Financer le nucléaire sans argent public et sans démanteler EDF : une solution existe !

Ce n’est pas en renationalisant, puis en démantelant le groupe EDF que la France pourra piloter efficacement la transition énergétique.

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Financer le nucléaire sans argent public et sans démanteler EDF : une solution existe !

Publié le 21 juin 2022
- A +

Nous avons montré dans un précédent article que la stratégie énergétique 2050 annoncée par le président de la République relance insuffisamment le nucléaire, et que décarboner de façon compétitive et résiliente l’économie française à l’horizon 2050 nécessite de disposer à cette échéance d’une puissance installée nucléaire de l’ordre de 85 GW (60 à 65 % du mix électrique).

EDF est en grande difficulté financière, à cause de la sous-évaluation du prix de vente de l’ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique), fixé à 42 euros/MWh en 2012, et surtout non réévalué depuis, malgré les conséquences post Fukushima et le plan d’investissement (grand carénage) de 50 milliards d’euros qui a été engagé.

À la fin de 2021, ces difficultés se sont aggravées à cause de l’envolée des prix du gaz, et corrélativement de l’électricité, conduisant le gouvernement à relever à la dernière minute le plafond de l’ARENH pour établir un bouclier tarifaire, et surtout à cause d’un défaut générique de corrosion découvert sur des circuits hydrauliques de secours, ramenant à environ 300 TWh la production nucléaire en 2022 et 2023, contre 360 TWh en 2021.

Selon les déclarations récentes du gouvernement, une renationalisation d’EDF « n’est pas exclue », pour accompagner un financement public des 6 EPR en voie de lancement.

Cet article a pour objet de proposer :

  • Un schéma de financement optimum et résilient, basé sur la garantie de l’État, mais ne nécessitant pas de faire appel à de l’argent public.
  • Une adaptation de l’organisation d’EDF pour mettre en œuvre ce schéma de financement, en créant une filiale nucléaire régulée au sein du groupe, qui mettra en priorité la production nucléaire à la disposition des consommateurs français, tout en restant dans un schéma compatible avec les règles européennes, et en préservant l’intégrité du groupe, sans le renationaliser.

 

Financement du nucléaire : un dispositif minimisant les risques et le coût, sans faire appel à l’argent public

Le coût du programme EPR2, hors coût de financement, en euros en 2020 :

Le rapport publié par le gouvernement le 18 février dernier indique que le coût audité des 6 premiers EPR2 est de 51,7 milliards d’euros, se décomposant ainsi :

  • 3,7 milliards de conception (design détaillé à partir du basic design élaboré par EDF)
  • 16,9 milliards pour la construction de la première paire
  • 15,8 milliards pour la construction de la deuxième paire
  • 15,3 milliards pour la construction de la troisième paire

 

Les coûts de construction intègrent une provision de 6,9 milliards pour incertitudes, aléas et risques (soit 16 % du coût hors provisions), qui est logiquement plus importante pour les premiers exemplaires construits, en fonction d’une courbe d’expérience, et une provision pour le démantèlement et la gestion des déchets de 1,7 milliards.

En retenant 15,3 milliards pour la construction des paires suivantes, le coût total du programme en euros 2020 ressort à 296,5 milliards pour 38 EPR2 en 2050, que l’on peut arrondir à 300 milliards dépensés pour l’essentiel sur la période 2026-2050, soit un rythme moyen d’investissement de 12 milliards par an.

Le coût actualisé de l’électricité produite, à calendrier et coûts de construction respectés, dépend principalement du coût moyen pondéré du capital investi (WACC), en raison des délais de construction avant début de production, et de la durée de vie de l’équipement (60 ans à 80 ans) : le rapport du gouvernement évalue ainsi le coût de production à 60 euros/MWh avec un coût du capital de 4 %, et de 100 euros/MWh avec un coût du capital de 7 %.

Ces évaluations sont cohérentes avec la situation des projets d’EPR en Grande-Bretagne que porte EDF Energy :

Les deux premiers EPR de Hinkley Point sont financés dans le cadre d’un contrat pour différence, sur le même modèle que le financement des ENR. Ce contrat garantit pendant 35 ans un prix de 96 livres/MWh (115 euros/MWh) pour éliminer le risque de marché, mais le risque de construction et d’exploitation est entièrement porté par EDF (et son partenaire chinois CGN), ce qui explique que le coût du capital est élevé (de l’ordre de 10 %). Aucun risque n’est pris en charge par le contribuable ou le consommateur, mais la contrepartie est un prix de l’électricité élevé.

Pour les deux EPR suivants (projet de Sizewell), EDF et l’État britannique ont mis au point un schéma de financement de « Base d’Actifs Régulée » (BAR) qui permet de réduire le coût du capital des futurs réacteurs nucléaires, donc le coût de l’électricité qui sera produite, sans pour autant y investir de l’argent public. Dans ce schéma, une rémunération définie par le régulateur est payée par les consommateurs dès la phase de construction, l’État apporte sa garantie sur la pérennité du dispositif, et les surcoûts par rapport à un coût cible sont partagés entre l’investisseur (EDF) et les consommateurs, jusqu’à un plafond.

 

Le site Econpapers indique que le schéma de la BAR permet d’obtenir des financements attractifs de la part d’investisseurs institutionnels (fonds de pension…), et qu’un WACC de 3,5 % correspond à un prix de l’électricité pendant la phase de production de 53 livres /MWh (64 euros/MWh), avec un risque de dérapage relativement maîtrisé (64 livres /MWh, soit 77 euros/MWh avec un surcoût de 48 %).

Dans le communiqué de presse de présentation de ses résultats 2021, EDF confirme cette orientation :

Pour optimiser le prix de l’électricité du nouveau nucléaire, l’idée de base est donc de mettre en place un mode de financement analogue à celui des réseaux (ENEDIS investit 4,5 milliards d’euros/an sans subvention publique et sans s’endetter), avec un prix régulé du nucléaire (AREN) rémunérant la base d’actifs (y compris actifs en construction) et les OPEX + un bénéfice conventionnel.

Cette solution permet, dans une certaine limite, de ne pas faire porter le risque (aléas, dépassements de coûts, délais) sur l’opérateur EDF, mais sur la communauté des clients, avec la garantie de l’État sur la pérennité du dispositif, et donc de procurer un cash flow d’autofinancement et de bonnes conditions d’emprunt, avec un WACC de l’ordre de 4 %, garant d’un prix optimisé de l’électricité nucléaire à long terme (60 à 80 euros/MWh selon respect des coûts et des délais).

Cette solution pourrait également être proposée à d’autres opérateurs qu’EDF souhaitant investir dans le parc nucléaire français, bien que TotalEnergies et ENGIE ne soient pas intéressés.

 

Une adaptation de l’organisation d’EDF préservant l’intégrité d’un groupe leader mondial en difficulté

La mise en œuvre du schéma de financement exposé ci-dessus suppose de sortir le nucléaire du domaine concurrentiel et de le considérer comme un service public essentiel, au même titre que les réseaux, mais cela n’implique pas pour autant de renationaliser EDF, ni de le démanteler, comme le prévoyait feu le projet Hercule poussé par le précédent gouvernement : il est en particulier primordial de conserver la compétence nucléaire au sein du groupe, pour les projets en Grande-Bretagne, et demain en Pologne, Inde…

Une solution relativement simple à mettre en œuvre est de créer une filiale nucléaire régulée au sein du groupe, avec une gestion indépendante, sur le modèle d’ENEDIS, qui reprendrait les actifs nucléaires existants, y compris l’EPR de Flamanville, et engagerait le nouveau programme EPR2.

La production nucléaire serait mise à disposition des fournisseurs (y compris EDF Commerce) pour les besoins de base (ruban) sur le marché français, à un prix AREN à déterminer par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) : de l’ordre de 50-55 euros/MWh au départ, pour rejoindre à long terme le prix de production des EPR2 (60-80 euros/MWh).

Les fournisseurs d’électricité contractualisant, sous le contrôle de la CRE, une fourniture d’électricité nucléaire correspondant aux besoins de leur portefeuille de clients, auraient une obligation d’enlèvement de type take or pay, avec interdiction de revendre cette électricité sur le marché de gros (c’est actuellement autorisé pour l’ARENH au premier trimestre de l’année !), et le surplus de production serait vendu par la filiale sur le marché de gros européen au mieux de ses intérêts.

Avec ce système, il n’y aura plus de problème de volatilité excessive du tarif régulé de vente TRVE dû au plafonnement de l’ARENH, les consommateurs français profitant en priorité de la production nucléaire, avec une visibilité sur l’évolution à long terme.

Pour les industriels électro-intensifs, on peut imaginer un accès direct à l’électricité nucléaire, dans le cadre d’un contrat à long terme, avec en contrepartie une participation au financement par prêt ou obligation long terme de la filiale nucléaire, afin d’éviter un problème d’avantage concurrentiel indu dans le cadre des règles de l’UE.

Le but est de procurer dès le départ le cash-flow permettant à la filiale de financer les investissements de prolongation des réacteurs existants (grand carénage, 50 milliards d’euros) et d’engager la construction des EPR2, avec une partie empruntée sur les marchés financiers : il y aura peut-être une dotation en fonds propres de l’État (ou de BPI/Caisse des Dépôts) avec participation très minoritaire à faire au départ pour capitaliser la filiale nucléaire, mais sans commune mesure avec un financement par les contribuables d’une grande partie d’un investissement global sur 30 ans  de l’ordre de 300 milliards.

Les conditions de financement seront optimisées grâce à la reconnaissance du nucléaire dans la taxonomie verte de l’UE (si la contestation en cours au Parlement de l’UE n’aboutit pas) et le schéma de la BAR.

Dans ce schéma, EDF restera un groupe intégré international, son activité nucléaire en France sera dé-risquée, avec des revenus régulés, ce qui lui donnera davantage de latitudes pour développer et financer ses activités concurrentielles en France et à l’international (production nucléaire à l’international, ENR y compris hydraulique, services énergétiques, vente d’énergie…), tout en gardant une certaine maîtrise de l’optimisation du mix de production en France.

Vis-à-vis de l’UE et des fournisseurs concurrents d’EDF (principalement TotalEnergies et ENGIE), il y aura trois points principaux à traiter, pour assurer la compatibilité de cette organisation avec les règles du marché unique européen :

La priorité donnée au marché français pour vendre l’électricité nucléaire

C’est un problème de souveraineté et la contrepartie des efforts financiers et des risques endossés par les consommateurs français.

Le risque de subventions croisées entre Framatome, et dorénavant GEAST, et la filiale nucléaire

Les activités concurrentielles du groupe EDF pourraient bénéficier d’une surfacturation des équipements nucléaires. Il faudra trouver une solution à ce problème.

Les barrages hydrauliques

Des projets importants sont dans les cartons, comme celui de la vallée de la Truyère qui augmente la capacité de stockage d’électricité, par manque de visibilité sur l’avenir des concessions. Le précédent de la CNR (opérateur ENGIE), la concession du Rhône ayant été prolongée jusqu’en 2041 avec l’assentiment de la Commission UE, devrait pouvoir servir pour prolonger les concessions hydrauliques d’EDF avec une notion de multi-service public au sein d’une vallée (production d’électricité, irrigation, etc …), sans amputer EDF de cette activité dans une quasi régie.

 

Conclusion

Ce n’est pas en renationalisant, puis en démantelant le groupe EDF que la France pourra piloter efficacement la transition énergétique.

En effet, l’efficience du système électrique nécessite à la fois des investissements de long terme et une optimisation d’ensemble d’un mix de production nécessairement diversifié, et démanteler de facto un acteur intégré majoritairement contrôlé par l’État, qui a fait la preuve de sa capacité à élaborer et mettre en œuvre une stratégie adaptée aux enjeux (avec il est vrai une défaillance récente dans la conduite du projet EPR) représente un risque élevé de perte de contrôle et d’efficacité économique.

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  • Le nucléaire reste grevé d’un risque politique. Difficile de convaincre des investisseurs raisonnables que les règles ne changeront pas en cours de route…

    • Avatar
      jacques lemiere
      21 juin 2022 at 19 h 12 min

      voila…

      « madame rousseau élus présidente de la république..  » aurélien barreau premier ministre..

      c’est investir dans ce pays qui devient délicat…

  • C’est beau de faire des projets….. Irréalisables dans un pays en ruine dans une Europe à l’agonie.

  • l auteur a t il entendu parler de flammanville ? plus de 10 ans de retard !
    Les centrales anglaises semble suivre le meme chemin: EDF annonce deja des retards
    Si on quitte le nucleaire, on peut citer la « reussite » d eurotunnel (qui a rincé les actionnaires initiaux a qui c etait presente comme un placement sans risque)
    Le projet va subir des surcouts et il va difficilement etre possible de faire payer les consommateurs (cf la situation actuelle ou le gouvernement se fait une gloire de bloquer les prix de l electricite). autrement dit un investisseur va y laisser sa chemise

  • La probabilité d’un accident grave est extraordinairement faible (il n’y en a pas eu en France) mais son cout serait trop élevé pour un opérateur privé. Il est donc nécessaire que le risque soit porté par l’état et c’est sans doute un des rares secteurs économiques où la nationalisation des investissements et de la recherche peut se justifier. Les délais et le coût de fabrication sont largement dus à des contraintes politiques qui sont ensuite traduites avec zèle par un « gendarme du nucléaire » prompt à considérer comme ultra grave qu’il manque une feuille dans quelques m3 de documents, ou qu’ils soient imprimés avec la mauvaise police de caractères. Je plaisante bien sûr mais il y a hélas un peu de cela. Il suffirait de ramener le degré de harcèlement à ce qu’il était lors du premier programme nucléaire (2 tranches livrées par an !) pour que les délais de fabrication deviennent raisonnables et que le cout du kWh produit retombe à ce qu’il était alors. Et il n’y aurait aucune difficulté à faire financer par les marchés dès lors qu’EDF ne serait pas dépouillé de son légitime bénéfice en étant forcé de vendre au-dessous du prix du marché (le cout marginal de production des unités les moins performantes mises en service pour répondre à la demande solvable).
    Et si l’on arrêtait le gaspillage généralisé (éoliennes, voitures électriques…) cela libérerait des quantités colossales de financement et sans doute aussi pas mal de main d’œuvre (ingénieur et techniciens) qui pourraient être redirigées vers le nucléaire.

    • Le coût d’un accident ultra-rare n’est pas une raison de renoncer à un opérateur privé. L’opérateur public ne réduit pas la probabilité d’accident, bien au contraire, car un opérateur privé joue sa peau et prendra ses précautions sur les seuls critères de risque, et pas l’état.

      -1
      • Il y a surtout le cout de l’accident politique. Celui où la centrale n’explose pas mais où le politique décide d’office de fermer la centrale ou de changer les règles.
        C’est le même risque qu’il y a dans les pays autoritaires. Instabilité juridique, expropriation. La seule façon de se protéger de ce risque pour une entreprise est de vendre l’actif dès qu’il est opérationnel, ainsi l’état assume l’exploitation et le propre risque politique qu’il génère.

        • « C’est le même risque qu’il y a dans les pays autoritaires.  »
          Vous parlez bien de la France ? 😉

          • parce que vous avez vu des débats démocratiques avant les prises de décisions
            qui nous engagent sur 30 ans et prises en plus par un seul personnage ?
            la fermeture de Fessenheim par exemple ou l’abandon de tout investissement lourd dans l’énergie depuis 10 ans ?
            Avec quel résultat ?: vous le verrez l’hiver prochain

      • Comme la très bien prouvé TEPCO, en effet… Non, un opérateur privé ne peut jamais prendre suffisamment de précaution pour éviter le risque zéro (car sinon, il n’y a plus de rentabilité) et en cas d’accident, les pertes sont automatiquement assumées par tous donc il me semble juste moralement qu’aucun acteur privé ne s’enrichisse pour qu’en cas de problème, les pertes soient assumées par tous…

    • Avatar
      jacques lemiere
      21 juin 2022 at 19 h 15 min

      franchement si c’e’st « inassurable » alors ce n’est pas une technologie économiquement valable..

      -2
  • Les commentaires sont fermés.

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