Pour atteindre ses objectifs de transition énergétique, l’UE aura besoin de bâtir plus de 50 GW supplémentaires de nucléaires d’ici à 2050, soit plus de 30 réacteurs. Autant de réacteurs, cela coûte cher, mais cher comment et pourquoi ? Explications.
« Beaucoup de pays posent un regard nouveau sur le rôle que le nucléaire peut jouer […] parce qu’il peut nous aider à atteindre nos objectifs en matière de climat. »
Ces mots sont ceux de la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, dans un discours fleuve en faveur du nucléaire prononcé fin mars lors du sommet international du nucléaire (Nuclear energy summit, NES, en anglais) à Bruxelles.
Ce revirement dans la réthorique de l’exécutif européen répond aux 15 États membres de l’UE pro-nucléaire qui, par le biais de l’« alliance du nucléaire », ont déclaré vouloir disposer de 150 GW de nucléaire dans l’UE et au Royaume-Uni d’ici 2050.
Un tel objectif supposerait l’ajout de plus de 50 GW au parc européen actuel, ce qui nécessiterait des moyens financiers très importants.
Au gré d’estimations plus ou moins fiables, le coût de cette entreprise oscille entre 5 et 11 milliards d’euros par GW. Une fourchette qui, selon le professeur Jaques Percebois, économiste spécialiste de l’énergie, « montre une grande incertitude et une grande différence dans les paramètres pris en compte », confie-t-il à Euractiv.
Il convient donc, assurément, d’apporter quelques éclaircissements.
Paramètres de base
Afin de définir correctement le coût du nucléaire, faut-il encore se mettre d’accord sur le référentiel choisi.
Lorsque les coûts sont exprimés en production d’électricité (kWh, GWh), ils prennent en compte le coût total : investissements dans la construction, fonctionnement (quotidien, maintenance, etc.) et combustible (chargement, cycle de vie, etc.).
Or, souvent, les estimations sont exprimées en puissance développée (kW, GW), c’est-à-dire en coût de construction, car il représente, dans le nucléaire, environ 70 % du coût d’un nouveau réacteur, contre 15 % environ pour les coûts de fonctionnement et 15 % environ pour les coûts de combustible, estime le Pr. Percebois.
Le coût global peut ensuite largement varier en fonction du taux d’actualisation de l’énergie choisi, c’est-à-dire le niveau estimé entre la valeur d’un euro aujourd’hui et ce qu’il vaudra de moins dans plusieurs années.
Construction et financement
Au coeur des coûts de construction : les coûts de financement. Cruciaux, ces derniers peuvent faire varier la facture de la construction « de plus ou moins 30 % », signale le Pr. Percebois.
Quatre moyens, non exclusifs, sont à la disposition du constructeur pour se financer : les fonds propres, l’emprunt, le financement par actions et les subventions publiques.
C’est surtout au niveau de l’emprunt que les coûts peuvent s’envoler, en fonction du montant demandé, de l’identité du prêteur et du demandeur et de la confiance dans le projet. Ensemble, ces paramètres forment le « coût moyen pondéré du capital » (CMPC). Plus il est élevé, plus le coût du prêt est élevé.
Plusieurs moyens tendent à le faire baisser, en premier lieu desquels la baisse du montant du prêt demandé en maximisant le recours aux subventions et aux fonds propres.
Concernant les subventions, faudrait-il encore pouvoir assouplir les règles européennes d’interdiction des aides d’États. Plusieurs États membres de l’UE demandent également la possibilité de piocher dans des fonds européens pour financer le nucléaire, voire d’en constituer.
Sans oublier qu’un État actionnaire, comme la France pour EDF, peut apporter des dotations en capital. Cela permet, en outre, de réduire les risques d’insolvabilité, et donc les taux de prêts pratiqués.
Soutien des banques multilatérales
Dans cette logique, le soutien au financement des banques multilatérales, comme la Banque européenne d’investissement (BEI), peut également s’avérer décisif.
« Leur apport est essentiel en raison des taux bas qu’elles pratiquent et le signal qu’elles envoient aux autres investisseurs », explique à Euractiv Valérie Faudon, déléguée générale de la Sfen, association française en soutien du nucléaire.
Enfin, les constructeurs peuvent aussi faire financer une partie de leur projet par une coopérative de grands consommateurs industriels d’électricité qui profitent, en retour, d’une exclusivité sur toute ou partie de la production. C’est le modèle choisi en Finlande avec le dernier réacteur Olkiluoto 3.
« C’est envisageable, mais ce n’est pas le modèle qui sera le plus répandu en Europe, dans la mesure où peu de consommateurs sont capables d’absorber la production d’un réacteur nucléaire de grande taille », explique à Euractiv François Lévêque, professeur d’économie à l’école d’ingénierie Mines Paris PSL.
En France, EDF étudie actuellement trois lettres d’intentions portant sur 10 TWh de production.
Facteur de charge et durée de vie
Coté fonctionnement, les coûts peuvent varier en fonction de plusieurs métriques, dont le facteur de charge du réacteur, c’est-à-dire le ratio entre le temps de production réel et la capacité temporelle théorique de production.
Son estimation peut faire grandement varier les coûts estimés du nucléaire. En France, « l’optimisme de la Commission de régulation de l’énergie sur le facteur de charge du nucléaire l’a amené à estimer le prix de revient du nucléaire actuel [parc des 56 réacteurs en activité] à environ 60 €/MWh, contre 75 €/MWh pour EDF », explique le professeur Percebois.
Il est d’autant plus difficile à définir que « son estimation dépend en grande partie du système et du mix électriques des prochaines années, dont nous ne connaissons pas clairement la composition à horizon 15, 30 ans », avance le professeur Lévêque.
La durée de fonctionnement supposée du réacteur joue également dans l’estimation des coûts.
Technologie choisie
La technologie de réacteur choisie sera également cruciale.
Les grands réacteurs (EPR) ont le défaut de leur qualité, à savoir de profiter d’économies d’échelle (augmentation de la puissance déployée à mesure de nouvelles constructions), jusqu’à ce que cela entraîne une complexité telle des réacteurs que les retards et les surcoûts se superposent.
C’est, en substance, ce qui se passe actuellement sur les réacteurs en construction en France à Flamanville et en Angleterre à Hinkley Point.
En substance, l’industrie nucléaire souffre de ce que le professeur Lévêque appelle « la malédiction des coûts croissant ».
« Comme il n’y a jamais deux fois le même aéroport, il n’y a jamais vraiment deux fois le même réacteur nucléaire, illustre-t-il. Par conséquent, sans effets de série, les coûts stagnent ou augmentent, mais ne baissent pas ».
Pour diminuer ces coûts, rien de mieux donc, comme pour les petits réacteurs modulaires (small modular reactors, SMR, en anglais) que de produire en série.
Effets de série
« L’effet de série peut réduire la facture, entre le premier réacteur et le premier bénéficiant des effets de série, de 20 à 25 % », estime le Pr. Percebois. L’Agence internationale de l’énergie (2021) et la Sfen (2018) vont jusqu’à 30 % de baisse.
En France, la construction en série produirait des effets à partir du 5e réacteur, estiment les experts. C’est plus difficile à dire au niveau européen.
Enfin, le coût de la main d’oeuvre et des matériaux de construction (acier, béton, etc.) jouent également dans le coût de construction final.
Pas d’estimations claires
En prenant en compte l’ensemble de ces éléments, il est donc difficile de faire des estimations claires. D’où le fait que les montants évoqués pour le moment oscillent du simple au double.
Il sera toutefois nécessaire, à un moment donné, « d’avoir des chiffres », ne serait-ce que pour estimer les besoins de financement, alerte le Pr. Percebois.
Faudrait-il aussi disposer de certitudes sur le nombre de GW envisagés. EDF rappelle que 58 GW ont déjà été annoncés (pas forcément validés) par 14 États membres de l’UE et le Royaume-uni et qu’in fine, cela ne représente qu’une partie des financements nécessaires pour atteindre, en 2050 dans l’UE et au Royaume-Uni, 150 GW de nucléaire.
[Édité par Anne-Sophie Gayet]