Les estimations du coût d'investissement des nouvelles centrales nucléaires divergent en fonction des études: elles varient de 6.500 à 8.000 euros/kW selon Tractebel et de 7.500 à 10.000 euros/kW selon Elia. Ces divergences sont importantes sur le plan stratégique, dès lors que le choix de la forme de financement (public, privé ou mixte) et l'utilisation d'instruments tels que les contrats sur la différence à double sens (Contracts for Difference - CfD) ou les emprunts d'État sont déterminants pour la rentabilité. 1. À quelles études ou quels cadres de référence le gouvernement a-t-il recours aujourd'hui pour l'estimation du coût de construction des nouvelles installations nucléaires? 2. Projetez-vous de demander un nouveau calcul de ces coûts en recourant à un organe indépendant, par exemple une agence distincte ou la Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz? 3. Comment les effets en série (réacteurs multiples ou PRM standardisés) sont-ils pris en compte dans les estimations? 4. Le gouvernement envisage-t-il d'instaurer un modèle de financement belge comparable au cadre français EPR2 (emprunt d'État et plafond CfD)? 5. Comment peut-on garantir que les prix de l'énergie demeureront abordables pour les ménages et les entreprises si l'on opte pour une extension du nucléaire?
B033
Au cours des dernières décennies, peu de nouvelles centrales nucléaires ont été construites en Europe. Plusieurs pays ont déjà entamé depuis longtemps la relance d'un programme nucléaire et ont connu, pour certains d'entre eux, des difficultés dans la période de construction des centrales, ce qui est le cas pour tout nouveau projet industriel de grande ampleur. Les nouveaux projets pourront tirer les leçons de cette expérience, qui devrait permettre de mieux cerner les coûts d'investissement et d'exploitation. Plusieurs pistes sont envisagées traditionnellement pour le financement de la construction des centrales entre un investissement totalement privé ou purement public, tous les cas de figure sont possibles, comme on le voit en Europe et dans le reste du monde. Quoi qu'il en soit, il faut concilier des intérêts concurrents entre une volonté de rendement maximal par l'investisseur/développeur/opérateur et le maintien du cout d'un système énergétique fiable le plus faible possible pour l'État et pour les consommateurs. Il faudra trouver un mécanisme qui incentive le rendement à hauteur du risque (à court comme à long terme) qui est réellement pris par chacun des acteurs. Différents instruments ont déjà été développés dans le monde, tels que les Power Purchase Agreement (PPA), le Contract for Difference (CfD), le Regulated Asset Base (RAB), etc. Mais il faut s'assurer d'une équité entre les risques repris par les différents acteurs. À ce stade, aucun choix n'a encore été fait. En ce qui concerne les cadres de benchmark utilisés, je me réfère notamment à l'expérience internationale et à des organisations telles que l'Agence pour l'énergie nucléaire (AEN) à Paris. Tous les cinq ans, celle-ci réalise une étude sur les "coûts prévisionnels de production d'électricité". La dernière version date de 2020, mais une nouvelle édition est prévue pour 2025. De nombreuses autres études nationales ou internationales existent, mais cette dernière est probablement la plus connue. Ces études permettent d'analyser et de comparer différentes technologies afin de disposer d'un cadre de benchmark solide qui garantit à nos ménages et à nos entreprises qu'ils paient un prix équitable pour leur électricité.