Lundi 13 décembre, la Cour des comptes a publié une analyse des coûts du système de production électrique. Le rapport souligne surtout les incertitudes entourant les évaluations. Il pointe aussi, qu'au-delà des coûts associés à chaque filière, il faut tenir compte des investissements à réaliser dans le stockage et le réseau. Le rapport formule quatre recommandations pour mieux évaluer les coûts complets et préciser ceux du nucléaire historique et des EPR2.
Mieux évaluer le coût du nucléaire historique
La Cour débute son analyse par une étude du coût du nucléaire en fonctionnement. Les 42 euros par mégawattheure (€/MWh), basé sur le prix fixé pour l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh), ne sont pas forcément pertinents, explique-t-elle. Si l'on adopte un point de vue comptable, ce coût oscille bien autour de 42 €/MWh. Mais cette approche minimise les investissements passés, puisqu'une grande partie est déjà amortie (donc d'un montant nul, sur le plan comptable). Si on applique une approche économique, qui répartit le montant des investissements sur la durée de vie des réacteurs, le coût du nucléaire historique égale alors 64,80 €/MWh pour l'année 2019.
Au-delà des chiffres, la Cour rappelle que « le choix de la méthode à utiliser dépend directement de la nature de la question posée ». Si on veut fixer le niveau d'un tarif réglementé, l'approche comptable, qui prend en compte le passé, semble appropriée. Mais si on doit décider d'un investissement, l'approche économique, qui étale l'investissement sur la durée de vie de l'équipement, est plus adaptée.
Le sujet fait l'objet de la première recommandation de la Cour. Elle estime que le ministère de la Transition écologique et la Commission de régulation de l'énergie (CRE) devraient définir et publier une méthodologie pour fixer un coût « juste » du nucléaire historique.
Quid de La Hague et d'un second Cigeo ?
Le rapport passe ensuite en revue les coûts associés à de nouvelles installations. S'agissant de l'électricité que produira l'EPR de Flamanville (Manche), elle reprend son évaluation de 2020, à savoir un coût compris entre 110 et 120 €/MWh. Quant au coût de l'EPR2, il reste très incertain. La Cour se contente d'évoquer une fourchette comprise 85 et 110 €/MWh. Mais il ne s'agit là que de « données provisoires ». En conséquence, « des fourchettes d'incertitude sur les coûts de construction devraient être systématiquement testées compte tenu de l'absence de maturité de ce nouveau réacteur ».
Surtout, elle constate que les scénarios de construction de l'EPR2 ne prennent pas en compte les investissements associés à l'aval du cycle du combustible, pourtant « indissociables des hypothèses de renouvellement du parc nucléaire ». Le rapport évoque le renouvellement de La Hague (Manche), dont le coût - non encore évalué - s'annonce particulièrement important, et le chiffrage d'un « deuxième Cigeo ». Ces coûts, « ne sont explicités dans aucun document à l'appui d'hypothèses de coûts de production de futurs EPR », critique la Cour, qui recommande de les « prévoir et expliciter ».
Côté renouvelables, pour évaluer leur coût, la Cour a rassemblé diverses données, essentiellement produites par l'Agence de la transition écologique (Ademe) et la CRE depuis 2016. Le rapport retient les montants suivants : 50 à 70 €/MWh pour l'éolien à terre ; 98 à 117 €/MWh pour l'éolien offshore (le prix de 44 €/MWh fixé pour le parc de Dunkerque (Nord) n'étant pas jugé représentatif) ; de 45 à plus de 250 €/MWh pour le photovoltaïque (selon le type d'installation, la puissance et la zone géographique) ; de 33 à 149 €/MWh pour la petite hydroélectricité (là aussi, selon la nature des installations). Même si ces coûts « ne sont pas facilement comparables, (…) ils sont convergents et décrivent des coûts de production des filières renouvelables en constante diminution ».
Quant aux centrales à gaz, elles délivrent de l'électricité à un coût compris entre 57,80 et 73 €/MWh, pour celles à cycle combiné, et entre 90,50 et 141,70 €/MWh, pour les turbines. « Il faut toutefois noter que ces prix dépendent très fortement des prix du gaz et du CO2 qui ont connu une forte augmentation depuis [la réalisation de ces estimations] », précise la Cour.
Étudier plusieurs variantes de coûts complets
Toutefois, comme RTE, la Cour explique que le coût complet d'un mix électrique n'est pas la somme des coûts de chaque filière. Pour avoir une vision d'ensemble, il faut intégrer les autres composantes du système électrique, notamment les coûts liés au réseau et aux besoins d'équilibre entre offre et demande (stockage, flexibilité de la demande, etc.). En outre, « les coûts du fonctionnement du système électrique dépendent de la contrainte qui lui est imposée en termes de sécurité d'approvisionnement ».
La Cour recommande donc aux pouvoirs publics de calculer, pour chaque mix électrique étudié, le coût complet associé. Celui-ci devrait tenir compte de plusieurs variantes de coûts et de taux d'actualisation pour traduire les risques liés au développement de chaque filière.
Enfin, le rapport se garde de formuler des conclusions définitives sur les investissements à l'horizon des trente prochaines années. « Les difficultés qui s'attachent à des travaux de prospective à aussi long terme sont importantes », explique-t-elle, évoquant les incertitudes associées à des technologies peu ou pas matures. Quant au nucléaire, il « est à nouveau en phase d'apprentissage ». Une chose semble sûre : il est important de prendre en compte les marges d'incertitude entourant les coûts de chaque mode de production électrique. Sur ce sujet, la Cour recommande de prendre en compte le rapport RTE Futurs énergétiques 2050 lors de l'élaboration de la future loi de programmation sur l'énergie et le climat.
