Nucléaire : à la recherche de la compétitivité perdue

Françoise Ménager pour « Les Echos »

Par Véronique Le Billon, le 31 mai 2016 pour Les Échos.

Des deux côtés de l'Atlantique, les exploitants de centrales nucléaires voient s'effriter la rentabilité de leurs installations et s'interrogent sur la pérennité de leur modèle économique.

Le 23 mai en pleine nuit, sur les rives du Tennessee, le réacteur de Watts Bar 2 est devenu sans grand bruit la  « première centrale nucléaire du XXIe siècle aux États-Unis », vingt ans après la dernière unité connectée au réseau outre-Atlantique. Il ne faut pourtant pas y voir la « renaissance » du nucléaire américain : le chantier de construction avait été arrêté trente ans plus tôt et son exploitant TVA s'apprête en parallèle à mettre aux enchères à prix cassé (36 millions de dollars) ses deux unités inachevées de Bellefonte.

Alors que les États-Unis, qui tirent 20 % de leur électricité de l'énergie nucléaire, ont déjà vu leur parc - le plus important au monde - passer sous la barre des cent unités il y a deux ans, de quinze à vingt réacteurs pourraient encore fermer d'ici cinq à dix ans en raison des conditions économiques, vient de mettre en garde le patron du Nuclear Energy Institute, qui réunit les industriels du secteur. Dernier en date, l'exploitant de Fort Calhoun (Nebraska) vient de conseiller à son conseil d'administration  de fermer le réacteur à la fin de l'année. Le sujet vient de faire l'objet d'un colloque organisé par le département de l'Énergie américain, à l'intitulé sans ambiguïté : « Improving the Economics of America's Nuclear Power Plants ».

Les États-Unis ne sont pas seuls à débattre de la compétitivité du nucléaire. En Suède, OKG a annoncé la fermeture anticipée de deux de ses trois réacteurs nucléaires. Et Vattenfall a fait de même pour deux autres. En Finlande, Standard & Poor's vient de dégrader la notation de TVO, notant que le réacteur EPR que construit péniblement Areva produira une électricité plus coûteuse que le prix de gros actuel. En France, où s'est construit le deuxième parc mondial, EDF voit lui aussi les prix de marché se rapprocher de ses coûts opérationnels. Les mêmes causes (ou presque) ont engendré les mêmes effets : l'abondance de gaz de schiste (aux États-Unis) et la baisse des cours des combustibles fossiles utilisés pour produire l'électricité, combinées avec une consommation atone et le développement des énergies renouvelables, ont poussé les prix de vente à la baisse, sans d'ailleurs réduire pour autant la facture du consommateur (car celle-ci finance les énergies renouvelables dont le prix d'achat est, lui, régulé pour les faire monter en puissance).

Le point commun de ces électriciens mondiaux est d'évoluer dans un marché déréglementé : les centrales américaines menacées sont celles qui produisent dans les États dérégulés (« merchant »). En France, la montée en puissance de la concurrence et la fin des tarifs réglementés pour les entreprises rognent à la fois les parts de marché et les marges d'EDF, quand les tarifs régulés (qui existent encore pour les particuliers) garantissaient que ses coûts étaient couverts et sa rémunération assurée.

Les exploitants nucléaires américains (en particulier Exelon et Entergy), qui défendent l'atout d'une énergie décarbonée, sont sur le pied de guerre pour sauver leur modèle économique. Avec trois leviers possibles à combiner : faire monter les cours de l'électricité, baisser les coûts de production et rémunérer la « valeur distinctive » du nucléaire.  « L'importance de soutenir la poursuite des opérations est très claire, mais les solutions le sont moins », a résumé le secrétaire américain à l'Energie, Ernest Moniz. Ces solutions, néanmoins, tournent autour d'un même thème : remettre de la régulation dans le nucléaire. Ces derniers mois, l'Ohio, l'Illinois et l'État de New York ont émis des propositions, parmi lesquelles l'octroi de « crédits zéro émission », qui fournirait aux réacteurs en difficulté un complément de rémunération leur permettant de couvrir leurs coûts. Avec des succès divers. Dans l'Illinois, Exelon a prévenu qu'il mettrait Clinton 1 et Quad Cities 1 et 2 au rebut en 2017 et 2018 s'il n'obtenait pas des mesures pour garantir leur rentabilité. Dans l'Ohio, la proposition de négocier un contrat de long terme entre un exploitant et un fournisseur d'énergie a été récusée par le régulateur.

En France, EDF, qui doit engager de très lourds investissements pour prolonger la durée de vie de ses centrales, commençait à défendre ces derniers mois la nécessité d'une stabilité de ses revenus pour le parc en exploitation -comme il l'a obtenu pour son projet de construction d'EPR en Grande-Bretagne. Une réflexion à laquelle l'Autorité de la concurrence n'était d'ailleurs pas fermée. Mais faute de pouvoir espérer en convaincre rapidement Bruxelles ou l'Etat français, l'électricien tricolore a privilégié la piste d'une augmentation de capital (4 milliards d'euros) pour renforcer ses fonds propres. Et convaincu le gouvernement d'instaurer, sans attendre un hypothétique feu vert européen, un prix plancher du carbone qui doit faire remonter le cours de l'électricité.

En attendant de nouvelles régulations, l'industrie nucléaire américaine a lancé fin 2015 un plan d'économies, qui vise à réduire très significativement les coûts de production du secteur, y compris en discutant avec l'autorité de sûreté nucléaire sur ses demandes d'investissement. En France, EDF avance à petits pas dans la voie des économies. En complément de sa future augmentation de capital, l'électricien public a annoncé des efforts supplémentaires (une base de coût réduite de plus de 1 milliard d'euros en 2019 par rapport à 2015). Mais cela était en réalité acté dès avant la chute des cours de l'électricité à l'automne 2015.