Les impacts sur l’économie
3.8 Annexe I : Coût complet de l’électricité
Les coûts des différentes étapes du cycle de vie moyen comprennent :
• Les coûts passés de l’existant tels que les constructions des ouvrages, les subven-tions et la R&D.
• Les coûts de production moyens supportés par un investisseur sur toute la durée de vie de son installation.
• Les coûts d’investissement futurs relatifs à l’amélioration du fonctionnement (sécurité, réduction des pollutions…) et du démantèlement.
• Les coûts de gestion future des déchets, englobant aussi ceux produits par les ENR.
À ce coût comptable techniquement fidèle, il faut ajouter, en fonction du moyen de production considéré, les coûts des choix d’orientation politique :
• Les coûts pondérés des services réseaux prenant en compte les ressources néces-saires pour assurer le maintien de la tension et de la fréquence du réseau national.
• Les futurs investissements et R&D comme le stockage massif d’électricité qui permettrait une certaine déconnexion entre l’offre et la demande et une meil-leure gestion des réseaux.
• Les coûts du CO2 pour les énergies carbonées et les coûts d’énergie de substi-tution pour les filières à faibles taux de charge tels l’éolien et le photovoltaïque.
L’ensemble constitue le coût courant économique (CCE*).
3. Les impacts sur l’économie
3.8.1 Coût complet du nucléaire [3, 15]
La Cour des comptes a chiffré en 2012 le coût complet comptable à 33,4 €/MWh.
Le coût du combustible nucléaire n’y représente que 5,7 €/MWh, soit un peu plus que 10 %. Il se partage à parts égales entre l’approvisionnement en uranium (importé) et son enrichissement et son traitement (réalisés en France).
La Cour des comptes note qu’entre 2010 et 2013, le coût courant économique (CCE*) de l’électricité nucléaire 73 subit une augmentation de 21 %, passant de 49,6 €/MWh à 59,8 €/MWh en € courants, dont les causes sont les suivantes :
• Doublement des dépenses de maintenance (conséquences de Fukushima).
• Plan de prolongation des réacteurs au-delà de 40 ans.
• Augmentation des provisions pour charges futures de démantèlement et gestion des déchets.
• Augmentation du taux de rémunération du capital investi.
• Augmentation des dépenses d’exploitation.
• Inflation de 4,1 % sur les 3 ans (ce paramètre semble se stabiliser depuis la date de l’analyse).
Pour contrer cette dérive des coûts, EDF a mis en place une politique volontariste pour diminuer le coût du grand carénage incluant les mesures post-Fukushima, pour maîtriser les dépenses d’exploitation, et gérer de façon industrielle les actions de démantèlement. Sur la base des économies annoncées par EDF fin 2016, l’I-tésé ramène le coût cash à 33 €/MWh pour une durée de vie des centrales de 50 ans [2].
Alors que la Cour des comptes considérait en 2014 que les charges futures de démantèlement, de gestion des combustibles usés et de gestion à long terme des déchets, étaient provisionnées à 43,7 Md€, soit la moitié du total revalorisé de 87,2 Md€, les postes importants sont désormais bien connus [2] :
• Dépenses de gestion future des combustibles usés ; les provisions se montent fin 2016 à 9,0 Md€ pour des charges brutes « à terminaison » de 29,6 Md€.
Compte tenu du rendement des placements de ces sommes et du planning du projet (prévu pour durer 100 ans), le taux de couverture de ces provisions est dès à présent de 100 %.
• Les données publiques les plus récentes (PNGMDR* 2016) constatent que le montant estimé par EDF des charges brutes pour le démantèlement du parc nucléaire français en exploitation se monte à 19,6 Md€ fin 2015 (soit 337 M€
par réacteur, estimation validée par le retour d’expérience des opérations de démantèlement en cours).
Pour les EPR qui doivent entrer en service ou sont en projet, le CCE* de l’électricité est près du double : # 100 €/MWh pour l’EPR de Flamanville et 109 €/MWh pour les EPR anglais de Hinkley Point.
73. 58 réacteurs nucléaires âgés de 20 à 36 années, excepté les 4 plus récents.
3.8.2 Coût complet des EnRi
Les coûts du PV dans le Sud de la France étaient en 2015 de 68 €/MWh pour une centrale PV et 85 €/MWh pour des panneaux posés sur une toiture industrielle.
L’ADEME anticipe leur baisse de 25 % à l’horizon 2025.
Pour l’éolien, le coût actualisé est de 75 €/MWh en 2015 et l’ADEME anticipe une convergence des coûts des différentes technologies (à terre, en mer posé et flottant) dans la gamme 60-70 €/MWh vers 2030.
Les coûts d’intégration au système électrique comprennent :
• Coût de réseau (raccordement, renforcement).
• Coût d’équilibrage (erreur de prévision…).
• Coût de back-up*.
• Coût de moindre utilisation des centrales pilotables.
Compte tenu que le système électrique français est déjà très flexible (hydroélec-tricité, nucléaire), l’ADEME considère que le développement des EnRi jusqu’à 2030 ne nécessite pas de développer le stockage de façon significative en métropole.
Ce n’est qu’au-delà de 25 GW de PV qu’il faudrait prévoir 20 % de capacité de stockage par GW de PV installé.
3.8.3 La rémunération par la flexibilité
Pour suivre les besoins de la consommation, le parc nucléaire a effectué en 2015 plus de 140 variations d’amplitude supérieures à 5 000 MW – contre moins de 60 en 2008, ce qui constitue une exception mondiale [16].
Figure 7 Évolution du nombre de variations du parc nucléaire français d’amplitude supérieure à 5 000 MWe.
La baisse de 10 % de taux de charge moyen qui en résulte fait perdre chaque année 55 TWh, soit 2,3 Md€ (au prix ARENH* de 42 €/MWh). Le service rendu par un tel fonctionnement demande une juste rémunération, d’autant que c’est pour
3. Les impacts sur l’économie
permettre à des producteurs intermittents de toucher des subventions et de casser les prix du marché lorsque le vent souffle ou que le soleil brille.
3.8.4 Coût du démantèlement des éoliennes
Alors que l’arrêté du 26 août 2011 prévoit le provisionnement à hauteur de 50 000 euros par éolienne, le retour d’expérience du démantèlement semble indi-quer un coût réel 8 fois plus important, dépassant 400 000 € pour une machine (hors enlèvement du massif en béton, qui est pratiquement infaisable).
On passerait alors pour le démantèlement de 0,54 €/MWh à 4,3 € par MWh pro-duit, à comparer aux 1,8 €/MWh pour le démantèlement d’un réacteur à eau pres-surisée en considérant la fourchette haute, et 0,9 €/MWh pour la fourchette basse.
NB-1 : Cette comparaison ne prend pas en considération la différence de service rendu entre un MWh disponible à la demande et un MWh intermittent qui n’est pas garanti.
NB-2 : Les propriétaires des terrains sur lesquels les éoliennes sont implantées risquent d’en faire les frais en cas de disparition de l’exploitant : ils seront respon-sables du démantèlement des machines et de la dépollution des sols [17].