Le financement des futures centrales nucléaires britanniques

Le gouvernement britannique vient de clore une consultation sur un mécanisme à l’étude visant à faciliter le financement des projets de nouveaux réacteurs nucléaires par le secteur privé, tout en réduisant le coût de l’électricité produite.

Au Royaume-Uni, le secteur électrique fait face à plusieurs défis majeurs : objectif de sortie totale du charbon d’ici à 2025, remplacement dans les 10-15 prochaines années de l’essentiel des réacteurs nucléaires en service (17,7% de la production britannique d’électricité en 2018), effondrement des extractions gazières du pays depuis 2000, etc. Ce contexte éclaire la politique électrique outre-Manche : développement d’interconnexions avec le continent, soutien à l’éolien en mer et construction de nouvelles centrales nucléaires.

La filiale britannique d’EDF, EDF Energy, et son partenaire et homologue chinois CGN sont particulièrement impliqués dans le renouvellement du parc nucléaire : deux réacteurs EPR sont actuellement en construction à Hinkley Point C (Somerset), deux autres EPR sont envisagés à Sizewell (Sussex), leur construction devant débuter après la signature de la décision finale d’investissement prévue pour 2021, et des réacteurs chinois HPR1000 (aussi dits « Hualong-1 ») sont en cours de certification par l’autorité de sûreté nucléaire britannique.

Hinkley Point C, un chantier financé grâce à un mécanisme prévu pour les énergies renouvelables

Au moment de la négociation du financement de la première « nouvelle » centrale nucléaire (Hinkley Point C), le gouvernement britannique a fait le choix d’un projet entièrement privé, pour ne pas exposer le contribuable aux risques de dépassement du budget de construction. Une décision compréhensible dans le contexte de l’époque : aucun EPR n’avait encore démarré et le chantier de Flamanville (France) accusait déjà d’importants retards et dépassements budgétaires.

Le Royaume-Uni a donc opté pour un mécanisme de complément de rémunération appelé « Contract for difference », initialement conçu pour financer le développement des énergies renouvelables. Pendant 35 ans, l’électricité produite par Hinkley Point C sera vendue à 92,5 £/MWh⁽¹⁾ (ramené à 89,5 £/MWh si le projet de Sizewell se concrétise), quel que soit le prix du marché.

Le prix accordé à EDF Energy et CGN pour l’électricité d’Hinkley Point C est élevé par rapport au prix de gros outre-Manche, pour plusieurs raisons :

• il s’agit de la première centrale nucléaire construite depuis une génération au Royaume-Uni, ce qui implique un travail supplémentaire de la part des porteurs du projet pour gréer la chaîne d’approvisionnement ;
• l’industrie nucléaire est très capitalistique, ce qui signifie que le coût de l’électricité est moins lié aux coûts d’exploitation⁽²⁾ qu’à ceux de construction et de financement de la construction. Il est difficile, donc coûteux, de faire financer par les marchés un chantier d’une vingtaine de milliards de livres, pour deux réacteurs, sur dix ans. En faisant porter l’intégralité du risque de construction sur les porteurs du projet, le gouvernement britannique a certes protégé le contribuable des éventuels dépassements budgétaires mais cela a un coût, qui se matérialise notamment sur les taux d’emprunt et se répercute sur le prix de l’électricité.

Sizewell, un mécanisme en « RAB » ?

La situation a aujourd’hui changé : deux EPR ont démarré à Taishan en Chine, Hinkley Point C offrira un retour d’expérience au Royaume-Uni et Sizewell pourra s’appuyer sur sa chaîne d’approvisionnement (le profil de risque du futur chantier sera donc inférieur à celui d’Hinkley Point). Cela permet d’envisager d’autres méthodes de financement qui, en partageant certains risques avec la collectivité, permettraient de réduire les taux d’emprunt et donc le prix de l’électricité produite.

Le mécanisme au sujet duquel une consultation⁽³⁾ vient de s’achever porte le nom de « Regulated Asset Based » (RAB, « base d’actifs régulée » en français). Il s’agit un système conçu pour financer les infrastructures en situation de monopole.

Peu d’organismes privés sont prêts à investir des sommes importantes quand le premier retour intervient 5 à 10 ans après la mise initiale. Le modèle « RAB » prévoit donc que les investisseurs commencent à être rémunérés dès le début de la construction pour l’électricité qui sera livrée plusieurs années plus tard, à un tarif réglementé défini par un régulateur indépendant (peut-être l’Ofgem⁽⁴⁾), puis pendant toute la durée de vie du projet (construction puis exploitation).

Autrement dit, les consommateurs verseraient un acompte pendant la construction afin d’avoir accès à une électricité à plus bas coût pendant la phase d’exploitation. Dans ce modèle, la rémunération des investisseurs est étalée sur toute la durée de vie du projet (croissant depuis le début de la construction, puis décroissant à partir de la mise en service, en suivant l’amortissement de la centrale). Dans certaines conditions, une partie (plafonnée) des éventuels dépassements de coûts pourrait être intégrée à ce système (financement par de la dette ou des fonds propres mais rémunérée via le RAB)⁽⁵⁾.

En résumé, le schéma de financement « RAB » vise à réduire le coût du capital des futurs réacteurs nucléaires – donc le coût de l’électricité produite – sans pour autant y investir d’argent public. Il repose sur un partage de certains risques avec l’État et une rémunération réglementée débutant en même temps que la construction pour rendre l’investissement attractif.

L’expérience dira si cette approche, élégante sur le papier, est à la hauteur des attentes et permettra de financer les grandes infrastructures nucléaires dont le Royaume-Uni a besoin.