Financement de centrales nucléaires : un nouveau paradigme ?

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a estimé l’an dernier que plus de 48 000 milliards de dollars devraient être investis d’ici 2035⁽¹⁾ au niveau mondial pour satisfaire la demande énergétique et remplacer des unités de production. Un tiers de cette somme devrait, selon l’AIE, être consacré au secteur électrique. Dans un contexte de lutte contre les émissions de gaz à effet de serre, les énergies décarbonées, et notamment le nucléaire, sont susceptibles d’absorber une part importante de ces investissements.

Dans cette étude en anglais publiée fin juin par le Centre Énergie de l’Ifri, Fabienne Pehuet Lucet rappelle les caractéristiques propres au financement des centrales nucléaires. Elle présente les schémas traditionnels de financement ainsi que le « nouveau paradigme » suite à la libéralisation des marchés électriques et à la crise financière de 2008 (avec des contraintes supplémentaires pour les banques investissant dans de larges infrastructures comme les centrales nucléaires).

Cette étude répertorie ainsi les « risques » associés aux investissements dans des centrales nucléaires : stabilité des politiques énergétiques, acceptation de la population, contexte réglementaire strict, durée de construction (7 ans en moyenne) et retards dans le cas des têtes de série comme l’EPR, etc.

Ces unités de production sont considérées comme « compliquées à financer », compte tenu des très importants investissements initiaux  : le coût de construction d’un réacteur nucléaire varie généralement entre 3 et 5 milliards de dollars (avec une puissance moyenne de 1 400 MW, davantage dans le cas de l'EPR), sachant qu’il n’est pas inhabituel de construire 4 à 6 réacteurs au sein d’une même centrale. Pour rappel, le nucléaire présente encore un coût de l’électricité produite plus faible que la plupart des autres filières selon l’AIE, compte tenu de ses faibles coûts d’exploitation, de son facteur de charge élevé et d’une durée d’exploitation plus longue que les autres centrales électriques (60 ans prévu dans le cas de l’EPR).

Historiquement, des compagnies publiques bénéficiant de garanties de leurs gouvernements, comme EDF en France, ont pu assumer les « risques » liés à la construction de centrales nucléaires. Dans le cadre de marchés électriques libéralisés, des modèles d’allocation des risques plus sophistiqués se développent. En Finlande, la construction de l’EPR d’Olkiluoto prévoit par exemple que ce ne soit pas la compagnie TVO, future exploitant du réacteur, mais le vendeur Areva qui assume les risques de retard de mise en service et des dépassements de coûts de construction.