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Le coût du nucléaire : un chiffrage délicat et controversé

L'énergie nucléaire Actu-Environnement.com - Publié le 09/05/2011
L'énergie nucléaire  |    |  Chapitre 3 / 9
Tous les 3 à 5 ans, la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) du ministère de l'écologie étudie les coûts de référence de la production électrique qui évalue le coût du mégawattheure (MWh) selon la source de production et pour le futur parc à construire. Il fournit ainsi des ''hypothèses normatives'' afin que les services de l'Etat déterminent la politique nationale en matière de production électrique.

S’agissant du nucléaire, la DGEC réalise ses calculs en se basant sur les prévisions d’EDF pour la construction de l'EPR de Flamanville et pour ''une mise en service industrielle prévue mi-2012.'' L'étude ne donne pas les montants chiffrés, mais rapporte les différents coûts étudiés à celui du MWh d'origine nucléaire exprimé en base 100.

Les services de l'Etat retiennent trois composantes : l'amortissement des investissements, les charges d'exploitation et d'entretien, et le prix du combustible.

Les hypothèses d’utilisation

L'ensemble des charges sont rapportées aux MWh produits selon des scénarios d’utilisation des installations déterminés par la durée de vie du réacteur et le facteur de charge, c’est-à-dire l'intensité d’utilisation.

S'agissant de la durée de vie, la DGEC retient 40 années, tout en considérant que l’EPR peut fonctionner 60 ans. Deux raisons expliquent cela : les règles comptables bornent à 40 ans l'amortissement des installations et au-delà de 40 ans il est difficile de prévoir les investissements à réaliser pour maintenir en bon état de fonctionnement le réacteur. Globalement, plus la durée de vie est longue et plus l'étalement de l'amortissement abaisse le coût de l'électricité produite sur la période. Cependant, l’allongement de la durée de vie réduit progressive le facteur de charge, du fait d'un alourdissement progressif de la maintenance et des travaux d’amélioration des équipements.

Le facteur de charge, qui est défini par un nombre d'heures de fonctionnement annuel, est limité pour sa part par la disponibilité de l'installation. Celle-ci varie selon les hypothèses retenues pour les arrêts du réacteur liés aux opérations de remplacement du combustible, aux visites partielles et décennales, et à l'''indisponibilité fortuite.'' La DGEC retient un taux de disponibilité de 91%. Par ailleurs, l'étude précise que ''l’évaluation des coûts de production de l’EPR ne paraît pas fiable pour des durées d’appel inférieures à 5.000 heures'', ce qui implique un facteur de charge minimal de 57% en deçà duquel le coût n'est pas étudié.

L'investissement est primordial

L'investissement, qui détermine l'amortissement, constitue l'élément principal du calcul. Il comprend tout d'abord la construction du réacteur qui ''représente plus de la moitié du coût du MWh'' si l'on y ajoute les intérêts financiers associés.

En l'occurrence, la DGEC retient le prix d'un EPR ''de série'' en se basant sur l'investissement prévisionnel d'EDF et en considérant que ''l’ensemble des dépenses initiales de développement [est] assumé par la tête de série Flamanville.'' Le calcul ne tient donc pas compte d’éventuels rallongements de la durée de construction qui engendrent ''un coût final plus élevé'', des investissements de recherche et des modifications qui pourraient être apportées au réacteur de série.

Depuis, EDF a annoncé en juillet 2010 que le chantier de Flamanville avait deux ans de retard et que le réacteur coûterait 5 milliards d'euros pour un budget initial de 3,3 milliards. Cependant, à l'occasion de cette annonce le directeur financier d'EDF, Thomas Piquemal expliquait que l'EPR de Flamanville "est une tête de série, les têtes de série coûtent plus cher que les suivantes."

Les deux autres éléments pris en compte pour calculer l'investissement sont le démantèlement des installations et ''le cycle aval du combustible nucléaire.'' Le document ne précise pas les éléments qui ont été pris en compte pour ces postes.

L’entretien et le combustible

S'agissant des dépenses d’exploitation, la DGEC les a estimées en se basant sur le retour d’expérience des réacteurs actuellement en service et en considérant ''[avec prudence]
un gain lié à l’effet de taille.''
Là aussi, aucune précision n'est donnée dans le document.

En matière de coût du combustible, la DGEC le décompose en deux parties : la production du combustible et les dépenses liées au transport, au retraitement et au stockage des déchets. La DGEC estime que la production du combustible représente l'immense majorité des coûts et la gestion des déchets ne correspond qu'à environ 20% du total. En effet, la DGCE juge ''très faible [la] part du stockage des déchets dans le coût complet de production'' du combustible.

L'hypothèse retenue pour la production du combustible se base sur un prix de la livre d'oxyde d'uranium à 52$. Si le prix spot est resté sous les 20$ la livre jusqu'en 2004, il est ensuite monté jusqu'à près de 140$ en 2007 pour ensuite évoluer entre 40 et 80$ de 2008 à 2011. Suite à la catastrophe de Fukushima, la tendance haussière entamée en 2010 a été stoppée nette et le prix est retombé d'un peu moins de 75$ à environ de 58$.

Les opposants dénoncent des coûts cachés

Finalement, la DGEC estime que le coût du nucléaire est composé pour environ 75% par les investissements lié à la construction et au démantèlement du réacteur, rendant le prix du MWh particulièrement sensible à ces coûts.

Ainsi, la précédente étude de la DGEC, réalisée en 2003, présentait un coût de 28,4 €/MWh pour une série de 10 EPR construits entre 2015 et 2025. Sept ans plus tard, lors du débat public de l'EPR de Penly en 2010, le document de synthèse évalue le coût du MWh entre 55 et 60 €, le budget de construction ayant gonflé à 4 milliards d'euros compte tenu de la hausse des prix des matériaux et de l'absence d'effet de série.

Cependant, les opposants au nucléaire dénoncent l’opacité des différentes hypothèses retenues, et pour le Réseau sortir du nucléaire (RSN) ''le coût du démantèlement a toujours été sous-évalué par les producteurs d’électricité [et] le coût total de la gestion des déchets reste inconnu.'' Le rapport d'activité d’EDF précise que fin 2010, les provisions réalisées par EDF pour le démantèlement de 58 réacteurs français sont de l'ordre de 13,4 milliards d'euros et celle pour le cycle aval du combustible d'environ 15,3 milliards. De plus RSN juge que les pouvoirs publics oublient ''de prendre en compte les coûts cachés, qui sont payés par tous les Français, même s’ils ne figurent pas sur la facture d’électricité.'' Il s'agit en premier lieu de l'effort de recherche financé par l'Etat, mais aussi la protection des sites sensibles par les autorités ou les assurances couvrant les accidents majeurs.

Philippe Collet

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