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Une alliance de 15 États membres pro-nucléaires de l’UE a déclaré que l’UE avait besoin de 50 GW supplémentaires d’énergie nucléaire d’ici 2050 pour atteindre les objectifs de transition énergétique, ce qui nécessiterait la construction de plus de 30 nouveaux réacteurs.
Les 50 GW supplémentaires de capacité nucléaire sont estimés entre 5 et 11 milliards d’euros par GW, une fourchette qui « montre beaucoup d’incertitude et une grande différence dans les hypothèses », a déclaré à Euractiv le professeur Jaques Percebois, économiste de l’énergie.
Hypothèses de base
Lorsque les coûts sont exprimés en termes de production d’électricité (mesurés en kWh, GWh), ils prennent en compte le coût total de l’unité de production d’électricité : investissement en construction, en exploitation (fonctionnement quotidien, maintenance, etc.) et en carburant. (chargement, cycle de vie, etc.). Il s’agit du coût actualisé de l’énergie (LCOE).
Cependant, les estimations se concentrent souvent sur les coûts d’investissement nécessaires à la construction de la centrale (mesurés en kW, GW).
« Parce que cela représente environ 70 % du coût d’un nouveau réacteur alors que les coûts d’exploitation ne représentent qu’environ 15 % et les coûts de combustible environ 15 % du montant total », a expliqué Percebois.
Différentes estimations peuvent inclure ou exclure les coûts associés au déclassement des usines et au traitement des déchets. Les chiffres des coûts peuvent également être fortement influencés par des hypothèses concernant des facteurs externes tels que les taux d’inflation futurs.
Construction et financement
Au cœur de la construction se trouvent des coûts de financement qui peuvent influencer la facture finale de construction « de plus ou moins 30 % », selon Percebois.
Il existe quatre moyens non exclusifs pour les promoteurs de financer leurs projets : les fonds propres, le financement par fonds propres, l’emprunt et les subventions publiques.
Aujourd’hui, les investissements externes en capital-investissement dans le développement de centrales nucléaires en Europe sont rares.
Un modèle à l’étude serait celui d’une coopérative de grands consommateurs industriels d’électricité qui investirait dans la construction d’une centrale. En contrepartie, ils bénéficient de droits exclusifs sur tout ou partie de l’électricité produite. C’est le modèle choisi en Finlande pour le dernier réacteur Olkiluoto 3.
« C’est envisageable, mais ce ne sera pas le modèle le plus répandu en Europe, dans la mesure où peu de consommateurs sont capables d’absorber la puissance d’un grand réacteur nucléaire », selon François Lévêque, professeur d’économie à l’école d’ingénieurs Mines Paris PSL.
Cela fait de l’emprunt le principal canal de capitaux privés pour financer la construction de réacteurs nucléaires.
Les coûts d’emprunt peuvent être substantiels, en fonction du montant demandé, de la personne qui emprunte l’argent et de la confiance de la banque dans les chances de réussite du projet.
Il existe de nombreuses façons de réduire ces frais d’intérêt. La plus importante consiste à réduire le montant des prêts en maximisant le recours aux subventions publiques et aux fonds propres soutenus par l’État.
Tout pays souhaitant subventionner la construction de centrales nucléaires doit se conformer aux règles de l’UE en matière d’aides d’État. Plusieurs Etats membres réclament également la possibilité de puiser dans les fonds européens pour financer le nucléaire, voire de créer de nouveaux fonds dédiés.
Le soutien au financement des banques publiques, comme la Banque européenne d’investissement (BEI), peut également s’avérer décisif.
« Leur contribution est essentielle en raison des tarifs bas pratiqués et du signal envoyé aux autres investisseurs », a expliqué Valérie Faudon, déléguée générale du Sfen, l’association française de soutien au nucléaire.
Enfin, un actionnaire étatique, comme la France dans le cas d’EDF, peut procéder à des injections directes de capital, ce qui réduit le risque d’insolvabilité. Plus généralement, les entreprises nucléaires peuvent utiliser leurs propres bilans pour financer la construction. Les deux approches peuvent contribuer à réduire les taux d’intérêt de tout prêt associé.
Taux de production d’électricité
Le taux de production d’électricité attendu d’une centrale influence profondément ses coûts d’exploitation estimés.
En France, « l’optimisme de la Commission de régulation de l’énergie sur le potentiel de production du nucléaire a conduit à estimer le coût actuel du nucléaire » [for a fleet of 56 operating reactors] autour de 60 €/MWh, contre 75 €/MWh pour EDF », précise Jacques Percebois.
Les taux de production d’énergie nucléaire sont difficiles à prévoir car « […] dépend en grande partie du système et du mix électrique des années à venir, dont la composition n’est pas clairement connue avant 15 ou 30 ans », a ajouté Lévêque.
La technologie choisie
La technologie choisie pour le réacteur sera également cruciale.
L’ampleur même des grands réacteurs apporte de la complexité, ce qui a entraîné des retards de construction et des dépassements de coûts. C’est essentiellement ce qui se passe avec les réacteurs en construction en France à Flamanville et au Royaume-Uni à Hinkley Point.
« De même qu’on ne retrouvera jamais deux fois le même aéroport, on ne retrouvera jamais vraiment deux fois le même réacteur nucléaire », explique Lévêque. « Par conséquent […] les coûts stagnent ou augmentent, mais ne baissent jamais.
Production en série = coûts unitaires réduits
Les partisans des petits réacteurs modulaires (SMR) soutiennent que ce problème peut être surmonté par la production en masse de centrales nucléaires à plus petite échelle.
Grâce à l’effet série, les coûts unitaires des réacteurs produits en série peuvent être « 20 à 25 % » inférieurs aux coûts du premier réacteur, selon Percebois. L’Agence internationale de l’énergie (2021) et le Sfen (2018) estiment une réduction allant jusqu’à 30 %.
En France, les experts estiment que cette économie se fera sentir à partir du 5ème réacteur.
Même si les grands réacteurs peuvent bénéficier de l’effet série, son impact est plus important lorsque de nombreux réacteurs sortent d’une chaîne de production – comme cela peut être le cas pour les SMR.
Plus de clarté nécessaire
Cette combinaison de facteurs explique les grandes variations dans les estimations des coûts du nouveau nucléaire. Mais à un moment donné, il faudra « avoir des chiffres », prévient Percebois, ne serait-ce que pour estimer les besoins de financement.
EDF cherche à clarifier le nombre de réacteurs qui seront développés en Europe, notant que les 58 GW de nouvelle capacité nucléaire annoncés (mais pas nécessairement confirmés) ne suffiront pas pour que l’Europe atteigne 150 GW d’ici 2050.
[Edited by Anna Martino/Donagh Cagney/Alice Taylor]
