Electricité :
Un nouveau dérapage des coûts de construction du premier EPR en France a été annoncé début décembre. La facture avoisinerait désormais les 8.5 milliards d’euros, au lieu de 3.3 milliards d’euros prévus au début du projet. Suite à cette annonce, l’italien ENEL a décidé de se retirer du projet, laissant EDF faire cavalier seul et lui rembourser au passage les 613 millions d’euros investis. Enel se justifie également au travers de la « forte baisse de la demande d’électricité et un calendrier incertain pour les autres investissements dans le nucléaire en France». La question de la rentabilité de l’EPR est alors ouverte. Tout dépend de la suite qui est donnée: s’agira t-il d’un modèle unique ou est-ce le premier d’une construction en série? Le président du directoire d’Areva (Luc Oursel) a lancé quelques chiffres: selon lui, le prix de l’électricité produite sur ce site coûtera entre 70 et 80 euros par MWh, à comparer aux prix de marché inférieurs à 50 euros par MWh actuellement, et au prix de l’ARENH de 42 euros par MWh en vigueur. Même si la construction en Finlande souffre également de problèmes, le chantier des deux EPR en Chine obéit encore au planning fixé et se maintient dans le budget prévu. Toujours selon Areva, le coût de l’électricité fournie par un EPR standard devrait à terme tomber à 60 euros par MWh en Europe. En effet, M. Oursel a confirmé son objectif ambitieux de commercialiser au moins 10 EPR de 3ème génération d’ici la fin de l’année 2016 et se doit donc de rassurer la clientèle! Parmi ces 10 EPR, 2 seraient très probablement construits en Grande Bretagne et exploités par EDF Energy, mais il y a encore quelques incertitudes à l’heure actuelle.
Poursuivre l’exploitation d’une centrale existante est donc bien moins risqué en termes économiques. Cependant, le débat a encore été ravivé quant au souhait de François Hollande de fermer Fessenheim d’ici 2016. Il s’agirait d’une bien mauvaise affaire pour EDF au vu des investissements en cours. Le montage du dossier de démantèlement prendrait environ cinq ans, mais EDF serait contraint de réaliser entre temps les nouveaux investissements imposés par l’expérience post-Fukushima, soit environ 350 millions d’euros. Cela s’ajoute aux travaux récemment effectués pour prolonger l’exploitation de la centrale jusqu’en 2021. Ceux-ci avaient déjà couté 300 millions d’euros. Ces travaux en font par conséquent une centrale à l’avant-garde des normes de sureté les plus exigeantes! Par ailleurs, dernier bémol, EDF se doit fournir de l’électricité à ses homologues allemands et suisses qui ont participé au financement de la centrale, et cela au coût de production actuel estimé à 25 euros par MWh, bien inférieur au prix de marché (centrale déjà amortie). Une perte de plusieurs centaines de millions d’euros est là aussi à attendre. Pour orchestrer cette fermeture, Francis Rol-Tanguy, surnommé M. Fessenheim, a été nommé en Conseil des ministres mercredi 12 décembre. Il devra garantir que les emplois liés à la centrale soient préservés. Il n’est cependant pas parvenu à entrer sur le site lors de sa visite le vendredi suivant, refoulé par des salariés mécontents, qui n’ont « pas besoin de liquidateur ». De nouvelles actions sont prévues.
En Belgique, Electrabel (filiale de GDF) tente d’obtenir le feu vert pour redémarrer Doel 3 et Tihange 2, les deux centrales stoppées suite à la découverte de fissures dans les cuves qui abritent les cœurs des réacteurs. L’entreprise a remis début décembre un rapport à l’Agence Fédérale de Contrôle Nucléaire (AFCN) avec ses conclusions et son plan d’action pour le redémarrage des deux unités, estimant qu’un redémarrage est possible : "Toutes les normes et standards internationaux ont entièrement été respectés lors de la construction des centrales" et "le constat initial selon lequel il s’agirait de défauts dus à l’hydrogène non évolutifs et formés lors de la phase de forgeage est confirmé" et indique que « les résultats confirment l’intégrité des cuves des réacteurs considérés, ce qui permet le redémarrage immédiat et l’exploitation sûre de Doel 3 et Tihange 2 ». L’évaluation finale de l’AFCN est attendue pour la mi-janvier 2013. Une telle annonce a redonné de l’optimisme au marché de l’électricité en Belgique, avec des prix atteignant des niveaux intéressants.
Il y a quelques années, il était fait mention d’une renaissance nucléaire à travers le monde. La France avait la volonté ferme de placer son industrie nucléaire à l’avant-garde de cette nouvelle vague d’investissements. Que reste t’il de cet optimisme? La catastrophe de Fukushima et les évènements de 2012 en Belgique ont montré que l’électricité nucléaire semble moins sûre que promis initialement. Tenant compte des conséquences catastrophiques qu’un accident de centrale nucléaire pourrait avoir, on ne peut prendre aucun risque avec un potentiel problème de sécurité/sûreté. De plus, en raison de la taille de ces centrales, un arrêt lors d’un éventuel problème mène à un défaut de capacité disponible considérable. Imaginez-vous que l’on découvre demain un problème nécessitant de fermer immédiatement toutes les centrales nucléaires en France. L’échec financier de Flamanville démontre que le nucléaire n’est pas une électricité bon marché non plus. Sans aides à l’investissement et avec la prise en compte de ces coûts de sûreté, l’électricité nucléaire se veut plus chère que l’électricité produite à partir des sources fossiles. De plus, elle n’est que légèrement moins chère que l’électricité verte produite à partir d’éoliennes, à travers les panneaux photovoltaïques ou grâce aux centrales biomasse. Les coûts d’investissements de ces énergies vertes suivent par ailleurs une courbe décroissante, ce qui n’est pas tout à fait le cas pour le nucléaire.
Le gouvernement français actuel semble être sensible à ces arguments contre l’expansion de l’industrie nucléaire. Néanmoins, si l’on tient compte de la grande dépendance du nucléaire en France (la plus forte dans le monde), un renversement complet et rapide de la politique énergétique semble difficile à réaliser.
Gaz :
Les tarifs règlementés du gaz naturel vont augmenter en 2013. Delphine Batho a confirmé une hausse de 2,4% au 1er janvier, et non pas de 0.8% comme cela aurait du être le cas. En effet, le Conseil d’Etat a jugé trop faible la hausse de 2% accordée par le gouvernement à GDF Suez en Octobre dernier et réclame une correction (estimant que la limitation de la hausse imposée par l’Etat n’était pas conforme, porte préjudice aux fournisseurs alternatifs et crée un déséquilibre budgétaire pour GDF). Les nouveaux tarifs permettront donc de rattraper le retard accumulé. Cependant, bonne nouvelle, la renégociation des contrats d’approvisionnement demandée par le premier ministre a aboutie positivement: la part d’indexation sur les hubs va augmenter de 26 à 36% dans la formule d’indexation du prix (et donc dans le portfolio de GDF), permettant de contenir cette hausse qui aurait le cas échéant été de 4%. La part des produits pétroliers recule donc. Seconde modification: les prix seront ajustés tous les mois et non plus tous les trimestres pour lisser les évolutions.
La partie d’échec géopolitique qui oppose les deux projets de gazoducs concurrents South Stream et Nabucco, portés respectivement par la Russie et par l’Union Européenne, vient de tourner à l’avantage du premier. Vladimir Poutine a inauguré le démarrage de la construction du gazoduc South Stream. Celui-ci est censé couvrir 2 380 kilomètres dont 925 kilomètres en offshore pour une mise en service fin 2015. Le coût est estimé à 16,5 milliards d’euros. Le tracé évite soigneusement l’Ukraine, et permettrait également de contrôler une grande partie des livraisons du gaz en provenance des gisements de la mer Caspienne et du Kazakhstan, concurrençant directement le gazoduc alternatif Nabucco. Henri Proglio, PDG d’EDF était présent à l’inauguration, dans la mesure où EDF intervient à hauteur de 15 % dans ce consortium. De nombreuses discussions quant à la pertinence de ce projet sont ouvertes. Il est cependant clair que cela va à l’encontre de la politique de L’Union Européenne visant à accroitre la diversification des approvisionnements de gaz!
Preuve du dynamisme et de la volonté de développement d’EDF dans le marché gazier, l’entreprise s’est portée candidate au sien d’un consortium à la reprise de TIGF (filiale transport et stockage de gaz du Sud Ouest mise en vente par Total), estimée entre 2 et 3 milliards d’euros. Annoncé comme un autre possible repreneur probable, GDF n’a pas remis d’offre. Sa filiale GRTGaz gère pour l’instant les réseaux des 2 autres hubs PEG Nord et PEG Sud et aurait pu compléter son tableau de chasse avec la dernière pièce du puzzle, permettant éventuellement un rapprochement plus rapide des 3 hubs.
La France continue à mener une politique à double visage concernant son marché de gaz naturel. D’un côté, la pression mise sur GDF pour évoluer vers une plus forte indexation Hub (plutôt que l’indexation pétrolière) est en phase avec la politique européenne. Mais d’un l’autre côté, des opportunités pour le renforcement des marchés Hub sont ratées. La France souffre du manque d’unité de son marché interne de gaz. Si GDF reprenait le réseau TIGF, une unification pourrait être réalisée, avec comme résultat un meilleur fonctionnement du marché Hub français. En plus, alors que la France pousse GDF à forcer ses fournisseurs à s’indexer sur le Hub, EDF assiste le plus grand ennemi des hubs gaziers, Gazprom, à réaliser son projet South Stream, un projet menaçant la diversification de fourniture nécessaire pour la réussite des marchés Hub en Europe.
Les adaptations récentes de la politique énergétique de la France semblent être inspirées par une acceptation de certaines réalités de marché plutôt que par une volonté d’avancer. Reste à voir si une politique plus visionnaire se réalise.
[ Archive ] – Cet article a été écrit par BaptisteEC
