Engie a cédé à Toshiba les 40% du capital de NuGen, leur co-entreprise. La construction de 3 nouveaux réacteurs nucléaires au Royaume-Uni par NuGen devient de plus en plus douteuse.
NuGen a été créée en 2010 par SSE (Scottish and Southern Energy), GDF Suez et l’espagnol Iberdrola pour construire à Sellafield, dans le nord-ouest, 3 réacteurs nucléaires d’une puissance totale de 3,8 GW.
Un an plus tard, en 2011, SSE revendait ses 25% à ses deux autres partenaires. En 2013, Iberdrola n’a plus d’argent et cède sa participation à Toshiba, l’un des leaders du nucléaire mondial. Au même moment, Toshiba achète aussi 10 % du capital à GDF Suez, entre-temps rebaptisé Engie.
Début 2017, NuGen est donc détenu à 60% par Toshiba et à 40% par Engie. Aucun coup de pioche n’a été donné. Les décisions d’investissement devaient intervenir en 2018, pour une mise en service en 2025. A terme, la nouvelle centrale de 3 réacteurs AP1000 conçus et fabriqués par l’américain Westinghouse, baptisée Moorside, devait satisfaire 7% de la consommation annuelle d’électricité de la Grande-Bretagne.
Westinghouse fait faillite et Engie revend ses parts
Comme évoqué dans un précédent article, Westinghouse, propriété de Toshiba a fait faillite. Engie, bien avisé, a actionné une clause dans le contrat qui le liait à NuGen et forcé Toshiba a racheter pour environ 130 millions d’Euros, les 40% de NuGen qu’il détenait encore.
Toshiba a en effet admis que la faillite de Westinghouse correspondait à un « évènement de défaut », permettant à Engie d’actionner la clause de rachat.
Du coup, Toshiba qui, par ailleurs, a bien des ennuis – dette nucléaire abyssale aux Etats-Unis, comptabilité frauduleuse au Japon, … - déclare être à la recherche d’investisseurs pour vendre NuGen en totalité. Il semble que le coréen Kepco (Korea Electric Power Corp) soit intéressé.
Les déboires du nucléaire britannique
L’investissement nécessaire à Moorside est évalué à environ 15 à 20 milliards de dollars. La date de 2025 pour une mise en service peut être oubliée. Un autre projet de centrale, construite par Hitachi à Wylfa Newydd sur l’île d’Anglesey, au large du Pays de Galles, semble lui-aussi compromis.
Hitachi avait acheté en novembre 2012, la co-entreprise Horizon Nuclear Power chargée du projet et fondée en 2009 par les allemands E.ON et RWE. Ces deux-là ont eu le nez fin et vendu à temps. Le 13 avril, Hitachi s’est associé au sein d’Horizon à JExel Nuclear, une autre co-entreprise créée par l’américain Exelon, qui exploite 19,4 GW de centrales nucléaires aux Etats-Unis, et Japan Atomic Power Company.
La construction de cette centrale de 2,7 GW devait commencer en 2019 pour une livraison en 2025. Même pas en rêve ! Horizon doit également commencer à construire vers 2029, une autre centrale de 2,7 GW à Oldbury (South Gloucestershire) sur la rivière Severn.
EDF à Hinkley Point
Il reste un troisième projet, celui d’EDF à Hinklepoint dans le Somerset. Après plusieurs années de retard, il a obtenu un feu vert du gouvernement britannique fin 2016, grâce à une garantie accordée par le gouvernement français, principal actionnaire d’EDF.
Hinkley Point, c’est 21 milliards d’Euros d’investissements, répartis à raison de 66,5% pour EDF et 33,5% pour le chinois CGN, pour construire deux réacteurs EPR d’Areva : ceux dont la construction pose déjà tellement de difficultés en Finlande et à Flamanville et dont aucun exemplaire n’est en service dans le monde.
Le délai de construction prévu pour le premier réacteur EPR de Hinkley Point est de 6,5 ans. C’est extrêmement optimiste. A titre de comparaison, le chargement du combustible à Flamanville est désormais prévu pour la fin 2018, avec plus de 6 ans de retard et un budget de construction – si tout va bien d’ici-là – de 10,5 milliards d’Euros, soit 3 fois le montant initial. L’EPR finlandais, pour sa part, sera livré avec au moins 10 ans de retard.
Un rendu de la future centrale de Hinkley Point © EDF
Un prix d’achat garanti
Pour rentabiliser le projet de Hinkley Point, le gouvernement britannique s’est engagé pendant 35 ans, sur un prix minimum de £92,5, soit 108,7 €/MWh produit par cette centrale. Ce qui doit assurer au projet un taux de retour sur capital investi de 9%. Si tout se déroule comme prévu et si aucun surcoût n’intervient.
Pour l’instant, ce n’est jamais arrivé dans la construction d’EPR. Ce prix garanti comporte de plus une petite restriction tout de même : si Hinkley Point accumule 8 ans de retard, le prix garanti disparaît et la centrale vendra au prix du marché. A travers l’Europe, le prix de gros sur le marché à terme est en baisse depuis plusieurs années.
Un risque pour le contribuable français
Fin 2016, il a un peu remonté en France à 59 €/MWh, à cause de la faible disponibilité du parc nucléaire, puis rebaissé début 2017. Le 13 avril 2017, par exemple, le prix de gros à terme français était de 34,34 €/MWh en base et 35,94 € MWh en pointe.
Nous sommes très très loin des 108,7 €/MWh garantis pour Hinkley Point et nécessaires, selon EDF, pour assurer la rentabilité du projet. Il existe un risque, si la construction de Hinkley Point dérape : EDF, donc l’Etat français actionnaire à 85% de l’entreprise, et donc le contribuable français, subventionneront le consommateur britannique pour des montants inavouables. Touchons du bois.
Source : batirama.com / Pascal Poggi