[Trad] L'accord pour la construction de Sizewell C, deux réacteurs utilisant la technologie EPR (European Pressurised Reactor) et le modèle de financement RAB (Regulated Asset Base), s'est avéré inévitablement néfaste pour le public britannique. Il garantit des profits aux investisseurs en faisant peser les risques sur les consommateurs, alors même que l'EPR a un bilan déplorable en matière de dépassements de coûts et de délais. Il oblige les consommateurs à payer les frais de financement pendant la construction – du même ordre de grandeur que le coût de la construction – sous forme de surtaxe sur leurs factures. Cependant, les subventions supplémentaires et la prise en charge des risques nécessaires pour convaincre les investisseurs privés de participer au projet sont choquantes.
Le nouvel accord financier pour Sizewell C
L'accord de financement RAB, développé à partir de 2018, a été annoncé en 2021 et a fait l'objet d'une loi en 2021-2022 lorsque Kwasi Kwarteng était secrétaire d'État aux Entreprises, à l'Énergie et à la Stratégie industrielle (BEIS), et a été finalisé sous Ed Miliband au ministère de la Sécurité énergétique et de la Zéro émission nette (DESNZ) en juillet 2025. Le modèle de financement de la base d'actifs réglementés (RAB) pour les centrales nucléaires a été vendu au public sur la base qu'il fournirait une électricité moins chère que l'utilisation du modèle financier à prix fixe de l'électricité dans le cadre duquel les réacteurs Hinkley Point C sont construits.
On prétendait que ce modèle attirerait de nouvelles sources d'investissement, notamment des investisseurs institutionnels comme les fonds de pension. La baisse du prix de l'électricité serait obtenue si le public partageait les risques économiques avec les investisseurs et offrait des subventions et des garanties limitées. Réduire le risque supporté par les investisseurs permettrait de diminuer le coût du capital, un élément majeur du coût de l'électricité produite par une centrale nucléaire, et donc le prix de l'électricité. Les subventions étaient présentées non pas comme une prise en charge des coûts qui auraient dû être supportés par les investisseurs, comme c'est généralement le cas, mais comme une garantie offerte aux investisseurs qu'ils n'étaient pas exposés aux conséquences d'événements peu probables mais aux conséquences graves, ni à la volatilité des prix du marché de gros de l'électricité.
Après cinq années d'efforts du gouvernement pour finaliser l'accord, la décision finale d'investissement (DFI) concernant Sizewell C a finalement été prise le 22 juillet 2025. Les contrats ont été finalisés le 4 novembre 2025² . Le principal investisseur est le gouvernement britannique (44,9 %). Les autres investisseurs sont la Caisse de retraite canadienne (20 %), Centrica (15 %), EDF (12,5 %) et Amber Infrastructure (7,6 %). Amber Infrastructure agit pour le compte du Fonds britannique pour les passifs nucléaires (NLF) (4,6 %), qui représente vraisemblablement des fonds publics, et d'International Public Partnerships Limited (3,0 %). Ainsi, seulement 23 % de l'investissement proviendront d'investisseurs institutionnels, 27,5 % d'entreprises énergétiques et environ la moitié (en incluant le NLF) de sources publiques.
Une analyse du projet Sizewell C révèle un déséquilibre flagrant des risques, ceux-ci reposant presque entièrement sur les contribuables et les consommateurs, tandis que les sanctions sont minimes et les incitations généreuses offertes aux investisseurs. Les subventions accordées sont bien plus importantes que celles reconnues par le gouvernement et représentent des sommes considérables d'argent public versées à des investisseurs privés sans aucun retour sur investissement pour le public. Le prix de l'électricité produite par Sizewell C est inconnu et fluctuera de manière imprévisible d'une année sur l'autre, mais il est peu probable que le modèle RAB permette d'obtenir un prix inférieur à celui de Hinkley Point C, même sans tenir compte du coût des subventions. Les incitations nécessaires pour attirer les investisseurs privés sont si coûteuses et risquées pour les consommateurs que ce modèle ne devrait pas être reproduit et, à l'instar du projet Hinkley Point C, il devrait rester une exception et ne pas ouvrir la voie à de nouveaux investissements dans le nucléaire.
« La répartition des risques est déséquilibrée, ceux-ci reposant presque entièrement sur les contribuables et les consommateurs, tandis que les investisseurs bénéficient de sanctions minimales et d'incitations généreuses. »
L'équilibre risque/récompense
En 2018, EDF a renoncé à utiliser le modèle de financement d'Hinkley Point C pour Sizewell C. Le groupe refusait en effet d'assumer les risques financiers contractés pour Hinkley, en acceptant un prix d'achat d'électricité fixe et en supportant l'intégralité des risques liés aux coûts et aux délais de construction. Depuis la signature du contrat en 2016, les coûts d'Hinkley ont explosé, atteignant jusqu'à 90 %, sans que cette hausse ne puisse être répercutée sur le prix d'achat d'électricité. Cet engagement a conduit EDF à passer en pertes et profits 12,9 milliards d'euros de son investissement à Hinkley Point C en 2023³ .
Les investisseurs du projet Sizewell parlent fréquemment de « dérisquage » du projet⁴ , ce qui signifie non pas que le risque a été réduit, mais qu'il est transféré à d'autres. L'idée que modifier le modèle financier et faire appel à des investisseurs sans expérience des projets nucléaires puisse réduire les risques est difficilement crédible. Les principaux risques à prendre en compte dans l'accord Sizewell sont les risques de dépassement des coûts et des délais pendant la construction – des risques qui s'avèrent si coûteux pour EDF à Hinkley. Trois points clés déclenchent des primes et des pénalités : le coût et la date d'achèvement prévus ; le seuil réglementaire inférieur (LRT) ; et le seuil réglementaire supérieur (HRT) (voir tableau 5) .
Le coût cible d'achèvement est de 38 milliards de livres sterling (valeur 2024), mais, de manière inexplicable, les parties prenantes refusent de révéler la date d'achèvement prévue, invoquant la confidentialité commerciale et se contentant d'évoquer le milieu ou la fin des années 2030. Supposons, à titre d'exemple, que cette date soit 2037. Le projet LRT coûte 40,5 milliards de livres sterling (valeur 2024) et devrait être achevé fin 2039, soit un dépassement de 6,5 %. Centrica qualifie ce résultat de « modéré » et considère l'hypothèse du gouvernement comme « centrale » . Le projet HRT coûte 47,7 milliards de livres sterling (valeur 2024), soit un dépassement de 18 % par rapport à l' estimation centrale du LRT , et devrait être achevé en novembre 2043, avec environ six ans de retard. Centrica qualifie ce résultat de « grave » et « très improbable ». Le gouvernement qualifie le projet HRT de « lointain ». Nous suivons l'avis du gouvernement et utilisons le LRT comme estimation centrale pour notre analyse.
Les affirmations du gouvernement et de Centrica concernant le HRT manquent de crédibilité. Les deux projets EPR achevés ou quasi achevés en Europe⁵ accusent un retard de 13 à 14 ans et un dépassement budgétaire de 3 à 4 fois. Même les deux réacteurs achevés en Chine (Taishan), souvent présentés comme des réussites à imiter⁶, ont accusé un retard de huit ans et des coûts dépassant le budget initial d'environ 60 % (voir tableau 1). En janvier 2024, date de la dernière estimation des coûts pour Hinkley Point C, le projet accusait jusqu'à sept ans de retard et un dépassement budgétaire de près de 90 %. Il est difficile de croire qu'il n'y aura pas de nouveaux retards et des augmentations de coûts à Hinkley au cours des sept années allant de 2025 à la date d'achèvement prévue en 2032⁷ . La communication autour de l'accord de Sizewell cite constamment l'impact des « enseignements » tirés du projet Hinkley comme le facteur qui garantira son succès. Or, il semble que les projets EPR successifs en Europe aient connu des résultats moins bons en termes de délais et de coûts. Par conséquent, si des enseignements ont été tirés, les performances ne se sont pas améliorées. Si le projet Sizewell n'avait pas dépassé le délai de récupération humain (DRU), il serait, et de loin, le projet EPR le plus réussi à ce jour (voir tableau 2). Le DRU représente donc un objectif lointain, non pas qu'il soit hautement improbable, mais plutôt qu'il est fort probable qu'il ne soit pas dépassé.
Concernant le contrat d'Hinkley, deux échéances étaient fixées. La centrale devait initialement être achevée en novembre 2025. Toutefois, si elle n'était pas terminée en novembre 2029 (soit quatre ans de retard), le contrat d'achat d'électricité serait réduit d'un an pour chaque année de retard au-delà de 2029 – la mise à jour des coûts d'EDF de janvier 2024 ( 8e estimation ) confirmait cette éventualité. Si la centrale n'était pas achevée à la date butoir de novembre 2033 (soit huit ans de retard), le gouvernement avait la possibilité de résilier purement et simplement le contrat d'achat d'électricité. En cas de résiliation et de non-remplacement, EDF serait contrainte de vendre la production d'Hinkley Point C sur le marché à un prix très probablement bien inférieur au prix contractuel de 92,5 £/MWh (2015). En 2025, le prix du marché était d'environ 83,5 £/MWh, contre un prix contractuel de 133 £/MWh (valeur 2025). En 2021, EDF, invoquant la force majeure, a persuadé le gouvernement de repousser la date butoir à novembre 2036. Compte tenu des retards de six ans annoncés depuis lors, cette date ne semble plus représenter le risque lointain qu'elle paraissait être en 2021, lorsque l'achèvement était prévu pour 2026.
Le rapport de force est inversé pour Sizewell C. Il n'existe aucun équivalent à la date de 2029 à laquelle la durée du contrat serait réduite si la centrale n'est pas achevée. Si la construction de la centrale se prolonge au-delà de la date de mise en service prévue de 2043, il est impossible d'annuler le contrat d'achat d'électricité et, si le gouvernement décide d'abandonner le projet, il devra indemniser les investisseurs, alors même que ce sont ces derniers qui n'ont pas su maîtriser les coûts et le calendrier.
Les incitations et les pénalités pour la phase opérationnelle semblent plus équilibrées, mais ne sont pas clairement définies. Si les seuils de déclenchement des incitations sont fixés à un niveau bas, il est fort probable qu'ils soient dépassés, les investisseurs en tirant profit au détriment des consommateurs.
(...)
Sizewell est-il le dernier grand réacteur du Royaume-Uni ?
Le gouvernement Johnson avait fixé un objectif de 24 GW de nouvelle capacité nucléaire au Royaume-Uni d'ici 2050, soit l'équivalent de huit centrales de la taille de Sizewell C, Sizewell C devant être la première. L'emploi du conditionnel (« jusqu'à ») rend cet objectif pratiquement vain. Pourtant, le gouvernement Starmer s'est bien gardé de s'y engager. Aucun projet de remplacement de Sizewell C n'est prévu : aucune procédure de choix technologique n'a été définie, aucun site n'a été sélectionné et un nouveau modèle de financement semble indispensable. L'expérience montre que même si ces processus étaient lancés dès demain et se déroulaient sans accroc, une nouvelle centrale ne serait pas mise en service avant 2045, probablement après 2050, soit une vingtaine d'années après la quasi-élimination des énergies fossiles du mix énergétique. Difficile d'y voir une solution efficace face à ce qui est largement considéré comme une crise climatique.
Sur le plan technologique, l'EPR a été de facto abandonné il y a plus d'une décennie par la France au profit d'une version améliorée, l'EPR2. Cependant, le premier réacteur utilisant cette conception ne sera pas mis en service (en France) avant 2038.<sup> 24 </sup> Par conséquent, à moins que le Royaume-Uni ne prenne la décision imprudente de le commander avant même que ses coûts et ses performances n'aient été démontrés, cette option n'est pas envisageable. On parle beaucoup des atouts du réacteur coréen APR1400<sup> 25</sup> . Des interrogations subsistent quant à son coût et ses performances, mais la propriété intellectuelle de sa conception appartient à Westinghouse, qui n'autorise pas sa construction en Europe occidentale ; cette option est donc exclue. Il ne reste ainsi qu'une seule option technologique viable (en excluant les conceptions russes et chinoises) : le Westinghouse AP1000, même si ses délais et ses coûts de construction ne sont guère plus avantageux que ceux de l'EPR.
Il se peut que le battage médiatique autour des projets de petits réacteurs modulaires soit une reconnaissance tacite du fait que les grands réacteurs ont fait leur temps et que, si l'énergie nucléaire a un avenir, c'est grâce aux petits réacteurs modulaires.
Your new post is loading...
"Pour convaincre Bruxelles, Paris s’est largement appuyé sur le dossier des réacteurs tchèques de Dukovany, déjà approuvé par la Commission. Le schéma français en reprend les grandes lignes à la différence qu’EDF cumule le rôle de maître d’ouvrage et d’exploitant, là où la République tchèque distingue l’industriel constructeur et l’énergéticien CEZ. Le niveau de risque porté par EDF est donc plus élevé, ce qui justifie, selon Paris, un soutien public plus important et un partage des risques adapté."
"Le cœur du dispositif proposé est inchangé : un prêt public à taux zéro couvrant 50 à 60 % du coût du programme accordé via la Caisse des dépôts. L’enveloppe serait fixe, mais sa part réelle dépendrait du montant final des travaux. EDF n’a toujours pas remis son devis actualisé, cela fait déjà un an de retard. La dernière estimation disponible s’établissait à 67,4 milliards d’euros (euros de 2020). Les projections avoisinant désormais les 70 milliards, voire 100 milliards une fois les coûts de financement intégrés (intérêts, etc.)."
Ce n'est pas gagné pour la France, avec le risque de devoir revoir sa copie, ou pire encore de se voir refusé le projet de financement.
Une situation très bancale qui justifie totalement qu'on arrête avec le nucléaire, au coût beaucoup trop aléatoire !