fr.wedoany.com Rapport : En 2026, l’énergie nucléaire chinoise est entrée dans une nouvelle phase de développement actif, sûr et ordonné. Fin avril, la capacité installée totale en exploitation, approuvée et en construction a dépassé 125 GW, et l’échelle de construction en cours occupe la première place mondiale depuis plusieurs années consécutives. Cependant, dans la plupart des provinces, le prix moyen de règlement du marché est déjà inférieur au tarif de rachat approuvé pour les centrales nucléaires. Les énormes amortissements d’immobilisations et les charges financières sont difficiles à récupérer efficacement via le marché de l’énergie électrique, et l’adoption d’un mécanisme de tarification de la capacité présente des défauts d’adaptation. Dans ce contexte, explorer un nouveau mécanisme capable de stabiliser les revenus tout en conciliant efficacité du marché et sécurité du système est devenu un enjeu clé pour garantir le développement durable de l’énergie nucléaire et soutenir la construction d’un nouveau système électrique.
I. Défis de la montée en puissance et de la marchandisation de l’énergie nucléaire en Chine
Sous l’impulsion des objectifs « double carbone », l’énergie nucléaire chinoise est entrée dans une nouvelle phase de développement actif, sûr et ordonné. Actuellement, 62 réacteurs sont en exploitation, avec une capacité installée de 66,142 GW ; 50 réacteurs sont approuvés ou en construction, avec une capacité installée de 59,313 GW. La construction en série du « Hualong One » progresse régulièrement, et des réacteurs avancés tels que le Guohé One et le réacteur à haute température refroidi au gaz sont en phase de démonstration. L’indice composite WANO se classe parmi les meilleurs mondiaux, avec d’excellentes performances en matière de sûreté et un rôle prépondérant en tant que source de base.
Parallèlement, avec la mise en œuvre complète de la nouvelle réforme du système électrique et l’accélération de la construction du marché spot, la participation de l’énergie nucléaire à la concurrence sur le marché est devenue une tendance inévitable. Dans les grandes provinces nucléaires comme le Guangdong, le Zhejiang et le Fujian, la proportion d’électricité nucléaire injectée sur le marché augmente rapidement. En 2026, en raison de la baisse continue des prix sur les marchés à moyen et long terme et spot, le prix moyen de règlement du marché pour l’énergie nucléaire dans la plupart des provinces est déjà inférieur au tarif de rachat approuvé pour les centrales. Cela rend extrêmement difficile pour l’énergie nucléaire de couvrir ses énormes amortissements d’immobilisations, ses charges financières et un rendement raisonnable uniquement grâce aux revenus du marché de l’énergie électrique. Le problème central émerge : comment à la fois dispatcher de manière marchande et découvrir les prix, tout en garantissant à l’énergie nucléaire, une source de base à zéro carbone et à investissement massif, la récupération de ses coûts fixes et son fonctionnement continu. Quelle voie est la plus adaptée aux caractéristiques intrinsèques de l’énergie nucléaire ? Cela mérite une analyse approfondie.
II. Analyse des voies de participation et logique d’adaptation des mécanismes
(A) Mécanisme de compensation de capacité fiable côté production : centré sur la capacité, difficile à satisfaire les besoins du nucléaire
En novembre 2023, l’État a établi un système de tarification de la capacité pour le charbon, accordant une compensation basée sur un certain pourcentage des coûts fixes. En janvier 2026, la Commission nationale du développement et de la réforme et l’Administration nationale de l’énergie ont conjointement publié l’« Avis sur l’amélioration du mécanisme de tarification de la capacité côté production », poursuivant la norme nationale unifiée de récupération des coûts fixes, augmentant progressivement la proportion de récupération des coûts fixes via le prix de la capacité, et favorisant l’amélioration continue des transactions sur le marché de l’électricité et des mécanismes de prix. Cette série de documents vise à orienter la conversion du charbon vers des sources d’énergie régulatrices et de soutien. Certains estiment que l’énergie nucléaire pourrait également bénéficier d’une compensation de capacité pour atténuer la pression des coûts fixes.
Cependant, les structures de coûts et les fonctions radicalement différentes entre le nucléaire et le charbon rendent une simple transposition problématique. Le coût unitaire par kW du charbon est d’environ 3 800 yuans, et avec les revenus de l’électricité, il peut globalement couvrir le coût fixe moyen du charbon. En revanche, l’investissement unitaire par kW du nucléaire atteint 16 000 à 20 000 yuans, soit 4 à 5 fois celui du charbon supercritique, et encore plus pour certaines premières unités ou projets spéciaux. Selon les principes de l’économie électrique et les critères de sélection des unités marginales de capacité sur les marchés électriques d’autres pays (capacité de production à grande échelle, rentabilité élevée, construction rapide), il est difficile de choisir des unités nucléaires comme unités marginales. Si l’on applique la même norme de capacité, la compensation pour le nucléaire serait dérisoire.
(B) Mécanisme de contrat de différence hors marché : ancré sur l’électricité, adapté à la nature du nucléaire
Le contrat de différence hors marché a été validé par la pratique dans plusieurs projets nucléaires européens, et la Chine l’a récemment utilisé pour le règlement marchand des unités d’énergie renouvelable. Son principe est le suivant : les entreprises soumettent des offres normales sur le marché de l’électricité au coût marginal, et lors du règlement du contrat, si le prix de référence du marché est inférieur au prix d’exercice, la différence est compensée par la contrepartie ; s’il est supérieur, l’entreprise rembourse la différence.
Contrairement à la compensation de capacité, qui rémunère la « disponibilité » des unités, le contrat de différence se base sur la production réelle d’électricité pour le règlement. Il ne modifie pas le statut de « priorité de dispatch » du nucléaire dû à son coût marginal très bas, tout en couvrant précisément le coût unitaire de l’électricité via un contrat financier, rendant les revenus nucléaires clairs, stables et prévisibles. Par ailleurs, il isole institutionnellement le nucléaire des conflits directs avec les besoins de flexibilité.
(C) Trois logiques fondamentales d’adaptation du contrat de différence hors marché aux sources de base zéro carbone
Premièrement, les sources de base à plus faibles émissions de carbone devraient recevoir des incitations correspondantes.
Selon les données publiées dans l’« Avis sur la publication des facteurs d’empreinte carbone de l’électricité pour 2023 » par le ministère de l’Écologie et de l’Environnement, le Bureau national des statistiques et l’Administration nationale de l’énergie, l’intensité des émissions de carbone sur l’ensemble du cycle de vie du nucléaire est d’environ 6,5 gCO₂e/kWh, bien inférieure à celle de l’éolien et du solaire. Lorsque le réseau électrique a besoin de régulation en raison des fluctuations de la production renouvelable, réduire en priorité la production nucléaire augmenterait significativement les émissions du système. D’un point de vue global de réduction du carbone, il convient de garantir que le nucléaire fonctionne autant que possible sans arrêt et avec une réduction minimale de puissance. Dans le modèle de compensation de capacité, les revenus électriques du nucléaire sont exposés aux signaux de prix du marché de l’énergie. Le contrat de différence peut stabiliser les revenus des projets nucléaires, réduisant ainsi la pression économique pour réduire volontairement la production. Le nucléaire aura toujours intérêt à maintenir une pleine production, libérant pleinement la valeur environnementale de la charge de base zéro carbone.
Deuxièmement, ancrer sur la production d’électricité pour récupérer précisément les coûts fixes élevés.
Le nucléaire est une industrie typiquement à forte intensité de capital, avec de longs cycles de construction, des investissements totaux massifs et une part de coûts fixes dépassant 70 %. Un projet « Hualong One » de 1 GW peut représenter un investissement total d’environ 20 milliards de yuans, avec des charges rigides très lourdes (amortissements, charges financières, main-d’œuvre), tandis que la part des coûts variables de combustible est très faible. Le prix de la capacité est généralement fixé selon une norme unifiée basée sur le coût fixe moyen du secteur, ce qui ne peut refléter les différences considérables de coûts de construction et de conditions de financement entre les projets, et il est déconnecté de la production, n’incitant pas à réduire les coûts fixes en produisant davantage. Le contrat de différence, quant à lui, se concentre sur le « coût unitaire de l’électricité ». Dès la phase d’approbation du projet, il est possible, sur la base des coûts réels de construction, de la structure de financement et des heures d’utilisation prévues, de calculer le coût actualisé de l’électricité, d’y ajouter une marge bénéficiaire raisonnable, et d’obtenir un prix d’exercice spécifique au projet. Plus la production est élevée, plus la récupération des coûts fixes est complète. Cela s’aligne parfaitement avec la nature de base du nucléaire et incite positivement l’exploitant à optimiser les cycles de rechargement et à prolonger la durée de fonctionnement, améliorant à la fois la sûreté et la rentabilité.
Troisièmement, les arrangements hors marché peuvent isoler les lacunes de flexibilité du nucléaire et consolider les ressources de base du système.
Bien que les réacteurs nucléaires modernes de troisième génération aient une certaine capacité de suivi de charge, des variations fréquentes et importantes de puissance augmentent la fatigue des contraintes des éléments combustibles, compliquent le contrôle chimique du circuit primaire, réduisent les marges de sûreté, et entraînent des coûts supplémentaires de traitement des déchets et de maintenance. Au niveau du système, le coût du combustible nucléaire est très bas, ce qui en fait une électricité zéro carbone à coût variable quasi nul, et son rôle optimal est celui de fournisseur de base.
Si l’on adopte un modèle de tarification de la capacité, le nucléaire serait souvent contraint d’assumer des obligations de régulation de fréquence et de démarrage/arrêt en contrepartie des revenus de capacité, ce qui exposerait directement ses faiblesses physiques, le plaçant dans un dilemme entre revenus de capacité et sûreté de la charge de base.
En résumé, l’énergie nucléaire combine trois caractéristiques majeures : coûts fixes élevés, charge de base zéro carbone et faiblesse en matière de flexibilité. Elle nécessite un mécanisme qui ancre solidement les revenus à la production d’électricité et l’isole des pressions de volatilité du marché à court terme. Le contrat de différence hors marché, de manière précise, stable et respectueuse de la nature de charge de base, répond pleinement aux besoins fondamentaux de la survie du nucléaire dans un environnement de marché. À une période cruciale où la réforme du marché de l’électricité s’oriente vers la construction d’un nouveau système électrique, personnaliser un mécanisme de contrat de différence pour le nucléaire n’affaiblit en rien la concurrence, mais constitue une reconnaissance rationnelle de la valeur stratégique des actifs de charge de base propres. Il guidera fermement l’énergie nucléaire chinoise sur une voie sûre, efficace et économique, jetant une base zéro carbone indispensable pour atteindre les objectifs « double carbone ».
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