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Le principal déterminant du coût de production d'un mégawattheure d'électricité d'origine nucléaire est le coût du capital nécessaire à la construction du réacteur^[1],[2]. L'électricité d'origine nucléaire voit son prix de production essentiellement lié au coût de fabrication du réacteur, à l'inverse des coûts fixes (combustible, personnel, loyer, consommable, etc.) qui comptent pour une part mineure du coût total de production^{[1],[2],[3],[4]}. Le capital initial nécessaire à la construction d'un réacteur s'élève à plusieurs milliards d'euros engagés sur plusieurs années, et ce sans recette financière^[1],[2]. Le maitre d'ouvrage peut difficilement s'autofinancer uniquement sur ses capitaux propres, et doit alors se tourner vers l'emprunt^[2]. Le taux d'interêt de cet emprunt à un impact important sur le cout final^{[1],[2],[4],[5]}.

Historiquement, le parc des 58 réacteurs nucléaires français de deuxième génération (cumulant 63 GW installés) à été financé par EDF : principalement en autofinancement sur ses fonds propres avant les années 1980, puis par l'emprunt de 40 milliards de Francs sur les marchés financiers à partir des années 1980^[2]. Le risque de ce financement était porté par les consommateurs, qui en retour bénéficiaient d'un tarif de l'électricité avantageux^[2]. Bien que sans soutient direct de l'État, le monopole d'EDF, son faible endettement et sa notation financière AAA ont permis à EDF d'emprunter facilement cette somme^[2].

Depuis les années 1990, la fin du monopole d'EDF et la libéralisation des marchés de l'électricité en Europe ont rendu le financement de nouveaux réacteurs plus difficile^[1],[2]. En février 2022, la SFEN publie une étude sur les moyens de financement du nouveau nucléaire. En s'appuyant sur une étude réalisée par Standards & Poor en 2020^[6], elle rappelle qu'aucun des vingt plus grands producteurs d'électricité européens n'a la capacité de s'endetter seul, pour le financement de 10 GW de nouveaux réacteurs (soit 6 EPR), à un coût du mégawattheure acceptable^[2].

IMAGE SFEN out nuc 2020

Plusieurs méthodes de financement ont été utilisé pour les différents EPR. Ces différents modèles ont un impact direct sur le coût final du réacteur, ainsi que sur les entités supportant le risque des travaux et le risque de marché (maitre d'œuvre, exploitant, industriels, consommateurs ou État)^[2],[7]:

• Sur capitaux propres d'EDF et emprunts pour l'EPR de Flamanville^[2],[8]. EDF et ENEL sont les deux investisseurs (respectivement à 87,5 % et 12,5 %), jusqu'en décembre 2012 où ENEL se retire du projet^[9]. Ce modèle sans garantie de prix d'achat de l'électricité produite, ni soutient public au financement fait reposer sur EDF la totalité des coûts et des dérives du chantier^[2]. EDF a dû s'endetter pour pouvoir financer les nombreux surcoûts du chantier de l'EPR^[2],[5]. En juillet 2020, la Cour des comptes estime les intérêts de cet endettement à 4,22 milliards € soit 30% du coût de construction final^[5].
• Le modèle « Mankala » pour l'EPR d'Olkiluoto^[3],[10]. Le chantier est financé par une société à responsabilité limitée composée d'un actionnariat de collectivités et d'industries finlandaises. L'exploitant TVO est garanti de leur vendre l'électricité produite à un prix stable et reflétant l’ensemble des coûts de production de l'EPR^[2],[3],[10]. Le retard de livraison et la dérive des coûts du chantier ont obligé TVO à s'endetter sur les marchés financiers, sans pour autant percevoir de revenus de production d’électricité^[10]. Cela à entrainé un endettement important de l'entreprise et une dégradation de sa notation financière^[10]. Au total, l'EPR d'Olkiluoto a été financé à 75% par l'emprunt et à 25% par les fonds propres de ses actionnaires^[2].
• Les EPR de Taishan ont été financé par la co-entreprise TNPJV, détenue à 70 % par China General Nuclear Power Corporation (CGNPC), et à 30% par EDF^[11].
• Sur capitaux propres uniquement, et signature d'un contrat de différence bilatéral (contract for difference) pour Hinkley Point C^[12],[13]. Ce modèle garantit aux deux investisseurs EDF Energy et China General Nuclear Power Corporation (CGNPC) un achat de l'électricité produite à un prix fixe de 89,50 £₂₀₁₂ /MWh pendant 35 ans^[13]. Une augmentation des coûts de construction se traduit par une baisse du Taux de Rentabilité Prévisionnel (TRI), c'est à dire de la rentabilité du projet (initialement évaluée à 9% en 2016, puis 7,1% en 2021)^[14],[15]. Les risques du chantier restent essentiellement portés par EDF Energy et CGNPC^[2],[16].
• Un financement par Base d'actif régulé (Regulatory Asset Base) est évoqué pour les EPR de la centrale de Sizewell C au Royaume-Uni^[16],[17]. Ce modèle permettrait de diminuer le risque financier porté par EDF, qui aura une participation maximum de 20% dans la décision final d'investissement, au coté d'investisseurs privés, et d'une participation du gouvernement britannique à hauteur de 679 millions de livres sterling^[16].

Ainsi, deux manières d'exprimer le coût total d'un réacteur nucléaire (EPR ou non) existent : le coût overnight (« si le réacteur avait été construit en une nuit ») correspondant au prix « brut » d'un EPR sans son financement ; et le coût à terminaison, incluant les frais de financement^[5]. Cela explique, à titre d'exemple, la différence entre le coût de l'EPR de Flamanville estimé par EDF en 2022 (coût overnight) à 13,2 Md €^[18],[19], et celui estimé par la Cour des comptes en 2020 (avec frais financiers) à 19,1 Md €^[7],[5].

Les six EPR existants, ou en construction, se situent dans quatre pays (France, Finlande, Royaume-Uni et Chine), et ont différentes modalités de financements dans trois devises (euros, livres sterling et yuans) ; complexifiant l'estimation du coût d'un réacteur EPR. Néanmoins, tous les chantiers d'EPR dans le monde ont subi une dérive, plus ou moins importante, de leur coût initial :

Note : Le taux de conversion pour les EPR d'Hinkley Point C est celui de 2015, date de la signature du contrat, et fixé à 1 € = 1,23 £^[13].

La construction de réacteur par paire permet une économie des coûts par mutualisation des moyens de chantier^[22],[27]. Les chantiers des EPR de Taishan et Hinkley Point C ont également bénéficié du retour d'expérience des chantiers des EPR de Flamanville et Olkiluoto, permettant une optimisation des travaux et donc une baisse du coût final^[22]. Enfin, comme précisé dans le Rapport Folz, le coût initial annoncé pour les premiers EPR (Flamanville et Olkiluoto) parait largement sous-évalué^[22].

-AP1000 US / Chine

-APR1400 EAU / CdS

-VVER-1200 / VVER-TOI Chine / Russie / Autres ?

-Hualong-1

Selon une étude présentée en mars 2018, par la Société française d'énergie nucléaire (SFEN)^[28], les coûts de construction (hors frais financiers pendant la construction) des premiers réacteurs EPR ont évolué de 2 025 US$/kWe, au départ, à plus de 5 215 US$/kWe, début 2018, pour celui d'Olkiluoto ; de 2 063 US$/kWe à 6 563 US$/kWe pour celui de Flamanville, et de 1 960 US$/kWe à 3 150 US$/kWe pour les deux réacteurs de Taishan en Chine.

En comparaison, les modèles concurrents ont également subi une révision à la hausse des coûts de construction, mais dans une ampleur bien plus faible : de 5 565 US$/kWe à 6 802 US$/kWe pour les deux réacteurs APR1000 de Vogtle, aux États-Unis, de 2 650 US$/kWe à 2 807 US$/kWe pour ceux de Sanmen en Chine, de 2 673 US$/kWe à 3 041 US$/kWe pour les deux réacteurs VVER1200 de Leningrad 2, et de 2 800 US$/kWe à 3 500 US$/kWe pour les quatre réacteurs Hualong en construction en Chine. Le principal facteur expliquant ces dérives serait la perte de qualification de la main-d’œuvre dans les pays européens et aux États-Unis, causée par l'absence de nouveau chantier pendant deux décennies, alors que dans les pays où d'importants programmes de construction étaient en cours (Chine, Russie), la dérive de coût a été bien moindre^[28].

Les résultats de cette étude sont à revoir à la hausse pour ce qui concerne Flamanville, dont le coût de construction a été réévalué, en juillet 2018, de 400 millions €^[29]. Le coût final d'Olkiluoto 3 est de 11 milliards d'euros, soit 6 700 €/kWe et celui de Flamanville de 19,1 milliards d'euros, soit 11 600 €/kWe^[21],[20].