Comme promis, EDF aurait bien établi un nouveau chiffrage sur le coût de construction des trois paires d’EPR2. Il prend en compte les modifications de design, l’inflation, mais aussi les coûts nécessaires pour réduire les temps de construction des réacteurs nucléaires à 70 mois dès que possible.
La facture sera donc bien supérieure aux 51,2 milliards évalués en 2022 et aux 67,4 milliards d’euros avancés par Les Echos en mars 2024 (en fait 79,9 milliards d’euros selon la Cour des comptes), par rapport aux précédents chiffrages. Le nouveau montant a dû faire tousser Bercy et la Délégation interministérielle du nouveau nucléaire, qui en discute. L’État devant financer les réacteurs avec un prêt à taux zéro. «Il y a un dialogue sur la méthodologie du chiffrage. Il doit permettre de rapprocher les points de vue et d’arriver à une vision consolidée et consensuelle du chiffrage du programme», indiquait le ministre de l’Industrie et de l’Énergie, Marc Ferracci, mi-janvier lors d’une rencontre avec la presse. EDF a déjà annoncé repousser la décision finale d’investissement à 2026, la phase de définition des plans de détails n’ayant commencé qu’à l’été 2024.
Un réacteur compliqué à construire
Le sujet est d’autant plus sensible que la Cour des comptes a publié en janvier un rapport sur la filière nucléaire dans lequel elle met en doute la «crédibilité» du programme EPR2. Elle épingle, entre autres, les dérapages systémiques de coûts et de délais sur les projets EPR. Elle pointe celui de Flamanville, réévalué à 23,7 milliards d’euros, frais financiers compris, mais aussi ceux construits en Chine, en Finlande, et les deux en cours de construction par EDF au Royaume-Uni. Sur le programme EPR2, la Cour constate un calendrier «instable», qui a déjà dérapé de 3 ans, avec une mise en service du premier EPR2 à Penly (Seine-Maritime) au mieux en 2038. La filière ne serait pas prête et les relations contractuelles avec EDF compliquées.
Mais le programme EPR2 peut-il être remis en cause? EDF a déjà engagé trois milliards dans le projet et sa filiale Framatome investit plusieurs centaines de millions d’euros sur ses sites industriels pour produire en série les générateurs de vapeur pour 1,5 à 2 EPR2 par an. EDF prévoit d'ailleurs toujours d’en exporter ailleurs qu’au Royaume-Uni, et toute la filière s’organise pour former les 100000 personnes à recruter d’ici à 2030. Sans oublier que l’électricité nucléaire est l’un des principaux atouts d’attractivité de la France, et qu’il faut en assurer l’approvisionnement sur le long terme. La question mérite pourtant d’être posée.
Peu d'alternatives à l'international
Si l’on regarde à l’international, sur la construction de réacteurs de forte puissance, aucun opérateur ne tient ses coûts et ses délais. L’Américain Westinghouse, avec son AP1000, n’a pas fait mieux aux États-Unis qu’EDF à Flamanville. Sur la centrale de Barakah aux Émirats arabes unis, les Coréens de KNHP ont aussi dérapé, tout comme les Russes en Turquie. Ce qui n’empêche pas ces derniers de gagner des appels d’offres à l’export. La Russie a 26 réacteurs en construction, dont 20 hors de son sol, en Égypte, en Chine, en Inde, au Bangladesh, en Iran et en Slovaquie, et lorgne sur l’Afrique. Le Coréen KNHP a gagné un appel d’offres pour deux autres réacteurs en République tchèque. Seule la Chine, qui a 27 réacteurs en construction, dont 4 de design russe, arrive à construire ses réacteurs Hualong en 68 mois à partir du premier béton. Mais, pour des raisons politiques évidentes, il est hors de question que la France construise un réacteur chinois ou russe. En revanche, en Corée du sud, KNHP et Kepco, l’électricien national, viennent de conclure un accord avec Westinghouse pour régler un litige de propriété industrielle sur le design de leur réacteur APR1400, l’option pourrait être étudiée.
L'option SMR à chiffrer
L’autre option serait de jouer à fond la carte de la sobriété, de tenter de prolonger les réacteurs existants au-delà de 60 ans. En parallèle, les énergies renouvelables pourraient être davantage développées et des petits réacteurs de type SMR construits. Cela permettrait de produire au plus près des besoins d’électricité, mais aussi de chaleur nécessaires à l’industrie et à la production d’hydrogène et de carburants de synthèse. Certes, hormis les Chinois et les Russes, «aucun modèle de SMR n’a été validé par une autorité de sûreté nucléaire», rappelle l’expert Mycle Schneider, même si les Américains TerraPower, Kairos Power et X-Energy annoncent avoir lancé la construction d’une première unité aux États-Unis. En France, EDF a dû jeter la première copie de son SMR Nuward, car trop compliqué techniquement. Les 500 millions d’euros prévus par France 2030 pour le financer auraient même été supprimés du budget.
Être transparent sur le recyclage combustible
Mais d’autres acteurs, comme les français Calogena, Jimmy ou Naarea, l’anglo-franco-italien Newcleo, le britannique Rolls Royce, voire les Américains GE Hitachi Energy et Westinghouse, déjà à l’origine du design des réacteurs du parc français, avancent vite et promettent des têtes de série pour 2030-2032. Avec à la clé des constructions en série et le développement d’un nouveau tissu industriel du petit nucléaire en Europe. En revanche, on ne sait rien encore à ce stade des coûts de construction et du prix du MWh produit. Et la question de l’acceptabilité sociétale se pose crûment.
Toutes les options restent sur la table jusqu'au vote d'une loi programmatique de souveraineté énergétique, comme il en existe pour la défense ou la recherche. Elle pourrait donner de la visibilité à la filière pour lancer les investissements et les formations nécessaires au-delà des fournisseurs de rang 1 d’EDF. L’épineux sujet du cycle du combustible, dont les coûts et la rentabilité n’ont pas été mis à jour, devra aussi être mis sur la table. Pour traiter les tonnes de combustibles usés que produiront les EPR2, Orano va devoir investir des milliards sur son site de La Hague. La France en a-t-elle les moyens ?
