71
».
Ces coûts complémentaires au coût de construction, tels qu’EDF les
déclare dans son dossier de référence, s’élèvent, au 31 décembre 2019, à
plus de 4,2 Md
72
(dont 3 Md
pour les seuls frais financiers intercalaires).
68
Ce chiffre prend en compte le coût du scénario A retenu par EDF pour réparer les
soudures de traversée. Dans l’hypothèse où ce scénario ne serait pas retenu, le
scénario B présenterait un coût et un délai supérieurs. Les coûts de reprise des écarts de
soudures sur le circuit secondaire principal (CSP) pour ce qui concerne les soudures
hors soudures de traversées, sont estimées, en fonction des scénarios de réparation,
entre 255 M
2015
et 326 M
2015
sur le seul contrat Framatome Chaudière.
69
Cf. Règlement (CE) n° 1126/2008 de la Commission du 3 novembre 2008 portant
adoption de certaines normes comptables internationales conformément au règlement
(CE) n°1606/2002 du Parlement européen.
70
Association datant de 1973, qui regroupe 3 600 professionnels du nucléaire,
actuellement présidée par le directeur exécutif en charge de la direction ingénierie et
projets « nouveau nucléaire » d’EDF.
71
« Les coûts de production du nouveau nucléaire français, contribution de la Société
française d’énergie nucléaire à la programmation pluriannuelle de l’énergie », mars
2018.
72
EDF, Comptes consolidés au 31 décembre 2019.
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COUR DES COMPTES
68
Au 1
er
juillet 2023
73
, dernière date prévisionnelle de mise en service
du réacteur de Flamanville 3, ces coûts complémentaires pourraient ainsi
atteindre environ 6,7 Md
2015
, dont :
4,22 Md
2015
de frais financiers intercalaires. Une mise en service du
réacteur mi 2012, comme initialement prévu, aurait conduit à des frais
financiers d’environ 1,22 Md
. Le « surcoût » de financement du projet
dû au retard de construction peut être estimé à 3 Md
;
0,92 Md
2015
de frais de pré-exploitation et d’autres actifs corporels liés
au projet (0,6 Md
2015
au 31 décembre 2019) ;
0,6 Md
2015
de dépenses connexes d’aménagement et de stock de pièces
détachées (420 M
2015
au 31 décembre 2019) ;
0,25 Md
2015
de charges fiscales avant la mise en service du réacteur
(comprenant les taxes principales sur les installations nucléaires de base
et les taxes additionnelles destinées au financement du projet de stockage
souterrain des déchets radioactifs Cigéo)
74
;
0,16 Md
2015
de coût du premier c
œ
ur de combustible (estimation à dire
d’expert) ;
0,23 Md
2015
de provisions pour déconstruction ;
0,33 Md
2015
de coûts de préparation de la visite complète initiale et de
maintien en condition opérationnelle.
Dans cette hypothèse, le coût de construction proprement dit, soit
12,4 Md
2015,
représenterait
près
des
deux
tiers
du
coût
total
d’investissement à terminaison de l’EPR de Flamanville estimé à
19,1 Md
2015
, et son coût de financement plus de 20 % de ce coût total.
Conformément à la méthodologie exposée
supra
, ne sont pas
compris dans les coûts complémentaires au coût de construction :
les coûts de développement antérieurs à 2004, estimés à 393 M
2015
, sur
la base d’une recherche rendue difficile par l’ancienneté de certaines
données datant du début des années 1990 ;
73
Compte-tenu d’une date de chargement du combustible du réacteur de Flamanville 3
annoncée fin 2022 par EDF, et sur la base de l’hypothèse d’une durée de six mois entre
le chargement du combustible et la mise en service du réacteur. Cette date est la dernière
dont a fait publiquement état EDF. Elle ne tient pas compte d’un éventuel impact de la
crise sanitaire née de l’épidémie de covid-19.
74
Le total des charges fiscales aurait dû s’élever, si le calendrier initial de construction
avait été respecté, à environ 70,5 M
.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
69
le coût complet de la réalisation de la ligne de Très Haute Tension
Cotentin-Maine, de 460 M
2013
75
, rendue nécessaire par la perspective
de la mise en service du réacteur de Flamanville 3. Ce coût ne doit pas
être ajouté au coût d’investissement du réacteur, puisque, d’une part,
cette ligne est utilisée également pour d’autres moyens de production et
que, d’autre part, le coût des moyens de transport n’est habituellement
pas retenu dans le calcul du coût de réalisation des moyens de
production.
C - Un coût de production de l’électricité de l’EPR de
Flamanville qui n’est plus calculé depuis plus de dix ans
En 2004, au lancement du projet, le coût de production de
l’électricité par l’EPR était estimé par EDF entre 36,2 et 41,1
2001
/MWh
pour une tête de série (Flamanville 3), et entre 29,2 et 31,7
2001
/MWh pour
une tranche moyenne, en faisant l’hypothèse de la construction de dix
tranches (tête de série comprise). Ces hypothèses plaçaient la production
électronucléaire de l’EPR dans une position très compétitive par rapport
aux autres moyens de production d’électricité. Le coût de production de
l’électricité par l’EPR de Flamanville a été estimé par EDF, durant les
premières années du projet, à 46
2005
/MWh pour un coût de construction
de 3,3 Md
2005
, puis à 54
2008
/MWh pour un coût de construction de
4,15 Md
2008
, soit environ 61
2018
/MWh.
Mais, depuis décembre 2008, EDF ne procède plus à cette estimation.
L’entreprise justifie cette absence de suivi par l’évolution des coûts de
construction du réacteur, la difficulté d’une évaluation prévisionnelle de la
première réalisation en France d’un nouveau type de réacteur nucléaire et le
fait que la méthode généralement adoptée, dite de « coûts de référence », ne
reflète pas la réalité des coûts du point de vue d’un industriel. L’entreprise
calcule pourtant le taux de rentabilité prévisionnelle (TRI) des réacteurs
d’Hinkley Point C, qu’elle estimait, en septembre 2019, entre 7,6 et 7,8 %
76
.
Elle justifie ce suivi différent entre les deux projets par le fait qu’en France,
contrairement au projet britannique, l’actif entre dans une gestion intégrée de
portefeuille, pour lequel l’entreprise calcule une rentabilité globale des
capitaux investis dans le nucléaire, depuis 2019, à la demande de l’agence
des participations de l’État.
75
Ce coût comprend le coût de construction de la ligne proprement dite (350 M
2013
) et
le coût de divers équipements connexes.
76
Cf. Communiqué de presse « Précisions sur le projet Hinkley Point C », EDF,
25 septembre 2019.
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COUR DES COMPTES
70
Compte-tenu du fait que l’ensemble des réacteurs d’EDF font l’objet
d’une seule unité génératrice de trésorerie (UGT) dans la comptabilité de
l’entreprise, il ne sera pas possible de disposer d’information sur la
rentabilité de l’EPR postérieurement à sa mise en service.
Dans son rapport de 2014, la Cour soulignait que les estimations sur
le coût de construction n’étaient « pas suffisantes pour en déduire les coûts
de production de l’EPR de Flamanville
77
», et rappelait que son rapport de
2012 « indiquait que le coût de production futur de Flamanville était à
l’époque estimé entre 70 et 90
/MWh, pour une durée de fonctionnement
de 60 ans ; mais la Cour ne valid[ait] pas ces chiffrages, ce qu’elle ne
pourra faire que lorsque l’EPR fonctionnera, sur la base des résultats et des
comptes
78
».
En l’absence de données calculées ou produites par EDF ou par les
autorités de tutelle sur les coûts prévisionnels d’exploitation et de
maintenance de Flamanville 3, la Cour a procédé par estimations pour
approcher le coût de production de l’EPR de Flamanville 3. Ces
estimations doivent être considérées avec prudence pour plusieurs raisons.
D’abord, l’EPR de Flamanville 3, tout comme celui d’Olkiluoto 3, sont des
têtes de série et leur coût de production ne peut être extrapolé pour
l’ensemble des éventuels réacteurs d’une série. Ensuite, la comparaison
directe des coûts de production reste difficile car conditionnée à des critères
propres à chaque projet : conditions de financement et impacts en cas de
retards dans la construction, retours sur investissements envisagés, cycle
du combustible associé, notamment. En outre, en l’absence de coût de
construction connu à terminaison, le coût de production de l’EPR de
Flamanville ne peut être qu’approché, sous forme d’hypothèse. Enfin, le
coût de production d’un investissement de cette nature n’épuise pas la
question de la valeur de l’investissement, à la fois démonstrateur d’une
technologie nouvelle et « vitrine » pour l’exportation.
Plusieurs hypothèses peuvent être retenues pour approcher le coût
de production de l’EPR de Flamanville, s’agissant du coût complet de
l’EPR comprenant coût de construction et «
owner's cost
», du taux
d’actualisation, ou encore du taux de disponibilité du réacteur. Sur la base
d’un coût de construction de 12,4 Md
2015
, de coûts complémentaires de
77
« Le coût de la production de l’électricité nucléaire, actualisation 2014 »,
Communication à la commission d’enquête de l’Assemblée Nationale, Cour des
comptes, mai 2014.
78
Cour des comptes,
Les coûts de la filière électronucléaire
, Rapport public thématique,
Cour des comptes, janvier 2012, disponible sur www.ccomptes.fr.
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LA CONSTRUCTION DE L’EPR DE FLAMANVILLE : UN ÉCHEC
OPÉRATIONNEL, DES DÉRIVES DE COÛTS ET DE DÉLAIS CONSIDÉRABLES
71
6,7 Md
2015
, d’un coût d’exploitation et de maintenance de 30
/MWh,
extrapolé des travaux de la Cour de 2012 et 2014, d’un coût de combustible
et de gestion des déchets de 7
/MWh, retenu par la société française
d’énergie nucléaire, d’une durée d’exploitation du réacteur de 60 ans et
d’un taux d’actualisation de 8 % sur les trente premières années puis de
3 %, recommandé par la DGEC
79
, le coût de production de l’électricité
produite par l’EPR de Flamanville s’établirait entre 110
2015
/MWh pour
un taux de disponibilité de 90 % (escompté par EDF pour ce qui concerne
l’EPR de Flamanville) et 120
2015
/MWh, pour un taux de disponibilité de
80 %, plus proche de celui du parc actuel (71 %).
Ces estimations, qui permettent d’approcher le coût de production
de l’EPR de Flamanville, sans prétendre, pour les raisons évoquées
ci-dessus, le déterminer avec précision, sont globalement cohérentes avec
le prix de vente garanti par le gouvernement britannique pour l’électricité
produite par les EPR d’Hinkley Point, sur une période de 35 ans (soit
117
2015
/MWh).
__________ CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS __________
La coopération franco-allemande avortée qui a produit le design initial
de l’EPR a été une source de complexité pour la construction des premiers
exemplaires de cette nouvelle génération de réacteurs. La rivalité entre Areva
et EDF, que l’État n’a pas arbitrée, s’est transformée en surenchère et a
conduit au lancement des deux chantiers d’Olkiluoto et de Flamanville sans
que les études préalables aient été suffisamment approfondies.
Le projet de Flamanville 3 dont les délais et les coûts de
construction étaient sous-estimés, a été mal piloté par un maître d’ouvrage
qui n’était pas organisé pour le faire, sans que les administrations ne
réagissent lorsque cela eût été nécessaire. EDF aussi bien que les
administrations de tutelle n’avaient pas conscience de la perte de
compétence technique des industriels de la filière. Il en est résulté des
adaptations très nombreuses du projet au fur et à mesure des problèmes
rencontrés, de graves défauts de construction rendant nécessaire la reprise
de l’ouvrage, des délais et des coûts supplémentaires. Le maître d’ouvrage
a parfois cherché à justifier les écarts auprès de l’autorité de sûreté plutôt
79
Le rapport de l’agence nucléaire de l’énergie de l’OCDE de 2015 sur les coûts des
différents moyens de production électrique dans différents contextes montre que le coût
du MWh d’énergie nucléaire est le plus sensible aux différences de taux d’actualisation,
ce qui s’explique par le délai de réalisation des centrales entraînant une immobilisation
des capitaux particulièrement longue avant la première rentrée de revenus.
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COUR DES COMPTES
72
qu’à les faire disparaître en refaisant le travail. Cette démarche a entraîné
un allongement considérable des délais de traitement des soudures
défectueuses sur le circuit principal secondaire.
Le coût de construction, estimé à 12,4 Md
2015
, et les coûts
complémentaires au coût de construction, estimés à terminaison à environ
6,7 Md
2015
, pèsent sur la rentabilité de cet investissement. Le coût de
production de l’électricité de l’EPR de Flamanville peut être estimé, sur la
base d’hypothèses ne permettant que de l’approcher sans pouvoir le
déterminer avec certitude, entre 110 et 120
2015
/MWh).
Des risques élevés pèsent sur la situation financière d’entreprises
qui ont fait l’objet d’un sauvetage et d’une restructuration par les pouvoirs
publics en 2015. Les réclamations d’EDF à l’encontre d’Areva pourraient
mettre en cause sa trajectoire financière. Les menaces de contentieux entre
EDF et sa filiale Framatome sont également susceptibles de fragiliser cette
société. La puissance publique doit suivre avec la plus grande vigilance les
contentieux en cours ou à venir entre des sociétés dont il est, directement
ou indirectement, l’actionnaire principal.
Ces éléments conduisent la Cour à formuler les recommandations
suivantes :
1.
reconsidérer la notion d’architecte ensemblier en séparant les
fonctions de maîtrise d’ouvrage et de maîtrise d’
œ
uvre (EDF, 2020) ;
2.
intégrer aux contrats des dispositions partageant le risque de
construction entre le maître d’ouvrage et les prestataires et les
intéressant à la tenue du planning de réalisation des travaux (EDF,
2020) ;
3.
assurer une revue semestrielle des projets stratégiques et des risques
qui y sont associés, au sein du conseil d’administration d’EDF (EDF,
MTES, MEF, 2020) ;
4.
s’assurer que les responsables de grands projets aient autorité sur les
moyens, notamment d’ingénierie, nécessaires à leur réalisation (EDF,
2020) ;
5.
décliner dans un référentiel commun les modalités d’application du
principe d’exclusion de rupture afin de clarifier les conséquences
industrielles des spécifications concernées (EDF, Framatome,
immédiat).
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Chapitre II
Une stratégie internationale prise
en défaut et la perspective d’un EPR
« optimisé » à confirmer
La filière nucléaire française affiche sa volonté de participer à la
construction d’EPR à l’étranger et de construire en France des paires
d’EPR « optimisés », dits EPR2.
Cependant, la réalisation de ces perspectives n’est pas assurée. Les
projets internationaux conduits par EDF, même lorsqu’ils ont été menés à
bien avec succès, comme en Chine, sont peu rentables et pèsent sur sa
situation financière. Olkiluoto a été un fardeau pour Areva. Quant au
lancement de la construction d’un nouveau programme de réacteurs EPR
en France, il ne peut pas être envisagé sans lever des incertitudes relatives
au nouveau modèle d’EPR, à ses modes de financement et à la place de la
production électronucléaire dans le mix électrique de demain.
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74
I - À l’international, des déboires
pour l’ex-Areva et des risques financiers
élevés pour EDF
A - En Finlande, le réacteur d’Olkiluoto 3 :
un projet pénalisant pour Areva
1 - Comme pour l’EPR de Flamanville, de nombreux déboires
mais quelques différences notables
C’est le 18 décembre 2003 qu’a été signé le contrat « clé en main »
entre le consortium mené par l’ancien groupe Areva (et incluant Areva NP
et Siemens) et l’électricien finlandais TVO (
Teollisuuden Voima Oy
). Au
début des années 2000 en effet, la partie finlandaise a souhaité lancer la
construction d’une nouvelle centrale nucléaire, sous l’impulsion des
industriels électro-intensifs (les papetiers notamment). Après un appel
d’offres, elle a opté pour la construction d’un EPR sur le site d’Olkiluoto
qui accueille déjà deux réacteurs nucléaires.
Le chantier a débuté en septembre 2005 pour une mise en service
initialement prévue mi-2009. À la suite de déboires liés à des problèmes de
fabrication (quelques difficultés avec le coulage du béton), de certification
administrative et du fait, surtout, d’une relation client – fournisseur
d’emblée conflictuelle, la mise en service prévisionnelle a été retardée à
2011, puis à fin 2013, puis en 2014, puis au-delà.
Le chantier d’Olkiluoto (OL3) a connu, tout comme celui de
Flamanville 3, de multiples difficultés même si les deux dossiers ne
peuvent être assimilés, les déboires n’étant pas les mêmes dans les deux
cas. Le coût de construction annoncé au départ et les délais prévus pour la
réalisation du chantier ont été également sous-estimés. Mais, dans le cas
d’OL3, c’est la rédaction du contrat entre le client TVO et Areva qui est à
l’origine de très nombreuses difficultés et qui a constitué dès l’origine une
faiblesse structurelle de ce projet pour la partie française.
Les retards et surcoûts de ce chantier ont fortement contribué aux
graves difficultés rencontrées par l’ancien groupe Areva, lequel s’est
retrouvé en quasi faillite en 2014, avant de faire l’objet d’un
démantèlement et d’une recapitalisation de grande ampleur
80
. D’autres
80
La Cour a mené une enquête (non publiée) sur les restructurations des entreprises
publiques du secteur nucléaire civil et a examiné les causes et conséquences de ce
démantèlement de grande ampleur.
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UNE STRATÉGIE INTERNATIONALE PRISE EN DÉFAUT ET LA PERSPECTIVE
D’UN EPR « OPTIMISÉ » À CONFIRMER
75
facteurs avaient affaibli le groupe et dégradé ses perspectives de marché et
sa situation financière : l’accident de Fukushima du 11 mars 2011, la baisse
des cours de l’uranium, et les déboires financiers et judiciaires liés à
l’opération
Uramin
.
Aujourd’hui, c’est la société holding Areva SA qui a la charge de
mener à bien la fin de ce chantier d’OL3. Sa trajectoire financière doit lui
permettre de prendre en charge les éventuelles demandes d’indemnisation
suite aux défauts de fabrication imputables à la gestion d’Areva NP, de
financer la fin de ce chantier et les éventuels
malus
pouvant découler de
nouveaux retards pris dans son déroulement. La détention par Areva SA
d’actions d’Orano est supposée lui permettre de solder l’ensemble des
dossiers industriels et contentieux en cours, à l’horizon de la fin 2022.
Tableau n° 1 : évolution du coût de construction de l’EPR OL3
entre des estimations initiales très basses et un coût global
à terminaison à horizon 2023
Nature des coûts en euros
courants (en M
)
Estimation
initiale
Au 31
décembre
2018
(réel) **
Coût
à
terminaison
(31 mars
2023) ***
Management du projet
94
381
454
Ingénierie
220
1 287
1 355
Achats
614
1 310
1 379
Génie civil
274
1 650
1 652
Construction
289
1 803
1 929
Mise en service
10
429
949
Sous-total exécution
1 501
6 860
7 718
Total des coûts y compris
amortissements, assurance et
risques opérationnels
1 665
6 397
7 454
Soulte versée à TVO*
-
328
450
Pénalités encourues
-
-
318
Total des coûts de la partie Areva
1 665
6 725
8 222
Total des coûts
(incluant la partie de Siemens)
2 280
7 340
8 837
Source : Cour des comptes, mars 2020, à partir des éléments fournis par Areva SA
* La soulte est payable à TVO en plusieurs versements en vertu de l’accord global de médiation.
La totalité soit 450 M
aura été versée au moment de la réception du chantier.
** Dépenses en euros courants
*** Dans l’hypothèse d’une réception du chantier au 31 mars 2023
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COUR DES COMPTES
76
Les coûts initiaux de 1,665 Md
(en euros 2013) correspondent au
prix de vente (marge zéro) dans le budget initial d’OL3, pour ce qui
correspond à la partie imputable à Areva
81
. Ces montants correspondent
aux travaux nécessaires pour l’îlot nucléaire et le génie civil, à l’exclusion
de la partie Siemens qui était chargée de la turbine, sachant que le montant
du prix contractuel pour la partie turbine est de 615 millions d’euros. Le
total du prix de vente initial pour le consortium s’établissait donc à
2,28 Md
d’euros. Il est à noter qu’Areva SA ne suit depuis le début du
chantier que les coûts de construction puis les coûts consécutifs aux
accords de médiation, mais ne calcule pas l’ensemble des coûts
susceptibles d’être imputés à ce projet
82
.
2 - Un chantier dont l’achèvement n’est toujours pas acquis
Après de longues années de paralysie du chantier et de contentieux
entre les parties, donnant lieu à des pré-sentences du tribunal arbitral
international, la situation a semblé se débloquer. Areva SA, Siemens et
TVO engagèrent formellement, le 25 juin 2017, une procédure de
médiation confidentielle ayant pour objet de mettre fin de manière
définitive à l’ensemble des contentieux liés au chantier OL3 et notamment
à la procédure d’arbitrage qui les opposait. Parallèlement à cette procédure
de médiation, deux procédures de conciliation furent initiées sous l’égide
du mandataire
ad hoc
désigné par le Président du tribunal de commerce de
Nanterre le 1
er
décembre 2016
83
, incluant Siemens et les partenaires
bancaires d’Areva SA.
Le 22 décembre 2017 Areva SA, Siemens et TVO ont signé un
protocole (
term sheet
) définissant les termes d’un accord transactionnel
global de médiation, transformé en accord transactionnel global entré en
vigueur le 29 mars 2018. Il prévoyait notamment le paiement par Areva SA
d’une indemnité de 450 M
à TVO et l’abandon de l’arbitrage par les
parties.
81
Certains postes de dépenses ont été largement sous-estimés, comme celui relatif à la
mise en service.
82
Le coût complet devrait intégrer les coûts d’études, d’ingénierie et les coûts relatifs
aux intérêts intercalaires.
83
Un entretien a eu lieu avec le médiateur, dans le cadre de l’instruction ayant conduit
au présent rapport. Le médiateur choisi a eu pour mission d’assister Areva SA
« dans
ses discussions avec les partenaires, notamment bancaires »
et
« avec son client TVO
et/ou son partenaire Siemens dans le cadre de la bonne fin du projet OL3 ».
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UNE STRATÉGIE INTERNATIONALE PRISE EN DÉFAUT ET LA PERSPECTIVE
D’UN EPR « OPTIMISÉ » À CONFIRMER
77
Un bonus de 150 M
aurait pu être versé par TVO à Areva si la
réception provisoire («
provisional take over
» ou « PTO ») était
intervenue avant le 30 juin 2019. Les équipes d’Areva SA pensaient en
2018 que cette cible était atteignable, elle ne l’a pas été. Le bonus a diminué
de 25 M
par mois après le 30 juin 2019, jusqu’à extinction de celui-ci le
31 décembre 2019. Depuis cette date, Areva SA encourt une pénalité
mensuelle croissante jusqu’à un montant maximal de 400 M
au 30 juin
2021
84
. Au 1
er
mai 2020, la date prévisionnelle de la réception provisoire
de chantier était reportée au 31 mars 2021
85
.
Dans le cadre de l’accord transactionnel global de médiation conclu
avec TVO et Siemens en mars 2018, deux nouvelles procédures de suivi
contractuel de l’évolution du chantier ont été mises en place :
un comité
86
, dont le rôle est de régler dans les meilleurs délais tout
différend éventuel entre les parties qui ne pourrait pas être réglé au
niveau des directions de projet ;
un autre groupe de travail
87
, dont le rôle est de vérifier l’adéquation entre
l’avancement physique global du projet et la courbe de trésorerie.
Ces deux nouvelles procédures étaient supposées favoriser une
approche plus collaborative des relations entre les parties prenantes, en
mettant l’accent sur la mise en cohérence opérationnelle du projet, et ainsi
permettre la fluidité et l’efficacité du transfert progressif de responsabilité
à l’exploitant TVO à mesure de l’avancement du projet.
3 - Des incertitudes persistantes
Le programme de travaux a avancé « trop lentement au premier
semestre 2019 » d’après les équipes d’Areva SA, mais depuis l’été 2019,
l’avancement du projet serait « en ligne avec le plan pour certains éléments
(comme le «
commissionning
» ou autorisation de mise en service) et en
retrait pour d’autres (la phase des tests) ».
Il reste un certain nombre d’incertitudes liées pour l’essentiel :
à des actions de base « jugées longtemps secondaires et laissées en
souffrance » qu’il convient à présent de traiter « à marche forcée »,
84
Les montants de 150 et 400 M
ont été rendus publics par TVO dans un communiqué
de presse de mars 2018.
85
Cette date a été annoncée avant la crise sanitaire née de l’épidémie de covid-19.
86
«
Pending work board
» (« PWB »)
87
«
Reconciliation meeting
»
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COUR DES COMPTES
78
comme la maintenance des systèmes auxiliaires ou les générateurs de
secours diesel ;
au phénomène de vieillissement des équipements qu’il faut maintenant
remplacer du fait de la durée particulièrement longue du projet.
À ceci s’ajoute ce qu’Areva SA qualifie de « rigidité du client
TVO » qui ne s’impliquerait, selon elle, pas assez dans le chantier qui lui a
été vendu comme un projet clé en main tout en se montrant sourcilleux sur
les détails de l’exécution.
Dans un document relatif à l’information financière et à
l’avancement du projet OL3, fourni aux banques fin septembre 2019, il est
écrit que le nouveau calendrier « a été élaboré conjointement avec les
équipes de TVO et pour la première fois dans l’histoire du projet, le client
a apporté son soutien à ce calendrier. » D’après le dernier calendrier en date
(fourni à la Cour en mars 2020), la réception provisoire (PTO) en mars
2021.
La date de la réception provisoire (PTO), précédemment fixée au
20 juillet 2020 selon la trajectoire actualisée en juillet 2019
88
, a, en décembre
de la même année, été décalée à mars 2021 (avant prise en compte de la crise
sanitaire née de l’épidémie de covid-19). La date de la réception définitive
se déduit de celle de PTO puisqu’elle a lieu, en principe, 24 mois après (mars
2023 selon les dernières prévisions, avant prise en compte de l’épidémie de
covid-19). Il faut noter qu’il ne s’agit pas d’une obligation. Comme l’indique
Areva SA dans ses réponses à la Cour, « le client peut très bien demander un
report de sa décision. Les 24 mois correspondent à une durée minimale pour
satisfaire à la période de calcul de certaines garanties (notamment de
disponibilité), mais cela n’est pas un plafond ».
Quant à la trajectoire financière d’Areva SA, dans ce contexte
mouvant, elle reste incertaine, ce que l’APE a confirmé à la Cour
89
. Le
règlement des grandes échéances (le remboursement des emprunts, le
paiement d’éventuelles dettes résultant d’arbitrages défavorables suite à
des demandes d’indemnisations d’EDF) est renvoyé à la fin 2022, date à
laquelle l’actif principal de la structure, à savoir sa participation dans
Orano, devra pouvoir être mobilisé. Si les dates de fin de chantier de l’EPR
finlandais étaient à nouveau repoussées, augmentant ainsi les indemnités
dues au client TVO, et que simultanément, Areva SA se voyait contrainte
d’indemniser EDF pour des sommes très importantes au titre des défauts
88
TVO a publié à le 8 novembre 2019 un communiqué indiquant que le chargement du
combustible aurait lieu six semaines plus tard que prévu.
89
Lors de l’entretien de fin de contrôle en date du 12 novembre 2019 et lors de l’audition
du commissaire général aux participations de l’État le 28 février 2020 à la Cour.
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D’UN EPR « OPTIMISÉ » À CONFIRMER
79
de fabrication de l’ancienne Areva NP fin 2022, la question de la trajectoire
financière d’Areva SA avant sa disparition se poserait.
B - En Chine, les réacteurs de Taishan 1 et 2 :
des travaux achevés avec succès,
mais une rentabilité encore insuffisante
La relation entre EDF et ses partenaires chinois s’est développée
avec les projets Daya Bay
90
, Taishan et les projets communs avec CGN au
Royaume-Uni.
1 - Les premiers réacteurs EPR mis en service commercial
au monde
Le contrat de construction de deux réacteurs nucléaires de type EPR
a été signé par CGN (
China general nuclear power corporation
) en
novembre 2007 ; la construction est assurée par
Taishan Nuclear Power
Joint-Venture Company limited
(TNPJVC), une joint-venture détenue à
51 % par CGN, 19 % par
Guangdong Yudean Group
(YUDEAN) et à 30 %
par EDF. Deux premiers EPR ont été mis en service en 2018 et 2019 et
constituent la première phase du projet Taishan dont le site était
initialement prévu pour accueillir six unités de production. Le 29 juin 2018,
Taishan 1 a été le premier réacteur à être couplé au réseau. EDF et CGN
ont annoncé le 14 décembre 2018 sa mise en service commercial. Celle du
deuxième réacteur date du 7 septembre 2019. La puissance de ces réacteurs
(1750 MW chacun) devrait leur permettre de fournir au réseau électrique
chinois jusqu’à 24 TWh d’électricité par an. Des adaptations techniques
ont été réalisées à Taishan par rapport à l’EPR de Flamanville, même s’il
existe des caractéristiques communes entre les deux types de constructions.
90
Daya Bay est la première coopération internationale réussie pour un grand projet de
centrale nucléaire au début de l’ouverture de la Chine. Aujourd’hui encore, ce projet
« reste emblématique de la coopération électronucléaire internationale » (cf. courrier du
PDG d’EDF au ministre et au vice-ministre de la NDRC le 15 janvier 2019).
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COUR DES COMPTES
80
a) L’aboutissement d’une coopération franco-chinoise ancienne
Taishan
91
est la première centrale EPR mise en service commercial
au monde, avec un investissement direct d’EDF. Le PDG d’EDF écrit dans
son courrier du 15 janvier 2019 aux ministre et vice-ministre de la
NDRC
92
, « le transfert de technologie réalisé à cette occasion permet à
notre partenaire de poursuivre le développement en Chine du réacteur le
plus sûr et le plus puissant au monde. Il s’inscrit ainsi dans la décision
stratégique de la Chine de développer la « Génération 3 » pour réaliser sa
transition énergétique et son développement technologique ».
Le paradoxe est que ces EPR de Taishan ont été mis en service avec
succès, sur le plan technique du moins
93
, ce qui valide la technologie
française, même si la réussite relative de ce chantier, qui a tout de même
enregistré un surcoût de 60 % par rapport aux estimations initiales, n’est
guère mise au crédit de cette technologie. Pourtant, l’apport de la
technologie française à la réussite de ce projet est majeur. Le design des
équipements clés de la technologie EPR est, par exemple, la propriété
intellectuelle de Framatome.
b) La contribution majeure de la technologie française à cette réussite
À Taishan, une partie des équipements de haute technologie dans la
partie nucléaire des installations a été fabriquée par des entreprises
françaises ou européennes, et certains par des entreprises chinoises. Les
générateurs de vapeur et le pressuriseur de l’unité 1 ont été fabriqués en
France, par Framatome. En revanche, dans la partie conventionnelle (salle
des machines), la turbine
Arabell
e a été conçue par
General Electric
et
91
Le district de Taishan est situé sur la côte de la mer de Chine méridionale à 50 km au
sud de la ville de Taicheng et 120 km au sud-ouest de Hong Kong.
92
National development and reform commission
(commission nationale pour le
développement et la réforme), de la République populaire de Chine, qui a un rôle de
régulation entre les différents ministères.
93
Lors de sa réunion du 31 juillet 2008, le conseil d’administration d’EDF a validé le
chiffre de 60 Mds RMB pour la construction des deux réacteurs, tout en autorisant EDF
international à contribuer à un éventuel surcoût du projet à hauteur de 20 % par rapport
à cette estimation initiale. En réalité les deux EPR ont été construits en 110 et 113 mois
soit un dépassement de 5 ans du délai initialement annoncé, pour un coût d’environ 95
milliards de RMB (environ 12,3 Md
au taux de change au 16 juin 2020), soit 60 % de
plus que le budget prévu (données citées dans le rapport de M. Jean-Martin Folz). La
construction a démarré en octobre 2009 soit quatre ans après Olkiluoto et près de deux ans
après Flamanville. Elle a pu bénéficier pendant quelques années des études et du retour
d’expérience des chantiers précités. La construction simultanée de deux tranches sur le
même site a constitué un atout, sachant que plusieurs autres chantiers étaient en cours en
même temps sur le territoire chinois au moment de la construction des deux réacteurs de
Taishan.
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D’UN EPR « OPTIMISÉ » À CONFIRMER
81
fabriquée conjointement avec l’équipementier chinois
Dong Fang Electric
(DEC). Le taux de localisation chinois des équipements est plus important
sur l’unité 2 que sur l’unité 1. Dans le cadre des contrats de sous-traitance
avec les équipementiers chinois sous la responsabilité de Framatome, les
générateurs de vapeur, le pressuriseur et la cuve ont été fabriqués en Chine.
Les opérations d’assemblage ont souvent été réalisées avec les sous-
composants importés de France (par exemple avec des pièces forgées du
Creusot), et avec l’assistance technique de Framatome. L’implication des
entreprises françaises concernées par le marché nucléaire chinois est
détaillée en annexe n° 4.
Si la mise en service des EPR est assurée, il n’est pas certain
néanmoins que leur exploitation se traduise pour EDF par un succès
économique.
2 - Des interrogations sur les conditions d’exploitation
de la joint-venture mise en place
a) La création d’une joint-venture dès 2009
Une
joint-venture
(JV) a été créée le 15 décembre 2009, pour une
durée de 50 ans (durée maximale octroyée par les autorités à cette date).
Elle expirera en 2059, soit environ 40 ans après le début de l’exploitation
des deux réacteurs. La durée de vie prévue à la conception de l’EPR étant
de 60 ans, les accords de JV prévoient qu’elle puisse être étendue pour être
mise en cohérence avec la durée d’exploitation des réacteurs. Cette
potentielle extension devra faire l’objet d’une validation à l’unanimité des
actionnaires et obtenir l’approbation des autorités chinoises. À l’expiration
de la JV, un calcul de la valeur terminale des actifs devra en principe être
réalisé. La trésorerie disponible devrait être distribuée vers les actionnaires
à hauteur de leur participation dans la société. À l’issue du processus, le
contrat de JV prévoit que les actifs soient transférés vers CGN.
Le 4 avril 2019, l’autorité de sûreté nucléaire chinoise (NNSA)
94
a
octroyé les permis d’exploitation des deux réacteurs de Taishan pour une
durée de 40 ans à compter du premier chargement. En conséquence, de
façon similaire à ce qui est observé en France, un réexamen de sûreté sera
nécessaire à l’issue des 40 premières années de fonctionnement pour
obtenir l’autorisation d’une prolongation d’exploitation.
94
National nuclear safety administration
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COUR DES COMPTES
82
b) La distribution des dividendes
Le contrat de JV prévoit que la distribution des dividendes fasse
l’objet d’une validation annuelle par le conseil d’administration de la
société en respectant un principe de maximisation du versement des
bénéfices. Toutefois, la gouvernance de la JV ne garantit pas
spécifiquement de prix.
Le conseil d’administration de la JV est constitué de neuf
administrateurs, dont trois nommés par EDF. Il se réunit à fréquence
trimestrielle.
c) Les conditions de détermination du prix de l’électricité en Chine
Le prix de vente de l’électricité reste encore largement administré
en Chine. Il est établi sur le marché par la rencontre de l’offre des
producteurs thermiques et de la demande des clients éligibles. En 2013,
l’administration chinoise en charge des prix
95
a défini un tarif régulé
nucléaire de 430 RMB/MWh, applicable pour toutes les centrales mises en
exploitation à partir du 1
er
janvier 2013. Ce tarif est toujours en vigueur
aujourd’hui pour les centrales de 2
ème
génération et n’a pas été revu depuis
2013. Cette réglementation prévoyait également la possibilité pour les
centrales nucléaires utilisant une technologie importée et innovante de
bénéficier d’un tarif différent, sans en donner le montant.
Les projets de centrales de 3
ème
génération (Gen3), pour lesquels ce
principe avait été défini, ont chacun fait l’objet d’une demande à la NDRC
d’un tarif de vente supérieur au tarif régulé existant, en cohérence avec des
coûts de construction supérieurs pour les têtes de série des projets Gen3.
La NDRC a organisé des consultations avec l’ensemble des entreprises
responsables (actionnaires majoritaires : CGN, CNNC et SPIC) des projets
Gen3, et plusieurs autres parties prenantes (ministères et experts)
À l’issue de consultations qui ont duré plusieurs mois, la NDRC a
communiqué aux propriétaires des projets Gen3 sa décision, datée de mars
2019, fixant les tarifs régulés pour les trois projets têtes de série, valables
jusqu’à fin 2021. Ils sont applicables sur un volume d’heures de production
cohérent avec les études de conception des réacteurs.
95
La NDRC est la
National Development and Reform Commission.
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83
Tableau n° 2 : tarifs régulés des premiers projets Gen3
Projets
Province
Tarif régulé
Taishan
Guangdong
435 RMB/MWh
Sanmen
Zhejiang
420,3 RMB/MWh
Haiyang
Shandong
415,1 RMB/MWh
Source : EDF, octobre 2019
Les autorités chinoises ont fixé, le 28 mars 2019, le tarif d’achat de
l’électricité produite par les réacteurs 1 et 2 de centrale nucléaire EPR de
Taishan à 435 RMB/kWh (soit 58
/MWh avec un taux de change de
7,5 RMB/
).
Dans sa décision du 27 juin 2019, la province du Guangdong a
demandé au gestionnaire de réseau provincial de faire fonctionner la
centrale de Taishan à hauteur de 7 500 h annuelles (équivalent à un taux
d’appel de 85,6 %).
Pour des raisons liées au secret des affaires, engageant qui plus est
une partie étrangère, le présent rapport ne fait pas état du détail des calculs
de rentabilité pour la société française. Il reste que le niveau du tarif devrait
être ajusté pour assurer une rentabilité de ce projet compatible avec l’effort
d’investissement consenti et les risques industriels et financiers pris par
l’entreprise française EDF.
C - Au Royaume-Uni, les réacteurs d’Hinkley Point 1
et 2 : un risque financier élevé pour EDF
EDF a fait du Royaume-Uni une des principales cibles de sa
stratégie d’expansion internationale. Après avoir développé une activité
dans la distribution, EDF a acheté la compagnie britannique
British
Energy
, alors en difficultés, et entrepris la construction de deux réacteurs
EPR à Hinkley Point.
En 2009, EDF a payé 15,7 Md
pour acquérir
British Energy
, un
prix très élevé au regard de la valeur des actifs de cette société, dans
l’objectif de construire des EPR au Royaume-Uni, tout en prolongeant la
durée de vie des réacteurs exploités par
British Energ
y. Les conditions de
ce rachat ont été examinées par la Cour notamment dans un rapport
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84
particulier de novembre 2015 consacré à la stratégie internationale
d’EDF
96
.
1 - La construction de deux réacteurs à Hinkley Point
Le gouvernement britannique a fondé une partie de sa stratégie
énergétique sur le remplacement de ses centrales nucléaires obsolètes par
de nouveaux réacteurs nucléaires. Il a choisi de confier à EDF la
construction de deux réacteurs à Hinkley Point.
En novembre 2012, EDF a obtenu l’accord de l’autorité de sûreté
nucléaire britannique, l’
Office for Nuclear Regulation
(ONR), sur le
dossier de sûreté de l’EPR. En octobre 2015, l’entreprise
China General
Nuclear Power Corporation
(CGN) est devenue partenaire du projet,
devenant actionnaire de la société constituée pour construire et exploiter
les deux réacteurs, «
New Nuclear Build
», dont
EDF Energy
est
actionnaire à 66,5 %, et CGN à 33,5 %. En juillet 2016, le conseil
d’administration d’EDF a donné son feu vert au lancement du projet. Les
travaux ont débuté en 2017, pour une mise en service prévue en 2025.
Le gouvernement britannique ne souhaitant pas financer sur le
budget de l’État la construction des deux nouveaux réacteurs nucléaires et
ne trouvant pas d’investisseurs privés acceptant de la financer, a passé avec
EDF un accord comprenant les dispositions suivantes :
L’élément principal est un « contrat pour différence » qui garantit à
l’exploitant un prix de vente de l’électricité de 92,5£
2012
par MWh,
pendant 35 ans. L’exploitant recevra un versement complémentaire aux
prix obtenus sur le marché si celui-ci est inférieur au prix garanti. Ce
versement sera effectué via une société publique «
Low Carbon
Contracts Company
» (LCCC), qui se financera par un prélèvement du
montant correspondant sur les sociétés de distribution d’électricité
britannique, celles-ci répercutant au bout du compte ce coût sur le
consommateur final. À l’inverse, l’exploitant fera un versement à LCCC
si le prix de marché est supérieur au prix garanti.
Le gouvernement britannique a signé ce type de contrat avec 40 autres
producteurs d’électricité bas carbone (dans les secteurs de l’énergie
éolienne et solaire principalement), pour un total de capacités nouvelles
de production de 6,7 GW. Ces contrats ont généralement une durée de
15 ans et prévoient un prix garanti entre 80 et 150 £/MWh.
96
Cour des comptes,
La stratégie internationale d’EDF, exercices 2009 à 2013,
actualisation pour l’exercice 2014
, Rapport particulier S 2015-1442, novembre 2015.
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D’UN EPR « OPTIMISÉ » À CONFIRMER
85
Le mécanisme retenu pour le financement de HPC est donc celui qui est
utilisé pour favoriser le développement des énergies renouvelables. Mais
le niveau de prix garanti retenu pour HPC est élevé. À titre d’exemple,
le prix garanti aux 11 lauréats de projets d’éoliennes en mer en 2017 est
de 70 £/MWh, pour des installations qui seront mises en service entre
2021 et 2023.
New Nuclear Build
devra constituer une provision de 7,3 Md£
2016
pour
couvrir les coûts de traitement et stockage des déchets nucléaires et de
démantèlement de la centrale en fin de vie.
Le Trésor britannique a offert une garantie d’emprunt jusqu’à 2 milliards
de livres qu’EDF a choisi de ne pas utiliser en raison de son coût.
Le gouvernement britannique garantit à la société de projet une
indemnité allant jusqu’à 22 Md£ si la stratégie énergétique de l’État
venait à changer au point de compromettre la construction et
l’exploitation de la centrale.
Lorsque le projet a été approuvé par le conseil d’administration
d’EDF, le coût total jusqu’à la mise en service était évalué à 18 Md£
2015
,
soit 23 Md
.
La construction du bâtiment a été confiée à une filiale de Bouygues
Construction, en groupement avec
Laing O'Rourke
. La chaudière est
réalisée par Framatome, la turbine par
General Electric
, la tuyauterie par
un groupement entre Boccard (France) et
Bilfinger
(Allemagne). Le
système de contrôle commande est réalisé par Framatome et Siemens.
2 - Un projet contesté au sein d’EDF et au Royaume-Uni
Le projet de construction de deux réacteurs nucléaires à Hinkley
Point s’est heurté à une contestation inhabituelle au sein de l’entreprise. Le
directeur financier d’EDF a démissionné en février 2016, considérant que
le risque était trop important pour le groupe alors que le chantier de
Flamanville était confronté à de nouvelles difficultés et que EDF devait
absorber la restructuration du secteur nucléaire français.
Les syndicats de l’entreprise, à l’exception de la CFDT, se sont
opposés au projet parce qu’il présentait à leurs yeux des risques élevés et
entraînait un endettement excessif de l’entreprise. Le comité central
d’entreprise (CCE), considérant que la direction d’EDF ne lui avait pas
fourni une information suffisante, a déposé un recours en 2016 devant la
Cour d’appel de Paris qui lui a donné raison par un arrêt du 7 septembre
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COUR DES COMPTES
86
2016 enjoignant la direction d’EDF de convoquer à nouveau le CCE, en lui
donnant une information plus complète.
Au Royaume-Uni, la « commission aux comptes publics » de la
chambre des communes, s’appuyant sur un rapport du
National Audit
Office
, a considéré dans un rapport déposé en novembre 2017 que : « le
gouvernement a fait de graves erreurs stratégiques et doit maintenant
expliquer ce qu’il va faire pour qu’elles ne soient pas répétées
97
». La
commission considérait que de nouvelles technologies d’énergies
renouvelables sont désormais meilleur marché que le nucléaire et elle
proposait de geler tout nouveau projet de centrale en attendant la
réévaluation de la stratégie du gouvernement sur le nucléaire.
3 - Un projet dont les risques ont été identifiés par un rapport
qui n’a été transmis ni aux administrateurs, ni aux tutelles
En décembre 2015, un rapport préparé à la demande du président
d’EDF par un groupe de revue présidé par M. Yannick d’Escatha a évalué
les risques du projet HPC. Il considérait que :
les risques juridiques et politiques liés aux accords avec le gouvernement
britannique et le partenaire chinois restaient élevés pour l’économie du
projet et l’équation financière du groupe EDF ;
l’organisation et la gouvernance n’étaient pas assez efficaces pour
garantir la maîtrise des risques du projet dans cette nouvelle phase
d’exécution ;
il y avait de nombreux risques techniques, au premier rang desquels la
Supply
Chain
:
Areva
présente
des
faiblesses
industrielles
préoccupantes ; de nombreux fournisseurs n’ont pas fait de construction
nucléaire depuis longtemps ;
la stratégie de planification étant limitée à un planning de mise en tension
des acteurs, le projet ne disposait pas d’un planning réaliste de nature à
éclairer les décideurs.
En outre, le rapport ne mentionne pas le risque de change ; pourtant
le rapport annuel d’EDF 2018 indique « En termes de devises, il est
important de noter qu’environ 1/3 des coûts du projet sont libellés en euros.
Ceci expose tant le projet que le groupe EDF au taux de change
euro/livre ». Il ne mentionne pas non plus le risque que les travaux de sol
s’avèrent plus difficiles à réaliser que prévu.
97
Hinkley Point C,
National Audit Office
, juin 2017.
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D’UN EPR « OPTIMISÉ » À CONFIRMER
87
Le rapport présente de nombreuses préconisations, en particulier
une modification profonde de l’organisation et de la gouvernance du projet,
des actions vigoureuses d’accompagnement des fournisseurs et l’adoption
d’un planning plus réaliste. Les éléments transmis à la Cour ne permettent
pas de rendre compte de la mise en
œ
uvre de ces préconisations.
Le Président d’EDF a refusé de transmettre l’intégralité de ce
rapport aux administrations de tutelle et aux administrateurs d’EDF,
considérant qu’il lui était destiné. Seule une synthèse en sera présentée au
conseil d’administration et aux autorités de tutelle. En revanche, la
direction d’EDF a été tenue, par un arrêt de la Cour d’appel de Paris en
date du 7 septembre 2018
98
, de remettre ce rapport dans son intégralité au
Comité central d’entreprise.
Enfin, le rapport s’abstient de formuler des recommandations
concernant le risque juridico-politique. On peut considérer cependant que
la sortie du Royaume-Uni de l’Union européenne pourrait avoir des
conséquences sur la conduite du projet, en particulier sur les délais
d’approvisionnement et sur la possibilité de recourir à des travailleurs
détachés présents en grand nombre sur le chantier.
4 - Un projet qui connaît à son tour des surcoûts et des retards
Le projet Hinkley Point bénéficie du retour d’expérience des
réacteurs construits auparavant. L’organisation de la responsabilité du
projet semble plus claire ; le responsable du projet s’appuie sur un
responsable des fonctions support (RH, finances, juridique), une
responsable du design qui fait l’interface avec les équipes en France, un
responsable technique chargé de faire l’interface avec l’autorité de sûreté
et de s’assurer de son acceptation du design (
licensing
).
La construction a formellement démarré en 2019 avec la coulée du
radier de l’îlot nucléaire du premier réacteur.
98
Arrêt du 7 septembre 2018 de la Cour d’appel de Paris, Pôle 6 – Chambre 1, n° RG
16/22821, faisant suite à l’appel interjeté le 10 novembre 2016 par le comité central
d’entreprise contre l’ordonnance rendue le 27 octobre 2016 par le président du tribunal
de grande instance de Paris.
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88
EDF a communiqué le 25 septembre 2019 sur un risque accentué de
retard de construction qui pourrait être de 15 mois pour le premier réacteur
(durée de construction prévue 72 mois à compter du premier béton) et neuf
mois pour le second réacteur
99
.
L’entreprise a indiqué en même temps que le coût du projet était
réévalué à un montant compris entre 21,5 Md£
2015
et 22,5 Md£
2015
.
La rentabilité des capitaux investis serait désormais, selon le
communiqué de presse d’EDF, de 7,6 % à 7,8 %, au lieu de 9 % annoncés
au conseil d’administration lorsqu’il avait donné son accord au projet.
Deux raisons principales expliquent l’augmentation du coût du
chantier et l’allongement vraisemblable des délais de livraison.
La nature des sols et les évolutions du design des bâtiments ont
conduit à un volume de terrassement très supérieur à ce qui avait été
calculé, pour un coût supplémentaire d’environ 450 M£.
L’exigence de l’ONR, l’autorité de sûreté britannique, de doubler le
système de contrôle commande numérique assurant la sûreté des deux
réacteurs par un système analogique a entraîné une révision profonde du
design de l’EPR. La nécessité de faire passer des câbles en grand nombre,
d’assurer le refroidissement de la chaleur qu’ils génèrent, d’installer les
équipements de commande dédiés ont conduit à revoir l’architecture des
bâtiments de contrôle, leur ventilation, leur intégration dans l’architecture
d’ensemble. Là se trouve la raison principale de la révision à la hausse des
coûts de construction. La prise en compte des exigences de l’ONR a
conduit à revoir le design fonctionnel du projet, au-delà du travail sur les
seuls dispositifs de contrôle commande.
Le rapport présenté par la commission présidée par M. Yannick
d’Escatha, constatait le volume très important de modifications apportées
au projet et les points qui restaient ouverts avec l’ONR, notamment relatifs
au système de ventilation, au remplacement des systèmes calorifuges dans
le bâtiment réacteur, à l’ajout de moyens de décompression de l’enceinte
en cas d’accident grave. Les rapporteurs invitaient le management de projet
à identifier et traiter plus rapidement les points ouverts pour endiguer le
flux des modifications.
99
Ces dates ne prennent pas en compte les conséquences probables de la crise sanitaire
née de l’épidémie de covid-19. EDF Energy a annoncé, le 24 mars 2020, qu’elle
réduisait de moitié ses effectifs sur le chantier du réacteur nucléaire Hinkley Point C.
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D’UN EPR « OPTIMISÉ » À CONFIRMER
89
Si l’expérience de Flamanville 3 et de Taishan a permis de
surmonter certaines difficultés, par exemple en réalisant le radier du
premier réacteur dans les délais, il reste une part d’incertitude liée au fait
qu’il ne s’agit pas de construire exactement les mêmes EPR à Hinkley
Point, ce qui limite le gain du retour d’expérience. Les coûts de design de
HPC sont évalués à 2 milliards de livres.
Le financement de ce projet pèse lourdement sur le bilan d’EDF. Un
peu plus de 8 Md£
2015
ont déjà été dépensés, et plus de 80 % du montant
total des dépenses ont été engagés, soit entre 21,5 Md£
2015
et 22,5 Md£
2015
.
Les dépenses sont couvertes par des injections de cash des deux
actionnaires sous forme de prêt d’actionnaires à la société de projet,
Nuclear New Building
.
À plus long terme, EDF cherchera à réduire son exposition sur le
projet et à lever de l’emprunt, mais ceci ne sera possible que si les risques
liés à cette installation diminuent et deviennent acceptables pour des
investisseurs privés.
Dans l’attente d’une telle évolution, EDF reste exposée aux résultats
de la société de projet à hauteur de sa part dans le capital, soit 63,5 %. On
peut craindre que cette situation ne perdure car la baisse du taux de
rentabilité interne du projet rend très difficile, sinon impossible, un
co-financement par de nouveaux investisseurs privés.
D - Les autres projets d’EDF au Royaume-Uni
Depuis 2008, la construction de réacteurs à Hinkley Point est
présentée comme une première étape dans la réalisation par EDF d’au
moins cinq réacteurs EPR au Royaume-Uni. EDF précise dans son rapport
annuel que « la société de projet
Nuclear New EDF
développe également,
dans le cadre du partenariat avec CGN, deux projets de construction
nucléaire au Royaume-Uni : Sizewell C et Bradwell B ».
Le responsable du projet a indiqué à la Cour qu’EDF entend
répliquer à Sizewell ce qui aura été construit à HPC et que cela permettra
d’abaisser le coût de la construction d’environ 20 %. Même dans ces
conditions, il indiquait que le prix de l’électricité produite ne serait pas
compétitif, cela n’étant possible que si le coût du financement pouvait être
considérablement réduit. Le gouvernement britannique a par ailleurs
indiqué qu’il ne pourra pas offrir une garantie de prix d’achat de
l’électricité semblable à celle dont a bénéficié le projet HPC, en raison des
critiques adressées à ce dispositif par le
National audit Office
et par la
chambre des communes. C’est pourquoi il étudie la possibilité de financer
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la construction de centrales électronucléaires comme celle d’un actif de
base régulé. Le gouvernement britannique a utilisé ce mécanisme pour
financer des infrastructures de transport, en assurant aux constructeurs un
financement dès le début des travaux et non lors de la mise en service de
l’équipement.
E - Des projets incertains en Inde
Alors que certains prospects n’ont pas abouti, comme en Italie où
EDF envisageait de construire avec
Enel
des réacteurs de type EPR, des
projets demeurent en Inde. Dans ce cas, les entreprises françaises ont
vocation à jouer un rôle de fournisseur et non d’investisseur.
L’Inde affiche, de longue date, une volonté de développer son parc
nucléaire – actuellement constitué de 22 réacteurs en fonctionnement et de
8 en construction – qui ne se concrétise pas.
Depuis 2008, la France et l’Inde ont signé de nombreux accords de
coopération dans le domaine nucléaire, prévoyant la construction de
réacteurs de type EPR sur le territoire indien dont :
un accord intergouvernemental finalisé et paraphé lors de la visite
présidentielle du 30 janvier 2008 à New Delhi et signé à Paris à
l’occasion du sommet France - Inde du 30 septembre 2008 ;
un accord de coopération entre Areva et
Nuclear Power Corporation of
India Limited
(NPCIL), signé à l’occasion d’une visite du secrétaire
d’État chargé du commerce extérieur français en Inde, en février 2009.
L’accord portait sur la construction de 6 réacteurs nucléaires de
1 600 MW à Jaitapur, au sud de Bombay.
un accord-cadre entre EDF et NPCIL portant sur la construction de
6 réacteurs EPR à Jaitapur signé à l’occasion de la visite du président
français en Inde, en mars 2018.
EDF a remis une offre technico-commerciale complète le
14 décembre 2018
100
. Le Président de la République française et le Premier
ministre indien ont confirmé, lors d’une rencontre le 22 août 2019, leur
volonté d’avancer rapidement sur le projet.
100
L’offre remise était conditionnée au respect de trois conditions : i) la convergence
technique sur un certain nombre de points ouverts, ii) la mise en place d’un régime de
Responsabilité Civile Nucléaire offrant une protection équivalente aux standards
internationaux, iii) la mise en place d’une stratégie de financement.
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UNE STRATÉGIE INTERNATIONALE PRISE EN DÉFAUT ET LA PERSPECTIVE
D’UN EPR « OPTIMISÉ » À CONFIRMER
91
1 - Des promesses de soutien financier public important
du gouvernement français pour faire aboutir ces ventes
Dès la signature du protocole d’accord entre Areva et NPCIL en
2009, le gouvernement français s’est montré disposé à accorder un crédit
export, garanti par la Coface (aujourd’hui Bpifrance Assurance Export),
pour 70 % du montant des contrats français (Areva, ALSTOM) aux
conditions économiques de l’époque, soit environ 5 milliards d’euros pour
deux réacteurs. Les 30 % restant devant être apportés par NPCIL
101
.
Depuis lors, la proposition des autorités françaises a été encore
améliorée, en particulier grâce à la création, en 2013, de la SFIL (Société
de Financement Local), banque publique de développement française, qui
depuis 2015 est autorisée à refinancer les crédits export jusqu’à 75 % du
montant du crédit bancaire garanti.
La partie indienne souhaite une offre de financement portant sur les
six unités, la direction générale du Trésor estimant « qu’à ce stade de la
discussion, un montant de crédit export entre 10 et 15 milliards d’euros
pourrait être indiqué ». Ce montant est à rapprocher de l’encours total
d’assurance-crédit actuel, soit environ 70 milliards d’euros. Les durées
proposées pourraient aller jusqu’à 10 ans de tirage et 18 ans de
remboursement. La garantie souveraine du gouvernement indien, dont le
principe a été acté dans le cadre du comité franco-indien sur le financement
de projet Jaitapur, est nécessaire, de sorte que le risque pris serait un risque
souverain sur l’Inde classé en catégorie 3 sur 7, sachant que l’encours
souverain sur l’Inde au titre d’autres projets, au 31 décembre 2018, était
déjà de 8,9 milliards d’euros.
La combinaison du crédit export garanti et du refinancement par la
SFIL rapprocherait le financement français des conditions d’un
financement d’État à État.
Les autorités françaises sont donc prêtes à mettre en place des
conditions de financements extrêmement favorables à l’acheteur indien et
à accorder une garantie publique à des crédits d’un montant considérable,
101
La mise en place d’un financement de ce type était subordonné au respect des règles
de l’OCDE en matière de taux d’intérêt et de durée du crédit, à l’octroi d’une garantie
souveraine par le ministère indien des finances (qui a pour politique de ne pas accorder
ce type de garantie pour un crédit acheteur considéré comme un emprunt commercial) ;
à un accord bilatéral exonérant les fournisseurs de responsabilité civile en cas
d’accident nucléaire ; des accords portant sur le respect de la propriété intellectuelle et
l’échange d’informations classifiées ; à la réalisation d’une étude environnementale sur
l’impact du projet et, bien sûr, à la signature d’un accord commercial.
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sur des durées très longues qui rendent le risque pris d’autant plus
important.
2 - Des négociations qui n’aboutissent pas
Bien que le projet de Jaitapur figure à l’agenda de toutes les
rencontres bilatérales depuis 2008 et en dépit des conditions très favorables
proposées par les pouvoirs publics français, les négociations avec l’Inde ne
progressent pas depuis 2008.
Plusieurs conditions, nécessaires pour permettre la mise en place
d’un crédit export, ne sont pas encore remplies :
le gouvernement indien s’est dit prêt à accorder une garantie souveraine
au projet et a envoyé en ce sens un premier document à la direction
générale du Trésor, mais les modalités de mise en place d’une telle
garantie ainsi que sa rédaction restent à négocier ;
une étude environnementale et sociale a été commandée à des
consultants indépendants choisis par Bpifrance et un
pool
de banques
internationales. Ces consultants ont rendu des rapports préliminaires en
2018 dans lesquels ils relevaient plusieurs points d’attention qui ont été
discutés avec NPCIL en 2019. Un nouveau rapport doit être rendu
prochainement suite à une visite sur le site envisagé pour la construction.
À noter qu’un tremblement de terre a eu lieu le 14 novembre 2009 à
90 kilomètres du lieu d’implantation prévu et qu’un rapport publié en
septembre 2019 par l’Autorité nationale de gestion des catastrophes
(NDMA) et l’Institut international des technologies de l’informations
d’Hyderabad confirme le risque sismique dans la région.
La négociation achoppe sur d’autres points.
La convergence technique : la persistance de certains points techniques
ouverts et pourtant structurants pour la technologie EPR ont conduit
NPCIL et Areva à signer un contrat d’études afin d’étudier la
« licenciabilité » du produit EPR en Inde.
La mise en place d’un régime de responsabilité civile nucléaire : les
autorités indiennes ont communiqué à EDF une version révisée du
document explicatif du régime de RCN dans lequel sont précisées
certaines modalités d’interprétation de la loi indienne sans pour autant
parvenir à ce jour à un cadre totalement satisfaisant pour les intervenants
sur le projet.
La négociation commerciale n’a jamais été conclue malgré les
rabais toujours plus importants consentis par Areva.
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UNE STRATÉGIE INTERNATIONALE PRISE EN DÉFAUT ET LA PERSPECTIVE
D’UN EPR « OPTIMISÉ » À CONFIRMER
93
On peut s’interroger sur la possibilité de rentabiliser un projet de ce
type en Inde. Une note de la Direction générale du Trésor, du 10 décembre
2010 (n° GIN 2010/03904), indique que « le coût de base unitaire de
l’électricité exprimée en roupies par kilowattheure est considéré par les
Indiens comme l’indicateur central pour les EPR. Après plusieurs mois de
négociations, Areva et NPCIL sont tombés d’accord sur une proposition
entrant dans les limites du plafond indien, soit un coût du kilowattheure
inférieur à 4 roupies. Il n’est pas précisé de combien le prix aurait été
inférieur à 4 roupies. En septembre 2019, 1 roupie indienne (INR) =
0,0126
. Dans le cadre de cet accord, un kWh d’électricité aurait donc été
vendu à un tarif inférieur à 0,0504
. Le prix était de 0,0817 HT en France
au même moment.
On voit mal comment un prix de vente aussi bas pourrait être
pratiqué alors que l’offre remise par EDF repose sur les hypothèses
suivantes : « le coût total de ce projet de six réacteurs EPR a été estimé à
environ 26,6 milliards d’euros 2016, dont 10,5 milliards d’euros 2016 pour
la première paire de réacteurs ».
En Inde, le «
Levelized Cost Of Energy
» (LCOE) moyen des
nouveaux projets de centrales photovoltaïques en 2018 avoisine 63
/MWh
selon l'
International Renewable Energy Agency
(Irena). Si l’on prend
comme référence le prix garanti accordé par le gouvernement britannique
au projet Hinkley Point, soit 120
/MWh, on constate que le principal
problème auquel se heurte le projet de Jaitapur est son manque de
compétitivité.
II - La construction d’une série d’EPR2
en France : un choix technologique,
économique et de politique énergétique
A - Un objectif de réduction du coût de construction
à confirmer
EDF a fait le choix de proposer à l’ASN et aux autorités
administratives un nouveau modèle d’EPR, « optimisé », présenté comme
plus simple et moins cher à construire en France : l’EPR2.
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1 - Une optimisation et une organisation pensées à partir
du retour d’expérience interne à EDF de la construction des EPR
a) Un EPR « optimisé »
Début 2015, EDF et Areva ont lancé en commun le projet EPR
« nouveau modèle » (EPR NM), qui intégrait le retour d’expérience réalisé
par EDF sans y associer toutes les parties prenantes, de la construction des
premiers réacteurs EPR et était axé sur trois vecteurs d’optimisation du
coût et de la durée de construction : la simplification du design,
l’industrialisation du produit et l’amélioration de l’ingénierie. L’EPR NM
comprenait plusieurs innovations par rapport à l’EPR, présentées dans
leurs grandes lignes à l’ASN dès octobre 2015
102
, dont : le passage d’une
enceinte de confinement à double paroi avec liner à une enceinte à simple
paroi avec liner, la suppression d’un train de sauvegarde dédié à la