Financement du nouveau nucléaire et gestion des risques dans des économies sous contrainte carbone

 Ce texte est le résume d’un article d’un numéro remarquable de l’Ecole des Mines consacré au nouveau nucléaire, Annales des Mines, N° 113 - Janvier 2024 - Le nouveau nucléaire. . Auteur : Jan Horst KEPPLER, Conseiller économique sénior à l’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE (AEN).

Et il se montre extrêmement positif et optimiste concernant le financement du nouveau nucléaire : moyennement des stratégies simples et de bon sens pour mitiger les différents risques , « les investisseurs, qu’ils soient privés ou publics, offriront du capital à des taux de rendement très bas pour acquérir le droit au bien précieux qu’est l’électricité à faibles émissions de carbone livrée de manière prévisible 24 heures sur 24 pendant des décennies. »

Une bonne nouvelle : les coûts en capital de l’énergie nucléaire moindres que ceux annoncés

Le cadre proposé ici permet de tirer deux conclusions clés. D’abord, dans un monde contraint par les émissions de carbone, les coûts en capital réels de l’énergie nucléaire et d’autres sources de production à faibles émissions de carbone sont inférieurs à ce qui est généralement supposé en raison de leur capacité à compenser le risque financier systémique. L’incorporation d’investissements dans la production d’énergie à faibles émissions de carbone peut donc réduire les risques globaux du portefeuille.

Ensuite, il existe des politiques et des mesures efficaces pour réduire de manière radicale les coûts  et financiers d’autres composantes du risque, tels que les risques liés à la construction, les risques liés aux prix et les risques politiques.

Ces conclusions s’appliquent de la même manière aux investissements privés et publics.

Cependant, les gouvernements ont eux aussi un rôle important à jouer.

Tout d’abord, ils doivent garantir des engagements crédibles et efficaces en faveur de l’objectif de zéro émission nette de carbone d’ici 2050. Ils doivent également mettre en oeuvre les mesures nécessaires pour éliminer ou réduire les coûts économiques liés aux risques de construction, aux risques de prix et aux risques politiques. Enfin, les gouvernements peuvent intervenir en tant que promoteurs directs de projets en cas de défaillance du marché lorsque les acteurs privés ne reconnaissent pas la vraie valeur économique d’un projet nucléaire. Au-delà de la réduction des risques financiers, les gouvernements ont alors un rôle à jouer dans la mise en place de structures de gestion de projet efficaces pour les projets complexes et de grande envergure tels que la construction de nouvelles centrales nucléaires, ainsi que dans la stabilité macroéconomique.

Si les mesures indiquées ci-dessous sont pleinement mises en œuvre et que les projets de nouvelles centrales nucléaires sont entièrement sans risques, les investisseurs privés et publics rivaliseront pour bénéficier des avantages d’une électricité pilotable à faibles émissions de carbone, en réduisant le rendement exigé sur le capital à des taux nettement inférieurs à ceux d’aujourd’hui.

L’énergie nucléaire peut donc contribuer de manière significative à la réduction des émissions de carbone.

Les risques doivent être alloués à la partie la mieux équipée pour minimiser les coûts économiques de ces risques.

Le coût du capital dans la construction de nouvelles centrales nucléaires, comme ailleurs, dépend de la gestion et de l’allocation des risques. Un principe important dans ce contexte est que les risques doivent toujours être alloués à la partie la mieux équipée pour minimiser les coûts économiques de ces risques. La capacité à minimiser le coût des risques est généralement liée soit à une compétence technique particulière (les électriciens gérant les centrales nucléaires devraient supporter le risque opérationnel, par exemple), soit à une capacité particulière à partager, diversifier et couvrir les risques.

Ce rapport introduit une autre considération : dans les cadres politiques visant à réduire les émissions de carbone afin d’atteindre zéro émission nette d’ici à 2050, les sources de production à faibles émissions de carbone telles que l’énergie nucléaire peuvent jouer un rôle important dans la compensation des risques financiers de portefeuille. Explication : À mesure que le changement climatique et les efforts pour le combattre s’intensifient, les prix du carbone implicites et explicites augmentent. Cela diminue la rentabilité de l’économie dans son ensemble, mais augmente la rentabilité des investissements à faibles émissions de carbone. Dans ce cas, l’inclusion des investissements à faibles émissions de carbone réduira le risque et améliorera le rapport risque rendement, également appelé ratio de Sharpe, des portefeuilles financiers

Le risque construction : RAB ou CWP

Pour les projets importants et complexes tels que la construction de nouvelles centrales nucléaires, le risque de construction est peut-être le risque spécifique le plus important. Si une entreprise individuelle supporte ce risque, sa survie pourrait être en jeu. En conséquence, les investisseurs exigeraient une prime de faillite importante en cas d’exposition au risque de construction.

Pour pallier cet inconvénient, des mesures telles que la base d’actifs régulée (regulated asset base ou RAB) au Royaume-Uni ou le travail en cours de construction (construction work in progress ou CWP) aux États-Unis ont été proposées. De telles mesures transfèrent le coût de la construction de l’usine sur les factures d’électricité des consommateurs à partir du moment même où la construction commence, plutôt qu’à partir du moment où la production d’électricité débute. La théorie économique montre que cela implique non seulement un transfert de risque, mais aussi, tant que certaines hypothèses raisonnables sont satisfaites, une réduction des coûts économiques du risque, car les montants en jeu représentent une toute petite partie du budget de chaque consommateur.

Le risque prix de marché : se rapprocher des couts moyens Cfd, contrats à long terme 

Le risque prix dans les marchés de l’électricité dérégulés qui dominent les secteurs de l’électricité des pays de l’OCDE est depuis longtemps reconnu comme un facteur important du coût du capital.  C’est pourquoi les régulateurs ont proposé, dans certains cas, des garanties de prix sous forme de tarifs de rachat garantis ou de contrats à terme régulés, notamment les contrats sur différence (contracts for difference [CFD]). Or, ce n’est que le début.

Si les pays de l’OCDE continuent à opérer des marchés dérégulés également dans des systèmes électriques bas carbone, les prix seront de plus en plus souvent fixés par les coûts marginaux à court terme nuls ou très bas des énergies renouvelables et du nucléaire. Compte tenu des contraintes budgétaires des producteurs ceux-ci devront compenser ces bas prix par des heures de rareté où les prix pourront atteindre des centaines, voire des milliers, de dollars ou d’euros par MWh. Un consensus émerge graduellement, selon lequel dans un contexte de fortes contraintes carbone, tous les fournisseurs à faibles émissions de carbone devront bénéficier de contrats à long terme généralisés avec des prix garantis au niveau des coûts moyens sur toute la durée de vie du projet.

Le risque politique : indemnisations contractuelles

En ce qui concerne le risque politique, la logique qui exige d’attribuer le risque à la partie la mieux équipée pour le minimiser et l’internaliser est dans l’ensemble, déjà respectée. Les clauses d’indemnisation contractuelle assurent les opérateurs de projets et leurs investisseurs contre les changements de la politique énergétique qui limiteraient l’utilisation de l’énergie nucléaire, allouant ce risque aux gouvernements nationaux.

En résumé, le coût du capital pour les projets de construction de nouvelles centrales nucléaires est soit plus bas que ce qui est généralement supposé, soit potentiellement réduit radicalement grâce à des mesures appropriées.

Dans le premier cas, le taux de rendement sans risque à long terme est toujours très bas, tandis que la corrélation avec le risque de marché systémique peut être prudemment supposée nulle, tant que des objectifs de zéro émission nette sont poursuivis avec vigueur et cohérence. Dans le deuxième cas, les gouvernements et les régulateurs des marchés de l’électricité disposent de mesures efficaces pour réduire non seulement le risque effectif pour les investisseurs, mais aussi le coût économique global du risque de construction, du risque de prix de l’électricité et du risque politique….

Autrement dit, si les projets de construction de nouvelles centrales nucléaires sont complètement sans risques de la manière décrite ci-dessus, les investisseurs, qu’ils soient privés ou publics, offriront du capital à des taux de rendement très bas pour acquérir le droit au bien précieux qu’est l’électricité à faibles émissions de carbone livrée de manière prévisible 24 heures sur 24 pendant des décennies.

La responsabilité des gouvernements

En définitive, la responsabilité de la gestion des risques financiers reviendra aux gouvernements. La conclusion du rapport selon laquelle les coûts en capital des projets de construction de nouvelles centrales nucléaires peuvent être nettement inférieurs aux attentes s’applique de la même manière aux investisseurs publics et privés. Néanmoins, les gouvernements ont encore un rôle important à jouer dans ce contexte.

 La première tâche des gouvernements est de garantir un engagement crédible et efficace en matière de réduction des émissions de carbone

Deuxièmement, les gouvernements doivent mettre en œuvre les stratégies présentées ci-dessus pour éliminer ou réduire les coûts économiques de trois risques idiosyncrasiques propres à chaque projet : le risque de construction, en répartissant le risque sur les consommateurs ; le risque de prix, grâce à des contrats à long terme ou à des tarifs réglementés ; et le risque politique, grâce à des accords d’indemnisation appropriés conclus avec les autorités.

Troisièmement, les gouvernements peuvent également intervenir en tant que promoteurs directs de projets, en cas d’échec du marché lorsque les acteurs privés ne reconnaissent pas la vraie valeur économique d’un projet nucléaire, notamment grâce à leur capacité à compenser le risque d’un portefeuille financier.

Inutile pour cela d’en appeler à l’intérêt général ou à des objectifs stratégiques tels que la sécurité de l’approvisionnement énergétique, le développement technologique, la cohésion régionale ou l’emploi, aussi importants soient-ils. Les seules défaillances du marché pertinentes concerneraient l’appréciation correcte des coûts et des avantages d’une électricité pilotable à faibles émissions de carbone.

Quatrièmement, les gouvernements ont un rôle à jouer pour mettre en place des structures de gestion de projet efficaces pour la construction de nouvelles centrales nucléaires. L’interaction des structures de financement, de la gestion de projet, des incitations et de l’architecture des marchés de l’électricité dans la construction de nouvelles centrales nucléaires fera l’objet d’un futur rapport de l’AEN. À ce stade, il convient de dire que les gouvernements doivent veiller à ce que tous les acteurs contribuent à l’objectif commun qui est de mener à bien les projets de construction de nouvelles centrales nucléaires en respectant les délais et le budget définis.

Enfin, les gouvernements doivent garantir la stabilité macroéconomique pour minimiser les primes de risque pays.

Nucléaire : le pays de Galles veut des GENIII et un SMR !

 Rapport au Parlement gallois : l’énergie nucléaire au Pays de Galles  (3 mai 2023)

https://publications.parliament.uk/pa/cm5803/cmselect/cmwelaf/240/report.html

Les conclusions du rapport

1. Bien que nous ayons entendu des témoignages contradictoires sur le rôle que l’énergie nucléaire devrait jouer dans la réalisation des objectifs de zéro émission nette du Royaume-Uni et la garantie de la sécurité énergétique nationale, il existe un large consensus entre les gouvernements britanniques et gallois, et la majorité de nos experts, en faveur d’une nouvelle production d’énergie nucléaire.

2. La technologie de stockage nécessaire à l’ensemble d’un système électrique fonctionnant à l’énergie renouvelable n’existe pas encore. Par conséquent, nous considérons que l’énergie nucléaire a un rôle important à jouer, dans le cadre d’un ensemble de sources à faible émission de carbone, dans l’atteinte de la neutralité carbone et de la sécurité énergétique..

3. La précédente tentative d’Hitachi de construire un nouveau réacteur nucléaire à Wylfa a laissé des frustrations dans la communauté locale. Nous sommes préoccupés par le fait que de nouvelles espérances suscitent à nouveau des attentes à l’égard d’Ynys Môn et nous nous demandons combien de temps l’incertitude pourra persister quant à savoir si une nouvelle construction nucléaire sera livrée ou non à Wylfa.

4. Étant donné que le terrain de Wylfa Newydd appartient à Hitachi,le statut actuel du site n’est pas clair . S’il doit y avoir de nouvelles installations nucléaires à Wylfa, la question de la propriété des terres doit être abordée. Nous appelons le gouvernement britannique à encourager Hitachi à vendre le site de Wylfa Newydd ou à participer à un consortium de développeurs pour permettre un développement futur.

5. Nous avons entendu un large éventail de représentants de l’industrie dire que Wylfa est l’un des meilleurs sites pour le développement nucléaire et qu’il est difficile de voir comment le gouvernement britannique peut réaliser ses ambitions nucléaires sans faire avancer un projet à Wylfa. Nous considérons que Wylfa devrait être l’emplacement de la prochaine centrale nucléaire à l’échelle du gigawatt après Sizewell C

6. Bien que le développement réussi d’un petit réacteur modulaire (PRM) présente une énorme opportunité pour le Royaume-Uni, la technologie est encore en phase de développement. Si le gouvernement britannique veut agir sérieusement dans le domaine de l’énergie nucléaire, il doit maintenant entamer la construction de nouvelles centrales à l’échelle du gigawatt parallèlement à sa politique sur les PRM.

7. Le gouvernement britannique et Great British Nuclear devraient continuer à collaborer avec Cwmni Egino sur son ambition de faire de Trawsfynydd le premier site à accueillir de petits réacteurs modulaires (PRM) au Royaume-Uni. Nous exhortons le gouvernement à inclure le site de Trawsfynydd dans le nouvel énoncé de politique nationale sur les armes nucléaires en tant que site potentiel pour les PRM. 

Financement du nouveau nucléaire et emplois 

8. L’introduction du modèle de base d’actifs réglementés (RAB) est accueillie favorablement comme la meilleure alternative au régime des contrats d’écart compensatoire (CfD) pour le développement de projets  nucléaires. Cependant, le financement de nouveaux projets nucléaires n’est pas simple et il y aura encore des défis dans le cadre du modèle RAB. Pour qu’un développement progresse chez Wylfa, des questions importantes subsistent en ce qui concerne l’engagement financier 

10) Nous saluons l’annonce du gouvernement britannique selon laquelle l’énergie nucléaire sera incluse dans la taxonomie verte, sous réserve de consultation. Nous estimons que cela ouvrira de nouvelles voies d’investissement privé pour le développement nucléaire et enverra les signaux nécessaires au secteur financier que l’énergie nucléaire est un investissement attrayant.

Impact économique potentiel des nouveaux développements nucléaires 

11)  De nouveaux développements nucléaires à Wylfa ou Trawsfynydd pourraient changer la donne pour l’économie régionale du nord du Pays de Galles. De tels projets joueraient un rôle important dans le programme Levelling up du gouvernement britannique en offrant des possibilités d’emploi à long terme, bien rémunérées et hautement qualifiées dans une zone rurale du Royaume-Uni. Il est essentiel que le nord du Pays de Galles ait la possibilité de bénéficier des développements découlant de la stratégie à l’échelle du Royaume-Uni visant à atteindre la neutralité carbone et une plus grande sécurité énergétique..

12. Si le gouvernement britannique veut réaliser ses ambitions en matière d’énergie nucléaire, il est essentiel d’investir dans les compétences et un travail sérieux doit être fait sur la manière dont les compétences requises peuvent être développées. Nous appelons les gouvernements britannique et gallois à travailler en étroite collaboration pour aider le secteur des compétences à investir dans la formation aux emplois nucléaires au Pays de Galles.. 

13. La contribution des entreprises établies au pays de Galles aux développements nucléaires actuels à Hinkley Point C et Sizewell C démontre que, au moins en partie, les compétences et les chaînes d’approvisionnement pour de tels projets sont disponibles au pays de Galles. Il faudrait investir dans l’intensification de la chaîne d’approvisionnement nucléaire galloise afin de garantir que les nouveaux projets nucléaires au pays de Galles emploient le maximum de main-d’œuvre locale afin que les zones locales en ressentent les avantages. S’il y a un nouveau développement nucléaire au Pays de Galles, le gouvernement britannique devrait exiger des développeurs un niveau minimum de contenu local pendant le projet.. 

15. Nous nous félicitons de l’annonce faite par le gouvernement britannique de mettre en œuvre un programme de nouveaux projets nucléaires. Nous recommandons que le gouvernement publie un programme à moyen et long terme pour la production d’énergie nucléaire. Le programme doit définir comment seront réalisées  ses ambitions de  24 GW d’énergie nucléaire d’ici 2050 et doit indiquer quelles technologies (gigawatts ou petit réacteur modulaire) le gouvernement souhaite construire, où et à quelle échelle. Le programme devrait également comprendre des déclarations claires sur les intentions du Gouvernement pour les sites de Wylfa et de Trawsfynydd. 

17. L’une des parties manquantes importantes de l’avenir du développement nucléaire est l’absence d’un développeur de services publics au Royaume-Uni, autre que les entreprises liées à EDF. Nous recommandons que le gouvernement britannique explique ses plans pour résoudre ce problème et si Great British Nuclear a un rôle à jouer.. 

Autres extraits :

 Sur le programme nucléaire 

Alors que l’énergie nucléaire est devenue une priorité politique pour atteindre les objectifs du gouvernement à la fois pour lutter contre le changement climatique et, depuis le conflit en Ukraine, pour sauvegarder la sécurité énergétique du Royaume-Uni, la question du nouveau nucléaire à Wylfa est en cours depuis plus d’une décennie. La stratégie Net Zero du gouvernement britannique, publiée en octobre 2021, a souligné l’aspiration à ce que le système électrique soit décarboné d’ici 2035 et que l’électricité soit produite à partir de sources renouvelables et nucléaires. Cependant, toutes les centrales nucléaires existantes devraient avoir cessé de produire d’ici 2030, à l’exception de Sizewell B et Hinkley Point C (qui est en construction). 

La stratégie britannique de sécurité énergétique, publiée en avril 2022, décrit le problème de la dépendance à l’égard des sources d’énergie à l’étranger et l’exposition des consommateurs britanniques à la volatilité des marchés mondiaux de l’énergie. La stratégie a énoncé les ambitions du gouvernement britannique quant au rôle que l’énergie nucléaire jouerait dans l’atteinte de l’indépendance énergétique, déclarant dans l’introduction que le gouvernement « investirait massivement dans l’énergie nucléaire ». La stratégie prévoit que jusqu’à 24 gigawatts (GW) d’énergie nucléaire seront générés d’ici 2050, afin de répondre à jusqu’à 25 % de la demande d’électricité du Royaume-Uni.

L’Estonie se prépare à entrer dans le club nucléaire : 1) rapport intermédiaire Possibilités d'utilisation de l'énergie nucléaire en Estonie » (sept 2022)

 C’est émouvant, une nouvelle nation qui veut entrer dans l’ère nucléaire ! Rapport officiel  intermédiaire au Parlement estonien, le  rapport final du groupe de travail, qui sera achevé d’ici la fin de 2023,   

https://twitter.com/buchebuche561/status/1583113864245149698?t=o8CXanxabDYPfbL1GGXjhQ&s=09

L’entrée dans l’ère nucléaire :  les raisons : défi climatique, sécurité énergétique, compétitivité, sécurité du réseau et flexibilité de la production et des usages   

« La vision stratégique à long terme de la Commission européenne du 28 novembre 2018 intitulée « Une planète propre pour tous » s’est fixé pour objectif de parvenir à une économie neutre pour le climat d’ici 2050….

La guerre en Ukraine, le comportement instable de la Russie en tant qu’exportateur d’énergie, ainsi que l’imposition de sanctions à la Russie, ont exacerbé la nécessité d’assurer la sécurité énergétique dans toute l’Europe et l’ont placée parmi ses priorités politiques

«  Afin d’accroître la sécurité, la durabilité et la compétitivité énergétiques de l’Estonie et d’atteindre ses objectifs climatiques pour 2050, le « Plan national estonien en matière d’énergie et de climat pour 2030 » et « Analyse des moyens de relever l’ambition climatique de l’Estonie » ont proposé l’introduction de l’énergie nucléaire après 2030 comme l’une des solutions possibles »

Défi climatique : « Depuis les années 1970, l’énergie nucléaire a largement contribué à ralentir la croissance des émissions mondiales de CO2. Entre 1971 et 2020, environ 66 Gt de carbone ont été évités , en supposant que d’autres sources d’électricité qui se sont développées parallèlement à l’énergie nucléaire, y compris les combustibles fossiles, auraient plutôt été augmentées proportionnellement. Les émissions totales provenant de la production d’électricité au cours de cette période auraient été près de 20 % plus élevées et les émissions totales liées à l’énergie de 6 %. Sans l’énergie nucléaire, les émissions de production d’électricité au Japon auraient été environ un quart plus élevées, et en Corée et au Canada environ 50 % plus élevées. »

« Comme de  manière réaliste, la  première centrale nucléaire en Estonie pourrait être achevée d’ici 2035 au plus tôt, l’introduction de l’énergie nucléaire ne contribuerait pas aux objectifs fixés par l’Estonie pour 2030, mais contribuerait à atteindre les objectifs fixés pour 2050 »

Sécurité du réseau et flexibilité de la production et des usages  : Le rôle de l’énergie nucléaire pour assurer la sécurité de l’approvisionnement À mesure que la part des énergies renouvelables augmente, la capacité du système électrique à faire face à la variabilité et à l’incertitude de la demande et de l’offre de manière fiable et rentable est un facteur de plus en plus important pour la sécurité de l’électricité. Afin d’assurer la stabilité instantanée du système électrique et la sécurité d’approvisionnement à long terme, une flexibilité est nécessaire à différents intervalles de temps, de minute en minute, d’heure en heure et d’une saison à l’autre.

En France, où l’énergie nucléaire couvre la majeure partie des besoins de production d’électricité, le besoin de flexibilité est pris en compte dans la conception des réacteurs, ce qui permet à certaines centrales d’augmenter ou de diminuer leur production rapidement et à court terme (en quelques heures) afin de fonctionner en mode de suivi de charge… Bien que les pays n’aient jusqu’à présent pas utilisé l’énergie nucléaire comme premier choix pour la flexibilité, de nombreux réacteurs peuvent être utilisés à cette fin sans ou avec des modifications techniques minimes.

Les nouvelles technologies nucléaires, y compris les petits réacteurs modulaires, sont considérées comme une occasion de passer de la production d’électricité à la production de chaleur, d’ammoniac ou d’hydrogène ou de les produire en même temps que de l’électricité

Les conditions de compétitivités

Compétitivité dans la productions électrique : Le principal obstacle économique est le coût élevé du capital par rapport à d’autres sources d’énergie à faibles émissions. 

De meilleures mesures, telles que LCOE ajusté en fonction de la valeur (VALCOE), peuvent également vous aider à comparer et à classer différentes technologies en fonction d’autres valeurs. La VALCOE des énergies éoliennes et solaire se détériorera à mesure que leur part de la production totale augmentera, tandis que celle de l’énergie nucléaire et d’autres options de production gérée s’améliorera plutôt. Le coût de construction de nouveaux réacteurs nucléaires est crucial pour le rôle futur de l’énergie nucléaire dans la transition mondiale vers une énergie propre. Si le coût de construction de la nouvelle énergie nucléaire tombait à 2000 USD/kW (environ 1900 €) ou moins (par rapport aux coûts actuels, qui vont de 2800 USD/kW (environ 2660 €)) à plus de 12 000 USD/kW (environ 11 400 €), elle serait en mesure de concurrencer directement les  énergies solaire et éolienne dans la plupart des régions

NB : le rôle de la VALCOE comme instrument de comparaison avait été très bien expliqué dans le Rapport sur le nucléaire du Parlement Néerlandais., notamment sur les coûts systèmes 

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/11/role-possible-du-nucleaire-dans-le.html

Compétitivité de l’énergie nucléaire dans la production d’hydrogène :  « Selon l’AIE, il est peu probable que les nouvelles centrales nucléaires soient compétitives par rapport aux énergies renouvelables ou aux combustibles fossiles dans la production d’hydrogène aux prix actuels » 

Cependant, le rapport rappelle que cette analyse « ne tient pas compte des autres avantages potentiels de l’énergie nucléaire pour la production d’hydrogène, tels que sa maniabilité et sa capacité à produire en continu. La technologie nucléaire peut produire de grandes quantités d’hydrogène plus près du lieu de consommation, réduisant ainsi le besoin d’infrastructures de transport et de distribution de l’hydrogène. »

Compétitivité de l’énergie nucléaire dans le chauffage urbain :  « Pour que la cogénération nucléaire soit compétitive par rapport aux combustibles fossiles combinés au CCUS, à la biomasse ou aux pompes à chaleur électriques pour les applications industrielles et le chauffage urbain, les coûts d’investissement de la centrale doivent généralement être d’environ 3000 USD/kWe, et l’emplacement approprié pour la centrale doit également être situé à proximité des consommateurs de chauffage urbain. Les délais de planification et de construction devraient également être raisonnablement courts (en fonction notamment du temps consacré aux études environnementales) afin de limiter le risque de dépassement des coûts. C’est également là que la question de la sûreté nucléaire entre en jeu, car les centrales de cogénération doivent être situées à proximité des centres de population afin de minimiser les pertes et les coûts associés lors du transfert de chaleur sur de longues distance. »

Conclusion : «  Dans le plan national estonien en matière d’énergie et de climat pour 2030 (REKK 2030)10, les réacteurs nucléaires modulaires ont été considérés comme l’une des options alternatives pour produire de l’électricité en Estonie. Dans le même temps, il est également noté qu’ils nécessitent des travaux préliminaires approfondis – études, travaux préparatoires et construction (estimés à 10 ans) – et que des réacteurs modulaires plus petits qui ne sont pas encore en service dans le monde pourraient convenir aux conditions estoniennes.

Ce seront donc des SMR, mais lesquels ? (voir partie 2)

Les défis à relever : tout est à bâtir

Cadre juridique : « À l’heure actuelle, l’Estonie ne dispose pas du cadre juridique, des autorités compétentes ou des experts en la matière nécessaires pour construire une centrale nucléaire. Selon la loi sur les rayonnements, une autorisation pour de telles activités ne peut être demandée qu’après que le Riigikogu a adopté une décision sur la mise en service d’une installation nucléaire. La mise en service d’une centrale nucléaire, quelle que soit la technologie à déployer, comprend au moins 10 à 15 ans d’activités préparatoires, telles que la mise en place d’un cadre juridique et réglementaire, les activités de planification et de construction et la délivrance de permis. Le processus de préparation couvre également un montant important (estimé à 10+ millions d’euros) de coûts, y compris pour l’analyse et la génération de compétences avant même qu’il ne soit clair si la centrale nucléaire sera construite en Estonie »

Les déchets : entreposage ultime à prévoir, mais pas dans l’immédiat : « Il n’est possible de planifier une centrale nucléaire en Estonie que s’il n’est possible d’éliminer le combustible nucléaire irradié en Estonie. L’analyse spatiale qui sera préparée dans un premier temps permettra de déterminer s’il existe des conditions spatiales (principalement naturelles et géologiques) pour la planification d’une centrale nucléaire et d’un site de stockage final du combustible usé en Estonie. S’il y a des conditions préalables pour les deux, il est possible de planifier une centrale nucléaire. Selon les normes internationales, le combustible usé peut être stocké dans un site de stockage intermédiaire appartenant à une centrale nucléaire jusqu’à la fin de la durée de vie de la centrale nucléaire (40-80 ans). Par conséquent, lors de l’élaboration d’un plan, le site de stockage final n’est pas planifié. Ceci est fait lorsque le besoin s’en fait sentir.

Autorité de Sureté : Création d’un régulateur nucléaire : conformément à la loi sur les rayonnements, le ministère de l’environnement organise des activités de sûreté radiologique (y compris la sûreté nucléaire) en Estonie dans les limites de ses compétences, en associant d’autres autorités compétentes et en tenant compte, entre autres, de l’expérience du secteur .. Sur la base des données de Fermi Energia AS « Analyse de faisabilité de l’adéquation d’un petit réacteur modulaire (VMR) pour assurer l’approvisionnement énergétique de l’Estonie et atteindre les objectifs climatiques d’ici 2030+ », il faudra au moins 10 millions d’euros pour créer une compétence nationale et créer un cadre juridique. Si une décision positive est prise sur l’introduction de l’énergie nucléaire, le régulateur devrait être créé après l’approbation du Riigikogu, vraisemblablement en 2024. Afin d’accélérer le processus d’introduction de l’énergie nucléaire, la proposition de création d’un régulateur nucléaire devrait être proposée pour approbation avec le rapport final au Parlement (fin 2023)

Acceptabilité sociale / attitude générale vis-à-vis du nucléaire

Une enquête a révélé que que les résidents de l’Estonie sont positifs à l’égard de l’énergie nucléaire – 59% soutiennent l’introduction de l’énergie nucléaire, tandis que 22% ont exprimé leur opposition.  67 % estime que la Lettonie devrait coopérer avec les pays voisins (nordique-balte) afin d’utiliser l’énergie nucléaire.

Plus de la moitié de la population estonienne se considère familière avec le principe général de la production d’énergie nucléaire, un peu plus d’un tiers considèrent que le domaine ne leur est pas familier, mais sont intéressés par de nouvelles connaissances. Dans les segments où le niveau de connaissance est plus élevé, la proportion de défenseurs de l’énergie nucléaire est plus élevée.

Les plus grandes craintes liées au nucléaire sont les risques environnementaux potentiels posés par la gestion des déchets radioactifs; le besoin d’information est également le plus grand dans ce domaine.

En tant que source d’information sur le nucléaire , la télévision et la radio et les thématiques sont préférées au web

Si l’attitude générale de la population estonienne à l’égard de l’introduction de l’énergie nucléaire est plutôt favorable (59%), elle peut changer considérablement sur des points spécifiques. Une communication honnête et transparente est nécessaire pour que, pour quelque motif que ce soit, le sujet ne soit pas utilisé pour créer des confrontations dans la société et que le débat ne soit pas tué tant qu’il ne peut pas réellement commencer.

Les phases du projets

Phase I:de 2 à 5 ans : Analyse et considérations préalables à la décision d’introduire l’énergie nucléaire (préparation du projet). À la fin de la première phase, le pays devrait être prêt à prendre une décision réfléchie et éclairée sur l’introduction de l’énergie nucléaire. En fin de compte, il doit répondre à la question de savoir si et pourquoi l’énergie nucléaire serait la meilleure option pour le pays.

Phase II : environ dix ans : La décision de principe d’autoriser la construction d’une centrale nucléaire a été prise. Lors de la deuxième étape, des activités préparatoires sont réalisées, qui sont une condition préalable à la conclusion des contrats et à la construction (activités de développement de projets, plans). À la fin de la phase II , les négociations sur un contrat pour la construction d’une centrale nucléaire doivent pouvoir commencer.

Les coûts concernent notamment le cadre réglementaire et juridique nécessaire à la mise en œuvre du programme nucléaire, le développement des compétences et la mise en place d’une infrastructure nationale de soutien au programme nucléaire. (aurorité de Sureté)

Phase III :  Dans la troisième phase, des activités sont menées pour la mise en service de la première centrale nucléaire (décision finale de financement, conclusion des contrats, construction). À la fin de la phase, qui peut durer de 7 à 10 ans, le pays devrait être prêt à autoriser la mise en service et l’exploitation de la première centrale nucléaire.

Si la durée de la phase I en Estonie est considérée comme étant de trois ans (une décision de principe en 2024), la phase II est de 7 à 10 ans et la phase III est de cinq ans, alors, selon le scénario le plus optimiste, la première centrale nucléaire en Estonie pourrait commencer à fonctionner après 2035.

Le Financement

Un certain nombre d’experts internationaux et de représentants de l’AIEA ont estimé raisonnable de coopérer entre les secteurs public et privé ou de financer un projet de construction reposant entièrement sur des capitaux privés, étant donné que les VMR sont moins capitalistiques que les grandes centrales nucléaires.

Néanmoins , il est souhaitable de  réduire le risque de rendement : « Si le gouvernement n’est pas un bailleur de fonds direct du projet, il peut tout de même jouer un rôle important dans la réduction du risque pour les investisseurs. L’une des considérations les plus importantes pour les investisseurs est la tarification de l’électricité, qui doit être efficace et rationnelle. Les rendements exigés par les investisseurs pour financer un projet dépendent principalement du niveau de risque qu’ils doivent prendre.

Sur les marchés libres où la part des énergies renouvelables variables est élevée, la baisse et la forte volatilité des prix de l’électricité créent des conditions difficiles pour investir dans de tels actifs sans subventions. Afin d’assurer un financement abordable sans subvention, la prévisibilité du prix de l’électricité est nécessaire pour garantir que les coûts d’investissement initiaux sont couverts pendant toute la durée de vie du projet. Sur les marchés réglementés, la régulation des tarifs facturés aux clients assure cette stabilité. En l’absence d’une telle stabilité, les technologies à faible intensité de capital peuvent être préférées, même si leurs coûts de durée de vie sont plus élevés.

 Assurer un financement compétitif des centrales nucléaires (ainsi que d’autres technologies à faible intensité de carbone) sur des marchés non réglementés dépend donc souvent de l’utilisation de mécanismes qui assurent effectivement la stabilisation à long terme des prix de l’électricité. Ces mesures comprennent les contrats d’achat d’électricité, les tarifs d’achat (FiT) et les contrats d’écart compensatoire (CfD). Contrat d’achat d’électricité (PPA)

Problèmes des CFD : « qu’est un « CfD équitable ». Le rôle du gouvernement est de prendre cette décision au nom des citoyens. Si le CfD est trop élevé, il peut être interprété comme une subvention – cela permet au producteur d’obtenir un rendement qui ne serait pas possible dans une situation de marché libre. S’entendre sur une juste valeur CfD pendant 30 ans est extrêmement difficile. Les prix actuels du marché sont souvent considérés comme une référence utile. Cependant, dans de nombreux marchés libres, les prix de gros correspondent à des coûts variables à court terme et sont donc nettement inférieurs au coût moyen de production d’électricité (qui comprend l’investissement de la centrale »

Il est nécessaire de prendre des décisions qui renforcent la confiance des investisseurs. L’intensité capitalistique des projets d’énergie nucléaire signifie que le coût du capital a un impact important sur les coûts de production. La réduction du risque pour les investisseurs peut réduire la composante des coûts totaux associés au financement. L’implication du gouvernement dans le projet facilite généralement l’obtention de prêts bon marché. Les prêteurs sont encouragés par le fait que, en dernier recours, les prêts sont en fait soutenus par l’État.. La participation de l’État au sens traditionnel peut être directe si le projet est financé par le budget de l’État, si l’entreprise de services publics exploitant la centrale appartient à l’État ou si le gouvernement détient une participation majoritaire, ou indirecte, par exemple, une aide financière sous forme de garanties.

Les Pays-Bas vers un programme nucléaire ? Le rapport de KPMG

En Septembre 2020, le Parlement néerlandais présentait un rapport sur « le  Rôle possible du nucléaire dans le futur mix énergétique néerlandais ». Principales conclusions :

« Le nucléaire est une énergie sûre, pilotable et à faible empreinte carbone, capable de fournir un flux continu et sécurisé d’électricité pour les générations à venir. Pendant plusieurs décennies, l’énergie nucléaire a été l’une des sources d’électricité les moins chères et  c’est bien toujours le cas pour les unités aujourd’hui  en fonctionnement. Comme le montrent de nombreuses études internationales, la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires en exploitation est  de toutes les alternative disponible celle qui  réduit les émissions de CO2 au coût le plus bas. »

«  Le cas  Chinois (EPR de Taishan) nous montrent que les problèmes de construction du nouveau nucléaire peuvent être résolus, ce qui permet réduire considérablement, voire de supprimer  les dépassements de temps et de coûts…Si un pays comme les Pays-Bas choisit une usine d’un nouveau prototype auprès d’un fournisseur expérimenté, on peut maintenant s’attendre à ce que les risques de retards majeurs dans la construction et de dépassements de coûts soient limités. »

Ce rapport n’a pas été laissé sur un coin de table. Depuis les Pays-Bas se sont lancés dans la mère de toutes les batailles pour le financement du nucléaire, en réclamant l’inclusion du nucléaire dans la taxonomie européenne.

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/10/taxonomie-les-pays-bas-poussent.html

Buts et principaux résultats de l’étude KPMG : un choix gouvernemental clair et stable, une technologie éprouvée (la GEN III)

KPMG, Nuclear Energy  market consultation, july 2021

Dans ce contexte, un rapport a été demandé au cabinet de conseil KPMG pour répondre aux question suivantes : Dans quelles conditions les acteurs nationaux et internationaux du marché sont-ils prêts à investir dans des centrales nucléaires aux Pays-Bas? - Quel soutien public est nécessaire pour cela? - Quelles régions sont intéressées par  la construction d’une centrale nucléaire? ― Comment les Pays- Bas peuvent-ils effectuer leur retour dans le  nucléaire de manière économique aussi optimale que possible.

KPGM a interrogé 41 acteurs du marché national et international, y compris des entrepreneurs, des fournisseurs de technologies de base, des opérateurs, des spécialistes du démantèlement et des financiers. Des entretiens ont également été menés avec 14 régions néerlandaises.

L’énergie nucléaire joue actuellement un rôle mineur dans l’approvisionnement en électricité des Pays-Bas, la centrale de Borssele - qui a commencé à fonctionner en 1973 - fournissant environ 3% de la production totale. L’exploitant actuel, EPZ, a appelé à une prolongation de son exploitation au-delà de 2033 et/ou à la construction de deux nouveaux grands réacteurs sur le site afin d’aider les Pays-Bas à atteindre leurs objectifs énergétiques et climatiques.

Pour KPMG, Les acteurs du marché - tels que les entrepreneurs, les opérateurs et les fournisseurs - investiraient dans la construction de nouvelles capacités de production nucléaire aux Pays-Bas à condition que le gouvernement contribue au coût et qu’il y ait un soutien public. L’étude a révélé que les acteurs du marché accordent une importance considérable à l’existence d’une politique gouvernementale stable en ce qui concerne l’énergie nucléaire et en ont une  condition préalable à la construction de toute nouvelle construction nucléaire. L’importance du financement, les risques substantiels et les délais de construction ont pour conséquence que la participation du gouvernement semble inévitable

La consultation a révélé que la plupart des entreprises potentiellement impliquées ont souligné l’importance de choisir une technologie de réacteur éprouvée qui réponde aux exigences de sûreté applicables. Les petits réacteurs modulaires (SMR) sont considérés comme une option intéressante, mais ils ne sont pas encore disponibles dans le commerce. Un SMR basé sur une conception de réacteur de génération III + devrait prendre environ 10 ans pour être autorisé et construit, et  une conception éprouvée ne sera disponible qu’en 2027-2035 au plus tôt. Ce sera encore plus long pour des design plus novateurs.

Les acteurs du marché ont déclaré que les réacteurs de génération IV (surgénérateurs comme le programme Astrid) présentent des avantages potentiels en termes de sûreté et / ou de production de déchets, mais ne devraient pas être commercialisés avant 2040, ce qui les mettra sur le marché trop tard pour atteindre l’objectif climatique de 2050.

Les acteurs du marché ont donc largement indiqué que les Pays-Bas devraient opter pour un réacteur de génération III+ maintenant et en temps voulu pour un réacteur de génération IV une fois que la technologie aurait été prouvée

Focus sur quelques  points de rapport

1a) Consensus sur une technologie éprouvée, la GENIII et des SMR dans le futur

Les investisseurs potentiels  soulignent  l’importance du choix d’une technologie éprouvée qui répond aux exigences de sûreté applicables, et il existe un large consensus selon lequel les Pays-Bas devraient opter pour un réacteur de génération III, et, bénéficiant de l’expérience des projets en cours, ils s’épargnerait les problèmes des prototypes, dépassements de coûts et retards…

Une génération II modernisée et standardisée peut  paraître une option économiquement attrayante, car moins chère et déjà éprouvée. Cependant, les investisseurs la considère comme irréaliste en termes de soutien social, car ne répondant pas aux exigences de sécurité supplémentaires requises après Fukushima.

Les réacteurs de génération IV (Surgénérateurs, Astrid) présentent un intérêt certain avec des avantages potentiels en termes  de sécurité et/ou de déchets, mais ne devraient pas entrer sur le marché avant 2040, de sorte qu’ils arriveront trop tard pour les objectifs climatiques de 2050.

Les SMR (Small Modular Reactors, entre 10 et 300 MW) sont considérés par les investisseurs potentiels comme une option intéressante. En raison de leur plus petite taille, de leur conception modulaire et de leur construction partiellement en usine, ils pourraient être construit plus rapidement, et de manière plus économique. Cependant, il existe encore trop d’incertitudes : ils en sont encore au stade du prototype avec tous les problèmes potentiels, le business model est considéré comme révolutionnaire (c’est pas un compliment !) et les délais pour respecter les objectifs climatiques de 2050 sont trop courts. Les décideurs craignent également un soutien public limité pour la constructions de plusieurs réacteurs répartis dans tout le pays.

 Le rapport recommande aux Pays-Bas d’attendre  la maturité et la preuve de concept des SMR, puis de choisir un développeur performant capable de construire des SMR  sur plusieurs sites ou de garantir vous-même la production en série.

1b) SMR : les projets en compétition

Coût de production des SMR :

1c) Vers un EPR ? Choisir des GENIII déjà construits ou en construction

Il existe donc  un large consensus parmi les investisseurs potentiels pour un réacteur de génération III+ de conception éprouvée. Afin d’éviter les problèmes liés aux prototypes et de profiter de l’expérience accumulée sur des projets en cours,  les Pays-Bas devraient  de choisir parmi les conceptions de génération III+ dont un (certain nombre de) réacteurs ont déjà été construits ou sont en construction : EDF (Olkiluoto, Flamanville, Hinkley Point C), Westinghouse (Vogtle), KEPCO (Barakah) et Rosatom (Ostrovets, Akkuyu, Hahnikivi, Paks II). –

Les investisseurs potentiels indiquent que toutes les conceptions ci-dessus leur paraissent robustes. Rosatom a été mis hors champ d’application à la demande du ministère des Affaires économiques, tout comme les technologies des réacteurs chinois. Un choix final ne pourra être fait qu’en 2021-2023 lorsqu’un ou plusieurs réacteurs de toutes conceptions seront réalisés. ―

2) Coût et et financement du nouveau nucléaire

Au fur et à mesure que les conceptions de ces réacteurs de génération III+ mûrissent et que les connaissances et l’expertise se développent en Europe, les coûts devraient significativement diminuer. On estime qu’ il est possible d’économiser jusqu’à ~ 28-40% par MW  par rapport à un réacteur FOAK  (prototype)dans la construction d’une centrale nucléaire à deux réacteurs basée sur une conception éprouvée : effet prototype : -20/-30% (effets d’apprentissage sur la conception et la construction ; effet  productivité lors de construction en série 2% dans un deuxième réacteur, 8-13% dans un cinquième réacteur, sur même site, gain supplémentaire de  6-8%. S ces chiffres proviennent de situations réelles observées en France et dans les Emirats Zrabaes Unis. La NEA, quant à elle, considère  que les économies réalisées grâce à la construction en série peuvent atteindre ~ 33-45% par MW par rapport à un prototype.

2a) Les conditions de financement un cadre stable : Une politique stable et cohérente en matière d’énergie nucléaire est une condition préalable importante pour les financiers privés.

Le développement d’une nouvelle centrale nucléaire est un projet à long terme. Compte tenu des exemples récents de changements de politique, une politique stable et un soutien politique sont essentiels pour les financiers privés

La perception du risque des financiers privés est alimentée par plusieurs exemples récents de changements de politique en Europe, tels que la décision de l’Allemagne, à la suite de Fukushima, de fermer toutes les centrales nucléaires allemandes d’ici 2022. (En conséquence, six centrales nucléaires doivent fermer prématurément. Cette affaire a eu de longues conséquences (juridiques), avec un règlement de 2,4 milliards d’euros en mars 2021 ; la loi interdisant le charbon dans la production d’électricité qui a conduit à la fermeture des centrales au charbon néerlandaises, y compris certaines centrales mises en service en 2015 et 2016, d’ici 2030;  Le changement de politique de l’Espagne pour les tarifs sur l’énergie durable

Le seul soutien politique seul ne suffira pas, il faudra un  signal fort par une participation publique au projet. Par ailleurs, les financiers privés exigeront très probablement des garanties de résiliation anticipée du projet et  des  compensations financières en cas de cessation anticipée (c’est-à-dire avant l’achèvement de la construction ou trop tôt après le début de l’activité)

2b) Les modes de financement : plutôt le RAB  que le  Mankala ou le Cfd

Sur la base des projets existants et des initiatives en cours, diverses structures de financement peuvent être observées sur le marché

Dans les années soixante-dix, le modèle Mankala a été développé en Finlande, dans lequel les clients industriels locaux de l’énergie investissent dans la centrale nucléaire, souvent en combinaison avec le financement du fournisseur. Bien qu’il s’agit essentiellement d’un modèle à financement privé, dans la pratique, les autorités locales sont souvent impliquées.

Les contrats de différence (« CfD ») et  les contrat d’achat d’électricité (« PPA ») sont des modèles qui permettent d’assurer  la sécurité des revenus, mais  ne réglementent pas explicitement la répartition des autres risques. En conséquence, des garanties supplémentaires seront souvent demandées à cet effet (au gouvernement).

Le  Royaume-Uni semble se tourner modèle de base d’actifs réglementés (« modèle RAB ») qui peut être appliqué à l’énergie nucléaire, comme c’est déjà le cas pour des projets d’infrastructure à grande échelle. Le modèle RAB fournit un rendement garanti sur la valeur de l’actif réglementé, répartit les risques entre les financiers et le gouvernement et assure un flux de revenus pendant la construction.)

Les diverses stratégies de financement

De façon plus précise :

Un CfD offre une sécurité de revenus jusqu’à un certain prix d’exercice. Un CfD fonctionne sur la base d’un prix d’exercice par MWh que l’exploitant de la centrale nucléaire recevra à l’avenir pour l’énergie produite. Si le prix du marché est inférieur à ce niveau, la contrepartie (c’est-à-dire le gouvernement) compense cette différence en faveur de l’opérateur et si le prix du marché est supérieur au prix d’exercice, c’est en faveur de la contrepartie (c’est-à-dire le gouvernement). Le prix d’exercice dépend également des risques que prennent à leur charge les financiers privés  Un CfD n’offre qu’une sécurité de revenus et ne couvre pas les risques tels que le déclassement, le risque de permis et certains risques de cygne noir pendant la construction. A l’avenir, Les financiers privés demandent des garanties supplémentaires.

Un accord tel que celui de Hinkley Point C, où EDF gère l’intégralité du risque de construction et reçoit un prix d’exercice qui tient compte de ce risque d’investissement, n’est pas considéré comme réaliste par les acteurs du marché pour les projets futurs.

Un PPA est un accord volume/prix à long terme entre un fournisseur d’énergie et un client. Grâce à un achat d’énergie prédéterminé à un prix fixe, un PPA offre une sécurité (partielle) des revenus. Des accords fixes et préalables sont conclus sur l’achat et (éventuellement) le prix entre un fournisseur d’énergie et un client d’énergie pour une période de 10 à 15 ans. Comme un CfD, un PPA n’offre qu’une sécurité de revenus. La principale différence entre un CFD et un PPA est qu’un PPA comprend également une obligation de volume, en plus des accords de prix. Ce modèle a été appliqué en Turquie (Akkuyu). Aux Pays-Bas, un accord similaire est  considéré comme impossible, puisqu’il n’existe pas de  production publique

RAB (Regulated Asset Based) : Afin de répondre aux besoins des financiers privés en matière de rendements au début du projet, de nombreux acteurs du marché proposent un modèle RAB. Les principaux avantages du modèle RAB pour un investisseur : des revenus sont assurés dès la phase de construction ; un degré élevé de certitude quant au rendement en fournissant une redevance fixe à un niveau de coût raisonnable qui comprend l’amortissement des investissements, les coûts d’exploitation et les coûts de déclassement ;  la possibilité d’introduire un « plafond de financement », un maximum du montant d’investissement à apporter par les financiers au-delà duquel les augmentations de coûts supplémentaires sont supportées par le gouvernement.

C’est ce modèle qui est privilégié par les investisseurs potentiels, aux Pays-Bas comme au RU. Cependant, il n’a jamais été appliqué aux centrales nucléaires auparavant, mais à des projets d’infrastructures de long terme, mais avec un niveau de risque faible.

2c) Financement et taxonomie : l’inclusion du nucléaire dans une taxonomie verte

Les investisseurs potentiels soulignent qu’une taxonomie verte européenne incluant le nucléaire  constituerait un signal fort de stabilité politique et aurait pour conséquence  un profil de risque plus faible, et  un impact positif sur les rendements demandés

Cependant, la Commission Européenne  semble très réticente et procrastine. A la suite de la motion Eckert (cf. https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/10/taxonomie-les-pays-bas-poussent.html), le gouvernement néerlandais agit en concertation avec d’autres pays européens dont la France pour obtenir l’inclusion du nucléaire dans la taxonomie. Si cette action n’aboutissait pas, ou trop lentement et de manière insatisfaisante, le gouvernement néerlandais pourrait envisager d’introduire lui-même une taxonomie verte, comme le Royaume-Uni a décidé de le faire en novembre 2020. On ne sait pas quelle valeur les financiers privés internationaux attacheront à une taxonomie locale.

2d) Licences et autorités de régulation

Les acteurs du marché préconisent principalement la transparence, l’harmonisation et la prévisibilité dans le processus d’octroi de licences néerlandais.

Pour une centrale nucléaire basée sur une conception éprouvée, les prévisions de délais pour l’obtention d’un permis, basées sur les trajectoires étrangère,  vont de 3 à 5 ans. Pour un réacteur de génération IV, ou un SMR, les acteurs du marché  s’attendent à un processus plus long, en l’absence d‘un cadre établi. Ils sont prudemment optimistes quant au fait que l’adhésion à d’autres autorités de délivrance de licences entraînera des économies de coûts. L’ANVS indique qu’il est aussi ouvert que possible à l’harmonisation internationale, mais qu’il ne peut exclure que des changements interviennent en cours de construction.

Dans un passé récent, les dépassements de coûts et de temps dus au processus d’octroi de permis ont été courants….

 3) Les localisations possibles

Sur la base des entretiens et des conditions préalables pertinentes, deux  Provinces ont affirmé leur intérêt pour accueillir des centrales nucléaires.

 La première est la Zelande, autour de Borssele où se situe le seul réacteur nucléaire des Pays-Bas, un REP de 485MW. Cet emplacement bénéficie d’un soutien local, semble être le plus prometteur du point de vue du refroidissement et bénéficie de bonnes  connexions au réseau. Il y aurait à Borssele de la place pour deux  grandes centrales nucléaires (1 200-1 500 MW) en raison de l’expansion déjà prévue du réseau de 380 kV (ligne pointillée rouge). L’électrification possible de l’industrie locale pourrait  renforcer l’intérêt de l’implantation. Selon l’enquête, la province a une expériences positive avec la centrale nucléaire actuelle et est en faveur de l’utilisation de l’énergie nucléaire dans le bouquet énergétique. Il existe un large soutien politique en faveur de la réalisation d’une nouvelle centrale nucléaire et un large soutien social. Les habitants sont habitués à vivre près d’une centrale nucléaire et aucun problème important n’est rencontré avec elle. Beaucoup de connaissances et d’expertise locales en matière d’énergie nucléaire sont déjà présentes, et il y a un désir de maintenir cette expertise et la chaîne de valeur existante.

L’autre province clairement intéressée est le Brabant Septentrional La province indique qu’elle s’attend à ce que l’énergie nucléaire joue un rôle dans le bouquet énergétique après 2030, pour atteindre la cible de décarbonation en 2050. La capacité de transport est adaptée, mais la Province est assez densément peuplée. Elle est assez dynamique dans le domaine de la recherche nucléaire, et se déclaré intéressée par des SMR ou des GenIV surgénérateurs (en particulier filière thorium)

Trois autres provinces ont déclaré n’avoir avoir aucune oppostion et considèrent que la décision est de la responsabilité  nationale :  Overijssel, Utrecht,  Zuid-Holland