L’Europe revisite le nucléaire comme solution à ses défis
à long terme

Les défis énergétiques qui attendent les gouvernements et producteurs d’électricité en Europe étaient déjà considérables avant même que la guerre en Ukraine ne fasse de la sécurité énergétique et du coût de l’énergie pour les ménages et les consommateurs professionnels et industriels des priorités de politique publique. Dans ce contexte, une plus forte intervention des États est probable, notamment si l’énergie nucléaire est appelée à jouer un rôle accru, comme le laisse supposer le récent soutien financier du gouvernement à l’opérateur public Électricité de France SA.

Les producteurs doivent satisfaire une demande d’énergie en croissance constante. Par ailleurs, la transition énergétique les contraint à s’adapter : augmenter leurs capacités dans les énergies renouvelables, mettre à niveau les infrastructures de transmission et de distribution pour gérer une alimentation plus intermittente, et assurer l’intégration des marchés nationaux de l’électricité au moyen de dispositifs d’interconnexion.

De nouveaux investissements dans l’énergie nucléaire contribueraient à stabiliser la baisse de l’alimentation électrique liée à la fermeture des centrales à charbon et des vieux réacteurs nucléaires, évitant à l’Europe de dépendre du gaz naturel et des sources renouvelables intermittentes comme seules alternatives. Accroître la part du nucléaire dans l’énergie en Europe permettrait en outre de diminuer les émissions de gaz à effet de serre. Enfin, en réduisant la dépendance de l’Europe vis-à-vis des importations de gaz russe, de tels investissements concourraient à améliorer la sécurité énergétique de la région, même si la question des normes de sécurité continue de susciter des controverses et que des problèmes demeurent concernant la sûreté et l’efficacité de la gestion des déchets nucléaires.

La relance du nucléaire se heurte cependant à deux principaux obstacles. Avant l’éclatement de la guerre en Ukraine, le démantèlement de réacteurs d’une puissance totale de plus de 20 GW était prévu d’ici à 2030, plusieurs gouvernements ayant décidé, en suivant l’exemple de l’Allemagne, d’abandonner l’énergie nucléaire. Le simple remplacement de ces capacités implique des investissements massifs. Il n’est pas non plus possible de mettre rapidement en service de nouvelles capacités nucléaires compte tenu du nombre d’années que prend la construction de nouveaux réacteurs – les centrales nucléaires les plus récentes en Europe, qui sont situées en France et en Finlande, accusent d’ailleurs des années de retard, et le dépassement des coûts par rapport aux budgets se chiffre en milliards d’euros.

L’énergie nucléaire, en voie d’être intégrée dans la taxonomie de l’Union européenne (UE), constitue au moins une réponse partielle, même si ces mérites sont loin de faire consensus à travers la région.

La France s’est engagée à mettre en œuvre un programme de réinvestissement dans l’atome. Le Royaume-Uni entend produire 95 % de son énergie à partir de sources à bas carbone d’ici à 2030, au travers de nouveaux investissements dans les éoliennes offshore et le nucléaire. La Finlande et les pays d’Europe centrale et de l’Est s’en tiennent à leurs objectifs existants en termes d’énergie nucléaire. Les Pays-Bas ont, l’an dernier, abandonné l’idée de renoncer au nucléaire d’ici à 2033, tandis qu’en Belgique, l’autorité de régulation du nucléaire a annoncé cette année que les réacteurs les plus modernes du pays pourraient voir leur durée d’exploitation prolongée plutôt que d’être mis hors service. L’Espagne et la Suisse réexaminent l’engagement qu’elles avaient pris de sortir du nucléaire à long terme (après 2030). Seule l’Allemagne semble maintenir le projet de fermeture de ses trois derniers réacteurs (d’une capacité cumulée d’environ 4 GW) d’ici fin 2022. S’il semble faisable de prolonger la durée de vie de ces installations, une telle mesure paraît inimaginable à l’heure où les écologistes occupent des postes clés au sein du gouvernement allemand (le ministère fédéral des Affaires économiques et de l’Action climatique, ainsi que celui de l’Environnement, de la Conservation de la nature, de la Sûreté nucléaire et de la Protection des consommateurs).

L’intégration de projets d’énergie nucléaire dans la taxonomie européenne améliorerait probablement les conditions de financement des compagnies locales exposées à la production d’électricité fondée sur l’atome à moyen et long terme, au premier rang desquels se trouve le français EDF, à la tête d’un parc de plus de 50 centrales nucléaires. Parmi les autres spécialistes du nucléaire figurent le tchèque CEZ Group, le français Engie, le finlandais Fortum Oyj, l’espagnol Iberdrola SA et plusieurs entreprises d’Europe centrale et de l’Est.

Au début de l’année, la Commission européenne a entamé ses consultations concernant un projet d’acte délégué complémentaire sur la taxonomie intégrant le gaz et le nucléaire, lequel a depuis été suivi d’un acte délégué complémentaire relatif aux objectifs climatiques. Dans sa proposition, la Commission « considère que le gaz naturel et le nucléaire ont un rôle à jouer pour faciliter le passage vers un avenir s’appuyant majoritairement sur les énergies renouvelables ». La Commission a tenu compte des fortes disparités au sein du mix énergétique actuel des différents États membres de l’UE, et des divers défis que ceux-ci doivent relever pour atteindre les objectifs de réduction des émissions de dioxyde de carbone.

Si le Parlement européen et le Conseil donnent leur approbation, les producteurs seraient incités à investir dans le renouvellement ou l’augmentation de leurs capacités électronucléaires. Si ce projet suscite des controverses du côté des militants écologistes et au sein de certains pays membres de l’UE, une telle relance des investissements dans le nucléaire allégerait probablement les tensions sur le marché européen de l’énergie en contenant les prix de gros et de détail de l’électricité à moyen et long terme sur les marchés fragiles.

Les investisseurs et prêteurs qui recourent à des critères d’exclusion ou au criblage négatif dans le cadre de leurs stratégies d’investissement ESG pourraient continuer de prêter des fonds aux producteurs détenant déjà ou projetant de détenir des actifs nucléaires, par le biais d’obligations et de prêts verts. En outre, des co-investissements de la part des pouvoirs publics semblent à présent nettement plus probables, ce qui pourrait apporter un grand soutien aux producteurs au vu du montant des investissements initiaux que nécessite l’installation de nouveaux réacteurs.

En ce qui concerne spécifiquement le nucléaire, si les arrêts de réacteurs représentent environ 18 GW d’ici à 2030 en Europe, l’impact net est évalué à 10 GW environ compte tenu des nouvelles centrales actuellement en chantier. Les nouveaux réacteurs prévus en France, en Finlande, en Slovaquie et au Royaume-Uni compenseront en partie la fermeture de centrales vieillissantes au Royaume-Uni et l’arrêt programmé de la production nucléaire en Allemagne et dans d’autres pays.

La perte potentielle d’énergie électronucléaire signifie néanmoins qu’environ 95 TWh (soit à peu près 3,5 % de la consommation totale d’électricité en Europe) devront être produits à partir d’autres sources telles que les énergies renouvelables, avec toutes les limites que l’on sait : les faibles taux d’utilisation des capacités des sources renouvelables, et une production irrégulière dans le cas des énergies éolienne et photovoltaïque.

Remplacer les volumes de production nucléaire manquants par des énergies renouvelables impliquerait l’installation de capacités de production éoliennes et solaires sensiblement supérieures à 20 GW chacune, compte tenu des différents profils de charge – et ce, en plus des capacités supplémentaires nécessaires pour compenser la fermeture des centrales électriques à charbon, dont l’impact sera encore plus prononcé en termes de capacités et de volume. S’ajouterait probablement à cela une baisse de la production d’électricité à base de gaz liée aux efforts de l’UE pour réduire sa dépendance à l’égard du gaz russe dans le cadre du plan REPowerEU. Une autre tâche de longue haleine attend la région : celle de parvenir à intégrer sans heurt l’offre intermittente supplémentaire au réseau électrique européen.

La Belgique et le Royaume-Uni font face à une situation particulièrement difficile. La Belgique – traditionnellement importatrice nette d’électricité – devrait remplacer environ 40 % de sa production (à peu près 35 TWh) par d’autres sources d’énergie dans le cadre de son plan actuel d’arrêt progressif du nucléaire d’ici à 2025, lequel devrait se traduire par des baisses de production massives en 2023 et 2024, une fois que les réacteurs de Doel 3 et Tihange 2 auront été mis hors service. Le Royaume-Uni pourrait faire face à un déficit de production entre 2024 et 2027, avant la mise en service des deux nouveaux réacteurs de la centrale nucléaire Hinkley C, dont le chantier de construction accuse plusieurs années de retard. L’Espagne dispose d’un peu plus de temps, les premières fermetures de centrales étant prévues en 2027-2029, dans le cadre d’un plan national de sortie du nucléaire à l’horizon 2035. Si le pays avait réaffirmé en 2021 son engagement à renoncer à l’énergie nucléaire, les attitudes sont en train de changer, et la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires est actuellement à l’étude face à l’explosion des coûts de l’énergie.

Principal producteur européen d’énergie nucléaire, EDF est le mieux placé pour relancer la production électronucléaire, la France maintenant son engagement à l’égard du secteur. Le pays a mis les bouchées doubles dans le nucléaire, sujet qui figure au premier plan de la campagne des élections présidentielles de 2022, alors que la transition climatique occupe une place prépondérante dans le débat public et que la récente envolée des prix de l’énergie pose la question de l’indépendance énergétique. Le Président Emmanuel Macron a déjà promis de prolonger la durée de vie des centrales nucléaires existantes à chaque fois que cela sera possible – ce qui pourrait porter leur durée d’exploitation de 50 à 60 ans.

Il a par ailleurs annoncé un plan d’investissement d’un milliard d’euros dans de petits réacteurs modulaires avant 2030. Ce programme, qui permettrait largement de maintenir de faibles prix de gros à long terme, marque en définitive un pas vers la réduction du déficit d’électricité nucléaire qui doit passer par la construction d’au moins six nouveaux réacteurs pressurisés européens de nouvelle génération (EPR) d’ici à 2050, pour un coût estimé à environ 50 milliards d’euros.

Les délais d’autorisation et de construction (même pour les réacteurs de plus petite taille) étant très longs, et les projets passés ayant été marqués par des retards et des dépassements de coûts, prolonger la durée d’exploitation des centrales nucléaires existantes peut représenter une bonne solution provisoire. Ces prolongations pourraient être utiles à certains pays d’Europe occidentale comme la Belgique, l’Espagne et le Royaume-Uni, qui sont tous aux prises avec des prix de gros exceptionnellement élevés sur le marché de l’électricité, en raison de leurs déficits chroniques de production et de leur intégration limitée aux autres marchés européens.

Allonger la durée de vie des centrales existantes – ce qui impliquerait de retarder la sortie programmée du nucléaire en Belgique et en Espagne – pourrait permettre de gagner du temps, l’augmentation des coûts d’entretien et des investissements étant potentiellement atténuée par la hausse des prix de l’électricité.

L’autorité belge de régulation du nucléaire a donné son feu vert provisoire à la prolongation de la durée de vie de deux des réacteurs nationaux exploités par Engie, et exhorté le gouvernement à prendre une décision finale sur la question au premier trimestre 2022. Les Pays-Bas et la Suisse ont déjà différé leurs dates de sortie programmée du nucléaire et réfléchissent même à de nouveaux investissements, bien qu’ils ne risquent pas de pénurie d’électricité avant 2030.

Les pays d’Europe centrale et de l’Est affirment depuis longtemps que le nucléaire est essentiel à leur transition énergétique et qu’il devrait être inclus dans la taxonomie de l’UE. Les gouvernements de ces États redoublent d’efforts pour moderniser et accroître leurs parcs nucléaires afin de décarboner leur mix énergétique. D’abord, ces pays sont plus lents à adopter les énergies renouvelables, certains marchés comme la Pologne, la République tchèque ou la Hongrie tirant moins de 20 % de leur électricité des sources renouvelables. Ensuite, l’envolée des prix des intrants que connaissent les centrales électriques qui déterminent les prix a affecté de la même manière tous les marchés, ce qui pose un problème aux ménages comme aux clients industriels de la région. Une offre d’électricité de base fiable et relativement bon marché demeure essentielle au développement industriel de ces pays. Dans ce contexte, une part plus élevée d’énergie nucléaire dans la production d’électricité de la Bulgarie, de la République tchèque, de la Hongrie, de la Pologne (qui ne produit pas d’énergie nucléaire), de la Slovaquie et de la Slovénie pourrait aider ces pays à conserver leur avantage compétitif industriel et à éviter un alourdissement excessif de la facture énergétique des ménages. Les délais nécessaires à la planification et à la construction de nouveaux réacteurs ou à l’allongement de la durée de vie des centrales existantes ne permettront pas de modifier à court terme le bouquet énergétique de la région.

La République tchèque a lancé un appel d’offres pour la construction d’un nouveau réacteur dans la centrale de Dukovany, le pays souhaitant augmenter sa production d’énergie nucléaire.

La Pologne entend réduire sa forte exposition à la production d’électricité à base de charbon grâce à un premier réacteur nucléaire dans le cadre de l’actualisation de sa politique énergétique (PEP2040).

Le remplacement de la centrale nucléaire de Paks en Hongrie prendra probablement plus de temps compte tenu des récentes difficultés de financement liées aux sanctions internationales à l’encontre des banques russes, même si l’intégration de l’énergie nucléaire dans la taxonomie de l’UE lui permettrait de trouver plus facilement des partenaires de financement européens.

Le gouvernement slovène a autorisé un deuxième réacteur nucléaire l’an dernier, une décennie après que les premiers projets de réacteur ont été présentés aux autorités.

En discussion depuis longtemps, le projet de construction par les trois États baltes de deux nouveaux réacteurs nucléaires de 1 600 MW en Lituanie est au point mort.

Seuls la Slovénie et ses voisins immédiats pourraient produire un impact à court terme sur les prix de l’énergie grâce à de nouvelles installations nucléaires, la mise en service prochaine des réacteurs 3 et 4 de la centrale de Mochovce, dont la construction a pris plusieurs années de retard, devant apporter 880 MW de capacités supplémentaires.

Planifier de nouveaux investissements est une chose, mettre en œuvre ces projets en est une autre. Les investissements constituent un défi majeur pour le secteur du nucléaire.

EDF n’a pas mis en service de nouvelle centrale depuis 1993. La construction de son EPR de Flamanville accuse de nombreuses années de retard, et dépasse le budget prévu de plusieurs milliards d’euros. Les mêmes problèmes se posent à EDF au Royaume-Uni, où les réacteurs de Hinkley C sont très en retard. Dans le même temps, le parc nucléaire existant d’EDF tourne à son plus bas régime depuis 1991 en raison de travaux de réparation et de maintenance. On ne sait pas encore combien des 56 réacteurs nucléaires français pourront voir leur durée d’exploitation prolongée. EDF, qui affichait une dette nette de 42,3 milliards d’euros fin décembre 2021 et dont les investissements atteignent 17 milliards d’euros par an, bénéficiera d’une injection de capital de 2,7 milliards d’euros en 2022 de la part du gouvernement, son principal actionnaire.

Le même type de retard et de dépassement de coûts a été observé dans l’installation des nouvelles capacités nucléaires en Finlande (centrale de Teollisuuden Voima Oyj à Olkiluoto) et des deux réacteurs de Mochovce en Slovaquie, dont la construction avait commencé en 1986, avant d’être suspendue pendant 16 ans puis de reprendre en 2008.

À l’échelle internationale, la durée de planification moyenne pour les projets de réacteurs est de dix ans, auxquels s’ajoute une décennie de construction – et il s’agit là de modèles déjà éprouvés. Le développement de nouvelles capacités ne palliera donc aucun déficit de production à court terme.

Par ailleurs, les projets de réinvestissement dans le secteur nucléaire ne se déroulent pas hors de toute considération politique. L’opinion publique demeure un facteur important. Même la planification et la construction de « mini-réacteurs » (d’une puissance d’environ 300 MW) prendront des années, et le degré de résistance du public à l’égard de nouveaux réacteurs n’est pas prévisible, en particulier en Europe occidentale. Les craintes d’un potentiel accident nucléaire ont revêtu une nouvelle dimension avec la guerre en Ukraine, des soldats russes ayant brièvement pris le contrôle de l’ancienne centrale de Tchernobyl. La compagnie nationale ukrainienne Energoatom exploite 13 réacteurs à travers le pays.

Même en cas d’autorisation rapide des nouveaux projets nucléaires, les délais de construction, l’ampleur des investissements initiaux et l’éventualité d’un dépassement des coûts demeurent des défis majeurs pour les entreprises qui doivent déjà fournir des efforts d’investissement annuels considérables – ils représentent généralement 15 à 30 % du chiffre d’affaires des principaux opérateurs historiques européens exploitant les sites de production nucléaire.

Nous évaluons les investissements à 6-10 millions d’euros par MW aux prix actuels, une somme qui exercerait de fortes pressions sur les bilans des acteurs concernés dans la mesure où les centrales en construction ne génèrent pas de flux de trésorerie immédiats.

Assurément, la prolongation de la durée d’exploitation des réacteurs est un moyen de produire de la trésorerie supplémentaire même si elle entraîne aussi une hausse des investissements annuels en entretien et/ou des arrêts pour maintenance plus longs.

Dans tous les cas, nous prévoyons une augmentation de l’intervention des États dans le secteur, qu’il s’agisse de la participation dans de nouveaux projets ou de taxes supplémentaires sur les bénéfices exceptionnels liés à la prolongation de l’exploitation des installations existantes, dans le but d’apaiser les oppositions à cette mesure.