Coût du Nucléaire : quelques chiffres

Coût de production de l’EPR
Estimations officielles et simulations

Année
de
l’étude

Type
réacteur,
puissance (Mwe)

Durée
de
fonctionnement

Tx
act

Source

Coût
moy.
€2010
/MWh

2002

EPR 1600

92 %

8

Areva

26

2003

EPR, série de 5

8

Greenpeace / Détente

72

2003

EPR

8760 h

8

DGEMP

33,4

2005

EPR

92 %

EDF

47

2010

EPR

92 %

AREVA 2010 (réponse à CdC)

50-60

2012

EPR

60

5

CdC 2012 citée par le CEA dans sa réponse au rapport

75

2012

EPR

92 % ?

5

(1) CdC 2012, extrapolation d’après son estimation du coût du MW installé (3,1 M€/MW)

65-84

var. 2012

EPR

92 % ?

5

23dd.fr d’après (1) et doublement coût démantèlement (hypothèse probable sous réserve que (1) se fonde sur un taux d’utilisation correct)

68-82

var. 2012

EPR

92 % à75 %

5

23dd.fr d’après (1), doublement coût démantèlement et taux d’utilisation ramené de 92 % à 75 % (hypothèse probable s’il est confirmé que l’estimation de la CdC se fonde sur un taux d’utilisation de 92 %)

83-100

Coût du nucléaire parc existant
Estimations officielles et simulations

Année Etude

Durée de fonctionnement

Tx act.

Source / commentaire

Coût
moyen
€2010/
MWh

2012

40 ans

5

CdC 2012 jusqu’à 2010

49,5

2012

40 ans

5

(1) CdC 2012, à partir de l’année 2011

54,2

2012

40 ans

5

23dd.fr d’après (1) et coût
démantèlement doublé (probable )

56,9

2012

50 ans

5

23dd.fr d’après (1), durée
de vie 50 ans avec amortissement
sur 40 ans et frais de prolongement
de 55Md€. Sous réserve de
conditions de sécurité satisfaisantes.

50

Historique des estimations du coût du nucléaire pour le parc futur

Année de l’étude

Type réacteur

Mise en service

Durée
Vie

Durée de fonct.

Tx
act.

Source

Coût
moy.
€2010/
MWh

1964/69

UNGG 480/720

20

7

PEON

49/34

1969/70/73/74

REP 750-925

nc/1975-80

20

6600 h

7-10

PEON

30-38

1976-1

REP 1300

1982

20

6600 h

10

PEON

26,5

1976-2

‘

1990

‘

‘

‘

PEON : Nette hausse faisant suite au retour d’expérience de la construction de Fessenheim.

52

1978/79/82/84

REP 925-1300

1985-92

20

6600h-base

9

PEON-DIGEC

52-60

1986/90/93

N4

95-2000

25

base

8

DIGEC

49-53

1997

N4 amélioré

2005

30

base

8

DIGEC

39-40

2002

EPR 1600

nc

60

92 %

8

Areva

26

2003

EPR série de 5

2012

60

8

Greenpeace / Détente

72

2003

EPR

2013

60

8760 h

8

DGEMP

33,4

2005

EPR

40

92 %

EDF

47

2008

EPR

2020

40

8760 h

8

DGEMP : * Chiffre non publié en 2008 et communiqué sous forme d’indice. Révélé par la CdC en 2012 (p225)

46,6*

2008

EPR

60

EDF (cité dans CdC)

55

2010

EPR

60

92 %

AREVA 2010 (réponse à CdC)

50-60

2011

Type EPR

60

8

Banque UBS (100$ 2011)

70

2012

EPR Prototype

60

92 % ?

5

CdC 2012 (prototype)

70-90

2012

EPR

60

92 % ?

5

CdC 2012 citée par le CEA dans sa réponse au rapport. La version finale ne contient pas cette évaluation.

75

2012

EPR

60

‘

5

CdC 2012, extrapolation d’après son estimation du coût du MW installé (3,1 M€/MW)

65-84

Historique des estimations du coût du nucléaire pour le parc existant

Année Etude

Durée de vie

Durée de fonctionnement

Tx act.

Source

Coût moyen €2010/MWh

2000

Prévue

8

Charpin Dessus Pelat (qui estime qu’un taux d’actualisation « neutre » de 4 % ou variable 6 %/3 % serait plus adapté, et que 8 % est « éthiquement inaccepable »)

28

2012

40

408TWh/an

5

CdC 2012 jusqu’à 2010

49,5

2012

40

408TWh/an

5

CdC 2012, à partir de l’année 2011

54,2

Quel type de coût pour répondre à quelle question ?

Question posée

Type de coût

Fonction

Variantes / remarques

Confusions à éviter

À quel prix moyen dois-je vendre aujourd’hui pour assurer l’équilibre des comptes (ou un bénéfice) sur le long terme ?

Coût comptable complet

Permet de calculer un coût de production moyen compte tenu des équipements payés, et éventuellement des investissements à faire pour assurer la pérennité de la production

Le coût varie selon que l’on prend en compte ou non des coûts futurs de maintenance ou de renouvellement de l’outil de production. Plusieurs variantes selon l’échelle de temps à laquelle on se réfère.

— Ne permet pas de connaître le coût moyen de production
— Ne permet pas de comparer le coût des filières énergétiques
— Dépend de l’historique des amortissements
— Évolue en fonction de la situation dans la durée de vie de l’installation.

Puis-je pratiquer des tarifs spéciaux sur le court terme ?

Combien me coûte à chaque instant un kWh produit dans chaque centrale ? Comment optimiser l’utilisation de mon parc de production  ?

Coût marginal de court terme (ou coût variable)

— Calculer un prix de vente à court terme

— gérer le réseau de ses outils de production.

— Ne pas confondre avec le coût marginal de long terme, qui prend en compte le renouvellement du capital.
— Les chiffres peuvent être très bas le coût du capital n’est pas pris en compte.
— Il dépend du moment et de chaque outil à la minute près puisqu’il dépend des capacités immédiatement disponibles.

— Confusion très courante avec le coût marginal de long terme, qui prend en compte les investissements permettant de modifier le niveau de production
— Parfois ramené par erreur au coût du combustible, alors qu’il faut en réalité prendre en compte l’usure d’utilisation, et donc une part du renouvellement du capital.
— Utiliser ce coût dans une optique de moyen ou de long terme revient à considérer que son outil de production est éternel et de capacité infinie.

Combien coûte le MWh d’une filière énergétique donnée ?

Coût économique complet
ou
Coût moyen de production

— Calculer le coût de production d’une filière : nucléaire, éolien, gaz, charbon… en prenant en compte l’ensemble des coûts directs de la filière.

— Comparer le coût des énergies entre elles

— L’estimation se faisant sur une échelle de temps longue, l’exercice est difficile et l’estimation contient une marge d’incertitude.

— Il faut prendre en compte l’évolution des coûts de production dans le temps

— Ne pas confondre entre parc existant et parc futur, car les prix évoluent dans le temps. Or le temps de programmation est long.
— Il faut tenir compte des possibilités d’intégration au réseau. Chaque énergie apporte ses avantages et ses contraintes. Le nucléaire n’est pas assez souple pour suivre la demande, tandis que certaines ENR varient en fonction de la météo.
— Il également tenir compte des effets indirects : emplois directs et induits, facture énergétique extérieure, effets sur la société et sur l’environnement.

Coût Economique du parc nucléaire actuel,
Cour des Comptes (2012)

Intitulé

Commentaires

Montant (Md€2010)

Dépenses d’exploitation

Stable. Le coût du combustible inclut le coût de gestion des déchets.

10,084

Investissements de maintenance à partir de 2011

Prévus à la hausse pour 2011-2025, afin assurer la sécurité du parc. Inclut les conclusions provisoires post-Fukushima.

3,700

Loyer annuel du capital fixe

Totalité des frais passés et futurs payables par l’exploitant pour l’outil de production. Frais financiers calculés à un taux de 7,8 % sur toute la durée de vie. Actualisation de 5 % sur les charges futures.

8,341

Coût annuel moyen total

22,125

407,9 TWh

Coût moyen production 2011-2025

54,2 €/MWh

Coût économique du parc existant : détail

Coûts pris en compte

Total Construction

Construction de 58 réacteurs pour une puissance de 62,5 TW (hors SuperPhenix), les intérêts intercalaires prenant en compte la durée de construction.

À noter que le coût du capital est de 7,8 % sur la totalité de la durée de vie. Le coût du capital est découplé de l’actualisation, qui ne s’applique que sur les charges futures.

121 Md€, coût total

Charges d’exploitation 2010

9 Md€/an en 2010

Provision déchets

1 Md€/an

Taxes

Taxe sur les installations nucléaires (INB) : 516 M€ pour EDF (p53). Ces taxes doivent financer les organismes de régulations, et désormais couvrent les coûts de recherche. N’inclut pas la TVA et l’impôt sur les sociétés. Inclus également : post-taxe professionnelle, foncier, réseau, voies navigables, agences de bassin.

1,17 Md€/an en 2010, inclus dans charges

Investissements de maintenance

1,7 Md€ en 2010. Mais EDF prévoit une enveloppe de 50 Md€ pour 2011-2025 avec un supplément de 5 Md€ pour les dépenses post-Kukushima, soit 3,5 Md€ par an.

3,5 Md€/an de 2011 à 2025

Dépenses de démantèlement

Pour 58 réacteurs, soit 317 M€ par réacteur. Pourrait doubler selon l’Ansa. Ou quadrupler selon les opposants au nucléaire. Les standards internationaux sont beaucoup plus élevés. Ils sont actualisés à 5 %. La CdC souligne la grande incertitude qui règne sur ce point. Elle souhaite qu’EDF fasse réaliser rapidement un audit et qu’elle utilise la méthode Dampierre 2009 (p268). Cela étant, la sensibilité au coût final est de 5 %.

18,4 Md€, coût total brut

Coûts non pris en compte

Dépenses de recherches publiques : historique

Cette somme n’a pas été couverte par la taxe spécifique pour l’électricité nucléaire.

38 Md€ cumulés depuis 1950
(0,69 Md€/an)

Recherche et régulation : niveau actuel

La CdC estime donc que ces frais sont désormais couverts en partie par la taxe spécifique (INB).

0,64 Md€/an couvert par 0,58 Md€ de taxe

Charges futures du CEA

Charges pour démantèlement et gestion des déchets. Financé par l’État. Montant incertain.

6,8 Md€, coût total

Responsabilité civile pour accident majeur

Les producteurs sont assurés pour des accidents mineurs mais pas pour des accidents majeurs. « En cas d’accident grave, les coûts peuvent être massifs et peser très fortement sur les moyens de l’État » (CFE p287).   La CdC demande à l’État français d’appliquer les conventions internationales signées en 2004 qui augmentent sensiblement le plafond de responsabilité des opérateurs.

??

Sensibilité du prix du MWh nucléaire à certains paramètres

Paramètres

Sensibilité

Coût du démantèlement

5 %

Coût du capital fixe (d’après parc existant)

45 %

Taux d’actualisation pour les charges futures

var. 1 point  (variation de 0,7 % environ

Coût de différentes sources d’énergie électrique

Équipement

Source

Mise en service

Durée d’utilisation

Coûts €2010/MWh

Nucléaire : EPR

DGEC 2008 / Areva

2020

92 %

50-60

Nucléaire : EPR

CdC d’après coût MW installé

92 % ?

65-84

Nucléaire : EPR

23dd.fr d’après CdC + doublement démantèlement + 75 % taux d’utilisation

75 %

83-100

Gaz naturel (CGC)

DGEC 2008

7000 h

63

Charbon pulvérisé, tt fumée                 

DGEC 2008

57

Éolien terrestre

DGEC 2008

2012

2400 h

75

Éolien terrestre

Areva 2008 citant Enel / E.on

2008

54

Éolien terrestre

DGEC 2008

2020

2400 h

63

Photovoltaïque

DGEC 2008

2012

Sud Est France
3 kWc / 300 kWc /3 MWc

407 / 288 / 232

Photovoltaïque

DGEC 2008

2020

Sud Est France
3 kWc et 300 kWc /3 MWc

266 / 209 / 174

Risques d’accidents nucléaires :
Probabilité estimée avant la construction et
Probabilité calculée d’après les accidents observés

Région

Intitulé

Fréquence (accidents/réact-eur.année)

Probabilité
(au moins un accident)

Monde

Des origines à nos jours, d’après les calculs avant construction

1/1 000 000

1 %

Monde

Des origines à nos jours, d’après accidents constatés avec émissions importantes vers l’extérieur

2/14 400

94 %

Monde

Calcul d’après les données de 1986 après Tchernobyl , concernant un accident grave durant les 25 années suivantes

2/4000

99 %
(de 1986 à 2011)

France

Accident nécessitant l’évacuation d’une région, durant les trente prochaines années

2/14 400

22 %

France

Idem, sur un parc avec sécurité renforcée post-Tchernobyl, durant les trente prochaines années

1/10 500

15 %
(une chance sur six)

France

Idem, sécurité renforcée après Fukushima

??

??