EDF ne s’en vante pas. Mais en commission d’enquête du Sénat sur le prix de l’électricité, Xavier Ursat, son directeur exécutif chargé de la direction ingénierie et des projets de nouveau nucléaire, a bien été obligé d’en parler. Comme l’avait prévu un rapport d’expert en 2021, la construction des six premiers EPR2 va bel et bien coûter plus que les 51,7 milliards d’euros, arrondis à 52 milliards par l'Etat, calculés par EDF au moment où Emmanuel Macron devait décider de la relance d’un nouveau programme nucléaire en France. Une relance confirmée dans son discours sur la stratégie énergétique de Belfort le 10 février 2022. «Nous réalisons une nouvelle évaluation économique. Elle a conduit à un chiffre supérieur aux 52 milliards», a déclaré Xavier Ursat aux sénateurs. Ce qui, pour lui, «n’est pas très étonnant».
Le premier chiffrage avait en effet été réalisé alors que le travail de simplification et de standardisation de l’EPR de Flamanville pour les construire en série, qui a abouti aux EPR2, n’était pas achevé. C’est désormais chose faite. «On est en fin de basic design, c’est-à-dire la description des systèmes. C’est à ce moment que l’on refait une évaluation des coûts. Elle intègre les retours des fournisseurs que l’on a eus depuis 2021 et les derniers éléments que l’on a pu terminer sur le design», explique-t-il Xavier Ursat. Or les devis des fournisseurs s’avèrent «un peu au-dessus de ce que l’on imaginait». L’inflation, le coût des matières premières et «l’explosion de plein de coûts» en 2023, sans davantage de précision, seraient en cause.
Des études non finalisées
De combien la facture sera-t-elle supérieure ? Le responsable du nouveau nucléaire d’EDF a promis un chiffrage «d’ici à la fin de l’année», expliquant que ses équipes devaient «faire un travail complet», notamment «un plan de compétitivité avec les fournisseurs». Reste ainsi à «finir le travail avec les fournisseurs, un par un, pour voir comment il est possible d’optimiser les hypothèses de design, leur façon de travailler et les clauses contractuelles pour optimiser le coût le plus possible», détaille-t-il.
Mais attention, ce chiffrage sera loin de refléter le coût réel de la mise en service des six EPR2 2. EDF n'évoque ici que «les coûts de construction » sans prendre en compte «aucun coût de maîtrise d’ouvrage ou d’acquisition de terrain». Soit «le coût des six réacteurs sur un terrain réputé prêt», précise Xavier Ursat. Or EDF a dû acquérir des terrains autour des sites de Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et Bugey (Ain) pour installer les chantiers des trois premières paires d’EPR2.
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EDF doit aussi maintenant s’attaquer au design détaillé, c’est-à-dire les plans d’exécution qui précisent où tel câble va passer sur tel schéma de câbles et où tel tuyau va s’attacher. Un travail long, minutieux et important, car il dimensionne, pour les sous-traitants électrotechniques, leur production, leurs investissements et leurs recrutements. C’est lui aussi qui permet d’établir des plannings crédibles. Or, comme en témoigne le chantier des deux EPR britanniques d’Hinkley Point C, cette étape peut coûter cher : au Royaume-Uni, le fait de n’avoir pas fini ces études détaillées au moment du chiffrage va entrainer deux ans de retard et un surcoût de 5 milliards de livres !
De grandes incertitudes sur le planning
Or la tenue du planning est cruciale pour optimiser le coût final de l’électricité produite. «Le planning unitaire d’un réacteur est d’ordre 1 sur le coût de l’euro par mégawattheure à la fin», rappelle Xavier Ursat. Autrement dit : le coût de production du mégawattheure d'un EPR2 est directement lié à sa durée de construction. Problème, les EPR2 qu’EDF va construire à Penly vont à nouveau être des têtes de série, comme l’EPR de Flamanville, avec tout ce que cela implique d’aléas, de dérapages de coût et de délais.
Le président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) Bernard Doroszczuk évoque ainsi une mise en service commerciale des EPR2 en 2040 plutôt qu’entre 2035 et 2037, comme le prévoit encore EDF. L’opérateur rappelle d’ailleurs en permanence qu’il raisonne en série. «Ce que l’on s’apprête à construire, ce n’est pas seulement le premier réacteur à Penly, c’est une série qui fait au moins six, peut-être quatorze, peut-être plus», rappelle Xavier Ursat.
Un message bien entendu par le gouvernement. «Il faut faire un premier palier de six [EPR2, ndlr] par paire de deux pour être capable de démontrer que l’on sera capable de faire un EPR2 de série qui soit compétitif en termes de délais de réalisation et de coût d’électricité produite», a expliqué aux sénateurs Joël Barre, le délégué interministériel au nouveau nucléaire. Selon lui, «la première étape à franchir est de passer des EPR prototypes, qui ont connu un certain nombre d’aléas à Flamanville, à Hinkley Point et à Olkiluoto [en Finlande, ndlr], à un mécanisme de production industrielle dont EDF a la charge et dont il doit démontrer [la fiabilité] à travers cette première phase de six EPR2». En clair, ce n’est pas une, mais six têtes de série qu’EDF s’apprête à construire. D’ailleurs, quand on l’interroge sur le prix en euro du mégawattheure de l’électricité produite par les futurs EPR2, EDF ne parle que de moyenne sur «la série».
La limite des aides d'État
Un prix qui par ailleurs sera aussi très dépendant des coûts financiers. «comment on va financer ces réacteurs est d’ordre 1», soit de première importance dans le coût complet, rappelle Xavier Ursat. EDF travaille avec l’État sur «plusieurs schémas en cours de calage». Un chantier complexe. «Il faut bien choisir le scénario avec l’État qui fait le coût le plus efficace, qui entre dans la trajectoire d’EDF et qui soit jugé acceptable en termes d’aides d’État apporté par la France au programme nucléaire français», observe-t-il.
En revanche, une chose est certaine : il n’est pas prévu de solliciter des investissements de clients pour le nouveau nucléaire. «Aujourd’hui, les clients sont plus intéressés par l’énergie dont ils vont avoir besoin en 2025 ou en 2030, que par l’énergie dont ils vont avoir besoin en 2028 ou 2040», constate le directeur exécutif d’EDF. Des partenariats avec des clients sont donc «très envisagés sur le parc existant», avec la signature de contrats à long terme «sous une forme de participation aux investissements et dépenses d’exploitation».
