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Point de vue

Pourquoi EDF est dans la tourmente

Pourquoi EDF est dans la tourmente

Grand carénage, construction des nouvelles installations, traitement et stockage des déchets… les défis auxquels doit faire face la filière nucléaire française sont de taille ! Suffisamment pour entraîner la démission du directeur financier d’EDF le 6 mars, inquiet des finances du groupe français. A l'instar d'Engie ou de l'allemand E-On, EDF doit, en effet, assumer les coûts du grand carénage et de la construction des centrales tout en faisant sa propre "transition" vers les renouvelables. L'éclairage de Philippe Tridant Bel, responsable de BU Energie & Environnement chez Alcimed.

Le 6 mars 2016, le directeur financier d'EDF claquait la porte de l'énergéticien en raison d’un désaccord avec le calendrier fixé pour le projet de construction des deux réacteurs EPR d’Hinkley Point au Royaume-Uni. Quatre jours après la démission de Thomas Piquemal, la cour des comptes s’inquiètait à son tour des conséquences financières du projet pour EDF. Les ministres français et anglais respectifs continuent pourtant de soutenir le projet. La raison de cet emballement médiatique ? Le risque que fait courir Hinkley Point à l’équilibre financier d’EDF, compte tenu de ses nombreuses autres obligations d’investissement : modernisation du parc de centrales nucléaires (grand carénage), stockage des déchets (notamment le projet Cigéo), démantèlement, rachat de la branche réacteurs d'Areva... sans oublier la fameuse transition énergétique ! 

Car si EDF est dans la tourmente, c’est aussi parce qu’elle est en train de faire sa mutation. Elle doit assumer d’une part les coûts de plus en plus importants du nucléaire et prend d’autre part le chemin des énergies renouvelables. « Deux enjeux majeurs vont peser sur les acteurs à qui appartiennent des réacteurs nucléaires, comme EDF, ou Engie, via sa filiale Electrabel (opérateur du nucléaire en Belgique, NDLR) », résume Philippe Tridant Bel, responsable de la Business Unit Energie & Environnement chez Alcimed, une société de conseil en innovation. « D’une part, il doivent assumer le coût du démantèlement et d’autre part celui de la sûreté dans les centrales à venir ».

Après le grand carénage, le spectre du démantèlement

Le renouvellement massif du parc nucléaire passera bien sûr par le démantèlement de certaines centrales. « Or les provisions d’EDF sont très inférieures à celles nécessaires pour démanteler, » explique Philippe Tridant Bel.  « L’expérience des premiers démantèlements (notamment des réacteurs expérimentaux du CEA, NDLR) montre qu’il y a un facteur de 3 à 5 entre ce qu’on avait prévu et la réalité des coûts des démantèlements ». Le même constat a été fait en Allemagne, à cause notamment des normes de sécurité, plus contraignantes aujourd’hui qu’il y a trente ans. Bien sûr il est possible de rallonger la durée de vie des centrales. C'est l'objet du fameux "grand carénage"  qui ne sera cependant pas aussi coûteux que le démantèlement lui-même. La solution consiste alors à déplacer dans le temps le démantèlement pour se donner l’opportunité de trouver des savoirs-faire moins coûteux ainsi que le temps pour la filière de se mettre en place. « Mais il faudra de toute façon démanteler, reprend Philippe Tridant Bel. Et le coût du traitement des déchets comme du démantèlement sont toujours difficiles à inclure dans le prix de l’électricité.

EPR et grand carénage : le coût de la sûreté 

L’autre gros sujet concerne le coût des centrales à venir. Sans évoquer les coûts démesurés que prennent les constructions des EPR de Flamanville ou d’Olkiluoto (Finlande), la construction de deux réacteurs nucléaires EPR à Hinkley Point au Royaume-Uni est estimée à 24 milliards d'euros, dont 66,5 % sera à la charge du seul EDF. Evidemment, les premiers EPR coûtent plus cher. Ils ne sont pas encore dans une logique d’industrialisation. Mais de toute façon, le nucléaire moderne coûtera plus cher qu’il y a trente ans, principalement en raison des coûts de la sûreté, dont les normes sont devenues encore plus contraignantes suite à la catastrophe de Fukushima. « Le coût des nouvelles constructions a aussi pu être un élément de rationalisation dans le choix de l’Allemagne de quitter le nucléaire, commente Philippe Tridant Bel. Une décision politique prise par Angela Merkel et entrée en vigueur en 2000. L’Allemagne devait procéder au renouvellement entre 2025 et 2035 d’une partie de son parc mais a fait le choix de quitter le nucléaire pour mener une politique centrée sur le développement des énergies renouvelables.

Outre le prix des nouvelles centrales, le coût des opérations pour remettre aux normes de sécurité le parc français existant, nécessaire pour rallonger la durée de vie des réacteurs au-delà de 40 ans, pourrait atteindre 100 milliards d’euros d’ici à 2030. Un coût qui pèse déjà sur le prix de l’électricité, en particulier en raison des améliorations de sûreté prises suite à la catastrophe de Fukushima, à la demande de l’ASN.

EDF, Engie, E-On…, les grands acteurs du nucléaire en transition

Un troisième facteur pèse sur les acteurs qui possèdent un parc nucléaire. « Hier, rien n’aurait permis de prédire que les énergies renouvelables auraient autant pénétré le marché et les acteurs européens », relève Philippe Tridant Bel. « Mais elles présentent des modèles de CAPEX et de flexibilité très différentes. Elles imposent leur intermittence et bousculent les modèles énergétiques qui fonctionnent en continu, le gaz, le charbon, ou le nucléaire ». L’essor des énergies renouvelables met ainsi les pays européens en situation de surcapacité, une difficulté de plus que doivent gérer les énergéticiens traditionnels.

Loin d'être en reste, ces acteurs se tournent aussi résolument vers les nouvelles énergies. « EDF-EN est une activité qui fonctionne extrêmement bien, sur tous les points du globe. Tourné vers l’avenir, il se positionne sur le stockage, l’efficacité énergétique, etc. ». Mais tenu d’investir à à la fois dans les énergies renouvelables et dans le renouvellement et le démantèlement du parc nucléaire, EDF n’aura pas forcément la capacité financière pour les deux en même temps. Il en est de même pour Engie ou E-On.  « C’est un peu comme si on demandait à Renault de faire comme Tesla tout en continuant de construire des automobiles classiques. C’est pour ça qu’E-On s’est scindé en deux : une activité traditionnelle qui concerne le gaz, le charbon ou  le nucléaire, et un nouvel E-On totalement centré sur les énergies renouvelables ». Engie aussi prend ce virage vers plus de services et d'énergies renouvelables. « L’une des solutions pour ces acteurs qui ont un parc nucléaire important pourrait-elle être de couper les groupes en deux unités aux logiques de rentabilité différentes », conclut Philippe Tridant Bel : « l’une résolument tournée vers l’avenir : le stockage, les énergies renouvelables, etc., et l’autre pour porter les activités traditionnelles ».

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