Selon le rapport de la Cour des Comptes, le coût total de l’EPR Flamanville 3 qui vient d’être raccordé au réseau est de 23,7 Milliards d’euros, intérêts compris, valeur de l’euro 2023. La conséquence est une rentabilité prévisionnelle médiocre
Le démarrage de l’EPR de Flamanville 3, rappelle le rapport de la Cour des Comptes rendu public le mardi 14 janvier est intervenu avec 12 ans de retard. Le chargement du premier combustible a eu lieu à la mi–mai
2024. Le 2 septembre de la même année, l’Autorité de Sureté Nucléaire a donné son accord pour procéder aux
opérations de divergence du réacteur, c’est–à–dire procéder à une réaction nucléaire de très faible puissance. EDF a lancé le même jour les activités nécessaires à cette première réaction intervenue le lendemain. EDF procède depuis à un programme d’essais devant permettre de passer de 0,2 % à 25 % de puissance du réacteur. C’est à ce palier, envisagé pour la fin de l’automne 2024 ( le rapport a été rédigé à la fin de l’été) , que l’EPR devrait être connecté au réseau électrique national et produira de l’électricité.
2024. Le 2 septembre de la même année, l’Autorité de Sureté Nucléaire a donné son accord pour procéder aux
opérations de divergence du réacteur, c’est–à–dire procéder à une réaction nucléaire de très faible puissance. EDF a lancé le même jour les activités nécessaires à cette première réaction intervenue le lendemain. EDF procède depuis à un programme d’essais devant permettre de passer de 0,2 % à 25 % de puissance du réacteur. C’est à ce palier, envisagé pour la fin de l’automne 2024 ( le rapport a été rédigé à la fin de l’été) , que l’EPR devrait être connecté au réseau électrique national et produira de l’électricité.
Dans son rapport de 2020, la Cour estimait que le coût total d’investissement à terminaison de l’EPR de Flamanville était d’environ 19,1 Md€ (euro 2015) . Ce montant se décomposait en un coût de construction de
12,4 Md€2015 et des coûts complémentaires de 6,7 Md€ (dont 4,2 Md€ de frais financiers intercalaires). Pour cette estimation, le coût de construction représentait près des deux tiers du total d’investissement à terminaison, le coût de financement pesant plus de 20 % de ce coût total.
12,4 Md€2015 et des coûts complémentaires de 6,7 Md€ (dont 4,2 Md€ de frais financiers intercalaires). Pour cette estimation, le coût de construction représentait près des deux tiers du total d’investissement à terminaison, le coût de financement pesant plus de 20 % de ce coût total.
Aujourd’hui, EDF estime le coût total à terminaison à 19,3 M€2015, soit 22,6 Md€, coût de financement compris) dont un coût de construction, de 13,2 Md€ . En réalité, pour la Cour des Comptes, le coût total à terminaison de Flamanville 3 atteint 20,4 Md€ 2015, soit 23,7 Md€ ( euros 2024) et cela pour quatre raisons.
Premièrement, les coûts présentés n’incluent pas les dépenses qui concerneront la première phase d’exploitation.
Deuxièmement, la différence entre le total avec provisions et le total sans provisions (200 M€ euro 2015) n’est pas égale à la somme des provisions détaillées par la suite (500 M€ 2015) car les provisions pour démantèlement et gestion de déchets (300 M€2015) ne sont pas incluses dans le coût de construction publié par EDF.
Troisièmement, s’agissant des provisions pour incertitudes, aléas et risques, leur apparente stabilité (200 M€ dans les estimations de 2022 et2023 – en Md€ ( 2015 comme en Md€ 2023) recouvre en fait, dans la révision de
novembre 2023, une consommation de provisions et une création de nouvelles provisions pour un montant identique (200 M€).
Quatrièmement, s’agissant du coût de financement, il faut ajouter, aux intérêts intercalaires présentés les coûts d’emprunt non capitalisés pendant la période du covid (120 M€) et ceux non capitalisés depuis juin 2021 que l’on peut estimer à environ un milliard d’euros,.
Deuxièmement, la différence entre le total avec provisions et le total sans provisions (200 M€ euro 2015) n’est pas égale à la somme des provisions détaillées par la suite (500 M€ 2015) car les provisions pour démantèlement et gestion de déchets (300 M€2015) ne sont pas incluses dans le coût de construction publié par EDF.
Troisièmement, s’agissant des provisions pour incertitudes, aléas et risques, leur apparente stabilité (200 M€ dans les estimations de 2022 et2023 – en Md€ ( 2015 comme en Md€ 2023) recouvre en fait, dans la révision de
novembre 2023, une consommation de provisions et une création de nouvelles provisions pour un montant identique (200 M€).
Quatrièmement, s’agissant du coût de financement, il faut ajouter, aux intérêts intercalaires présentés les coûts d’emprunt non capitalisés pendant la période du covid (120 M€) et ceux non capitalisés depuis juin 2021 que l’on peut estimer à environ un milliard d’euros,.
Rentabilité prévisionnelle
Pour la rentabilité prévisionnelle de Flamanville 3, EDF « a refusé de fournir des chiffres pour deux raisons. » « D’une part, d’après EDF, Flamanville 3 étant la tête de série de la technologie EPR, « les principaux
enjeux du projet étaient de conserver les compétences de la filière nucléaire française et de préparer le déploiement de la technologie EPR en France et dans le monde ».
enjeux du projet étaient de conserver les compétences de la filière nucléaire française et de préparer le déploiement de la technologie EPR en France et dans le monde ».
D’autre part, EDF justifie cette position par le mode de pilotage prévu pour cette tranche. Cette dernière, comme pour les 56 tranches nucléaires en fonctionnement, sera réalisée de manière intégrée à la maille « parc France » et non pas dans les coûts liés à la préparation du premier arrêt de la centrale, à la préparation et à la réalisation de la première « visite complète initiale », dépenses engagées pour le remplacement du
couvercle de la cuve, etc.
couvercle de la cuve, etc.
Par ailleurs, les coûts du maître d’ouvrage sont constitués des frais de pré-exploitation, des dépenses de la procédure grand chantier supportées par EDF, de la fiscalité avant mise en service industrielle, du coût d’acquisition de la première recharge combustible (premier cœur), du coût du débat public, du coût d’acquisition du stock de pièces de rechanges nécessaire aux essais et à la mise en service, et des coûts liés aux
modifications prenant en compte le retour d’expérience de Fukushima, une logique « standalone » c’est-à-dire d’une tranche utilisée seule.
modifications prenant en compte le retour d’expérience de Fukushima, une logique « standalone » c’est-à-dire d’une tranche utilisée seule.
En d’autres termes, les appels de production de la tranche par l’entité en charge de l’optimisation de la production nucléaire d’EDF en France (la direction Optimisation Amont Aval Trading) se feront sur des critères « permettant d’optimiser les conditions économiques de l’équilibre offre/demande à la maille France et non de manière à maximiser la rentabilité marginale du réacteur pris isolément.
Concrètement, cela se traduira notamment par des variations de charge demandées à l’EPR de Flamanville au service de l’optimisation du système intégré France alors qu’on observe plutôt dans les systèmes où les exploitants cherchent à maximiser la rentabilité « isolée » de leurs actifs un fonctionnement à 100% en base de manière à optimiser l’utilisation du combustible ».
Pour le coût de production d’électricité de Flamanville 3, EDF a réitéré qu’elle ne calculait pas de coût de production de chaque actif mais un coût de production du parc intégré, à la maille production France. conduisant à près de 36 €/MWh à ce titre, pour un facteur de charge de 85 %).
Un cout unitaire de l’électricité produite élevé
La Cour a procédé à un nouveau chiffrage du coût complet unitaire de production de Flamanville 3. En restant sur l’hypothèse d’un facteur de charge de 85 %, l’usine ne pourrait dégager une rentabilité de 4 % (en termes réel) qu’avec un prix de vente de plus de 110 €2015/MWh, soit 122 €2023/MWh. Une rentabilité de 7 % supposerait un prix de vente d’au moins 155 €2015/MWh, soit 176 €2023/MWh.
Si, en outre, le pilotage de Flamanville 3 au sein de celui plus global du parc nucléaire se traduisait par un facteur de charge effectif plus faible, par exemple 75 %, une rentabilité de 4 % (en termes réel) nécessiterait aun prix de vente de plus de 123 €2015/MWh, soit 138 €2023/MWh. Un tel facteur de charge parait au demeurant plus réaliste tant au vu de l’historique d’EDF en la matière que des explications avancées par l’entreprise concernant le mode de pilotage du réacteur au sein du parc. Pour des prix de vente de moins de 90€ 2023/MWh, il paraît difficile d’envisager une rentabilité atteignant 2 %.
