L'Épargne populaire des Français va-t-elle servir à financer les futures centrales nucléaires ? Cette question, encore loin d'être tranchée, devient de plus en plus pressante. Comment financer la construction des six EPR de nouvelle génération (dits EPR 2) de manière à proposer une électricité compétitive, sans enfreindre les règles européennes de la concurrence ? Alors que le gouvernement espère débuter les travaux de génie civil dès l'année prochaine, la question du financement demeure flanquée d'un grand point d'interrogation malgré les différentes pistes évoquées.
Un chantier pharaonique estimé à plus de 51 milliards d'euros
Qui de l'Etat, du consommateur et d'EDF assumera le coût de ce chantier pharaonique, évalué à 51,7 milliards d'euros, hors coût de financement ? Pour l'heure, les entités concernées laissent planer le suspense.
« Plusieurs modalités de financement sont sur la table », répond-on au ministère de la Transition énergétique. « À ce jour, les schémas de financement et de régulation font l'objet d'échanges entre l'État et EDF, et restent à définir », explique, pour sa part, l'électricien.
« Le sujet du financement ne sera pas discuté demain », répondait, de son côté, l'Elysée à la veille du premier Conseil de politique nucléaire organisé par Emmanuel Macron le 3 février dernier.
Le coût du capital, un paramètre déterminant
Cette question du financement est pourtant cruciale car dans un projet nucléaire, le coût de production final de l'électricité est extrêmement sensible au coût du capital, en clair la rémunération versée à ceux qui prêtent l'argent. Avec un taux d'intérêt de 2%, le mégawattheure sortirait à 40 euros. A 8%, le prix grimperait à plus de 90 euros le mégawattheure. A 11%, il dépasserait la barre des 120 euros le mégawattheure, précise EDF dans son dossier de maître d'ouvrage produit dans le cadre du débat public en cours sur la relance du nucléaire. L'enjeu est de taille car, in fine, c'est bien de la compétitivité future des entreprises tricolores, grandes consommatrices d'électricité, qu'il est question, tout comme du futur pouvoir d'achat des ménages.
Comment le parc existant a-t-il été financé ? Les 56 réacteurs nucléaires français en activité, fruits du plan Messmer et construits entre le début des années 1970 et le début des années 2000, ont été financés par EDF, sur fonds propres dans un premier temps, puis par emprunt. « À partir de 1980, le gouvernement donne l'autorisation à EDF d'emprunter 40 milliards de francs », rappelle un rapport de l'Agence pour l'énergie nucléaire.
« Ce financement par endettement s'est notamment fait sur le marché américain. EDF a même été le plus gros emprunteur sur ce marché. Le marché français était trop étroit. Si EDF avait emprunté ce dont il avait besoin, il aurait asséché le marché et empêché les autres de s'endetter », se remémore Jacques Percebois, économiste et directeur du Centre de Recherche en Economie et Droit de l'Énergie.
EDF emprunte ainsi pour la première fois sur les marchés américains en février 1984 pour 400 millions de dollars. « A l'époque, EDF avait le statut d'Établissement public à caractère industriel et commercial (EPIC). Sur les marchés, c'est comme si c'était l'Etat français qui empruntait. C'était une entreprise avec une très bonne réputation. Le risque de non remboursement était nul. EDF a donc pu bénéficier de bonnes conditions de financement et n'a eu aucune difficulté à s'endetter », retrace l'économiste.
Une dette de 60 milliards d'euros
Presque 40 ans plus tard, la situation est tout autre et il sera beaucoup plus difficile pour EDF d'emprunter sur les marchés. L'électricien affiche, en effet, une dette colossale de 60 milliards d'euros et a vu sa note de crédit dégradée par les agences de notation. Par ailleurs, EDF n'évolue plus dans un cadre monopolistique, qui lui a permis jusqu'en 2007, de fixer un niveau de prix de vente de l'électricité lui garantissant de couvrir ses coûts.
« Dans le contexte d'un marché libéralisé et d'une notation abaissée à BBB+ (Agence Fitch) en janvier 2022, ce mode de financement n'est pas reproductible aujourd'hui pour un programme de plusieurs d'EPR en France », tranche ainsi une étude de la Société française d'énergie nucléaire (Sfen).
« Les énergéticiens en Europe ne peuvent plus porter seuls sur leurs bilans de grands projets nucléaires, dans des marchés de l'électricité instables et libéralisés », ajoute encore cette note.
Dans ce contexte, le gouvernement et EDF planchent sur trois grandes pistes. La première est inédite : elle consiste à utiliser l'épargne populaire des Français collectées via le Livret A, dont la collecte culmine aujourd'hui à 375 milliards d'euros, et dont 60% revient à la Caisse des Dépôts. L'institution financière publique est connue pour ses financements de long terme (de 30 à 80 ans), notamment dans le logement social et les infrastructures, comme les réseaux énergétiques. « Nous sommes dans l'horizon du financement du nucléaire », déclare, à La Tribune, une source proche du dossier.
Les milliards d'euros du Livret A pour financer les réacteurs
Cette piste, qui fait bondir les députés écologistes opposés à la relance nucléaire, présente un grand avantage : la Caisse des dépôts peut prêter de l'argent sur une très longue période à un taux plus faible que sur les marchés financiers.
« Avec un taux du livret A à 3%, on peut concevoir que la Caisse puisse prêter à 4%, alors que les taux sur les marchés financiers de long terme oscillent entre 6 et 7%. Or une différence de 2 ou 3 points du taux de rémunération du capital a un impact considérable sur le coût de production du mégawattheure », rappelle Jacques Percebois.
A la rescousse du nucléaire, le Livret A préservera le logement social
Selon lui, financer le nucléaire grâce au Livret A ne se ferait pas au détriment du logement social. Pierre Gadonneix, PDG d'EDF entre 2004 et 2009, est de son côté, beaucoup plus sceptique.
« Cela m'a l'air d'un gadget. Dans tous les cas, pour que ce soit acceptable, il faut une garantie. On ne peut pas se permettre de placer l'épargne des Français sur quelque chose de risqué », pointe-t-il.
Selon lui, le problème du financement de la relance nucléaire « n'est pas le cash, mais la garantie des prix ».
Le contrat pour différence (CFD), utilisé notamment pour la construction d'Hinkley Point au Royaume-Uni, offre cette garantie. Très concrètement, EDF a fixé un prix du mégawattheure devant lui permettre de couvrir le coût de construction. C'est le prix cible. Si le prix de gros sur les marchés n'est pas suffisamment élevé par rapport à ce prix cible, l'Etat britannique verse la différence à l'électricien. A l'inverse, si le prix de gros est beaucoup plus rémunérateur que le prix fixé dans le contrat, EDF reverse la différence à l'Etat.
Déplacer le risque de surcoût sur le consommateur
Au sein du gouvernement, on répète qu'aucune décision n'est encore prise, et que d'autres réflexions se poursuivent. La seconde piste étudiée consiste à faire payer le coût de construction des futurs réacteurs dès à présent aux consommateurs français, comme c'est le cas au Royaume-Uni pour les deux réacteurs de Sizewell.
Ce mécanisme, baptisé Bar (pour Base d'actif régulé) permet de répercuter le coût de construction des réacteurs sur la facture d'électricité au fil de l'eau, comme cela se pratique pour les investissements dans les réseaux de transport d'électricité. Le consommateur paie au fur et à mesure de la construction de la centrale.
« L'opérateur n'a pas à faire l'avance de tous les fonds. Car le coût des investissements est répercuté au fil de l'eau sur le prix de vente de l'électricité, expose Jacques Percebois.
En revanche, le risque de surcoût est transféré du constructeur au consommateur », pointe l'économiste. Or, les consommateurs français voient déjà leur facture d'électricité gonfler avec la crise de l'énergie.
« Ce modèle permet d'abaisser le coût du capital, et donc le coût final du projet pour la collectivité (consommateur et contribuable) en répartissant le risque de construction », estime néanmoins la Sfen.
« Dit autrement, en acceptant de porter une partie des risques de construction, le consommateur bénéficie d'une électricité plus compétitive », ajoutent les auteurs de l'étude.
Faire participer les industriels
Le gouvernement étudie enfin comment « mieux associer les gros consommateurs au financement » du nouveau parc nucléaire. L'idée consisterait à développer, comme pour les énergies renouvelables, des contrats d'approvisionnement de long terme ou PPA en anglais pour Purchase Power Agreement. Concrètement, cela signifierait que des entreprises grandes consommatrices d'électricité participent au financement de la construction des centrales, en échange d'un droit de tirage à prix préférentiel.
En réalité, cette approche est loin d'être nouvelle. Créé en 2005, le consortium Exeltium avait une vocation similaire. En 2008, ces industriels très gourmands en électricité avaient versé à EDF quelque 1,75 milliard d'euros en échange de droits de tirage sur le parc nucléaire à des coûts très compétitifs sur une longue durée. Cet arrangement s'inspirait lui-même du modèle coopératif Mankala, déployé pour la première fois en Finlande dans les années 60 pour faciliter, historiquement, l'investissement dans des capacités de production d'électricité hydraulique. L'EPR d'Olkiluoto 3, dont la mise en service à pleine puissance est désormais attendue pour début mars, a été financé selon ce principe.
« Le modèle finlandais est une forme de PPA », estime Jacques Percebois. « On l'a connu en France dans les années 20 et les années 30 avant la nationalisation d'EDF.
Les papetiers et les chimistes se sont installés dans la vallée du Grésivaudant dans la région de Grenoble pour construire eux-mêmes des barrages afin d'alimenter leurs usines », rappelle-t-il. Le nouveau nucléaire pourrait donc être en partie financé selon de vieilles recettes ayant fait leurs preuves.
Obtenir le feu vert de Bruxelles
Au-delà du montage financier choisi, le gouvernement devra se prononcer sur le sort à venir de l'organisation d'EDF. En effet, une intervention de l'Etat via un partage des risques de construction apparaît indispensable pour baisser le coût moyen du capital, et donc le coût moyen du mégawattheure. Or, Paris devra décrocher le feu vert de Bruxelles, particulièrement pointilleuse sur les aides d'Etat et le respect des règles de concurrence.
Pour rappel, la Hongrie avait obtenu l'aval de l'Union européenne pour un modèle de financement par prêt de l'État à faible taux, à condition toutefois de dissocier l'entreprise en charge de la construction des réacteurs de celle qui les opère maintenant. Un scénario rejeté en bloc par les syndicats d'EDF, qui se félicitent du vote à l'Assemblée nationale d'une loi protégeant l'électricien d'un éventuel démantèlement.
Bruxelles pourrait toutefois faire preuve de plus de souplesse avec la France depuis que l'enjeu de souveraineté énergétique a été mis au premier plan suite à l'invasion russe de l'Ukraine.
Nuances de vert L'ajout du gaz et du nucléaire dans la taxonomie durable de l'Union européenne, cette classification visant à faciliter le financement des activités « vertes », a provoqué un vrai clivage entre les décideurs politiques et les acteurs financiers en Europe. Chaque pays a sa propre culture de l'environnement et on ne convaincra pas un gérant allemand d'investir dans le nucléaire au nom du climat. Mais l'Europe devait se doter d'un cadrage clair sur ce qui était possible de faire ou non en matière d'investissement. Le nucléaire sera bien été intégré à la taxonomie à partir du 1er janvier 2023. Depuis un an déjà, les gestionnaires d'actifs sont d'ailleurs censés déclarer leur alignement sur la taxonomie européenne, et cela devrait être le cas des entreprises cette année. Finalement, l'argument de poids du nucléaire comme étant une source d'énergie sans émission de C02, a convaincu. Àune réserve près, et de taille : la taxonomie n'inclut que les projets nucléaires dont les permis de construire seront déposés avant 2040 (pour les chantiers de prolongation) et 2045 (pour les nouveaux chantiers). C'est court pour un cycle d'investissement forcément long.
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