9/11 – La compétitivité, au coeur de l’avenir du nucléaire
Tandis que les coûts de l’énergie ne cessent d’augmenter, les options choisies pour les mix énergétiques futurs doivent prendre en compte la compétitivité des différentes filières énergétiques pour maîtriser les prix auprès des consommateurs. Le nucléaire, à travers son parc existant et ses réacteurs futurs, promet des coûts compétitifs.
Le coût d’un produit ou d’un service est un concept plus complexe qu’il n’y paraît au premier abord. En effet, le coût n’est pas nécessairement exprimé en équivalent monétaire. Lorsque l’on part faire ses courses, on ne comptabilise pas nécessairement l’effort physique pour porter ses sacs ni le coût du déplacement (en temps, en argent) pour se rendre sur le lieu d’achat. En première approximation cependant, la raison d’être du coût est de fournir un équivalent monétaire de la consommation d’un bien ou de la fourniture d’un service, pour un acteur donné, dans un contexte donné (technique, économique, politique, réglementaire, social, etc.). Pour ce qui nous concerne, le bien est l’électricité et celle-ci s’échange désormais dans un système électrique libéralisé. Il faut alors bien distinguer son coût de production, décrit plus haut, de son prix (son équivalent monétaire). Le prix ne se saisit que dans une architecture de marché particulière et détermine le montant de la facture des consommateurs. Par exemple, dans le marché libéralisé européen, le coût marginal de production de la dernière centrale appelée (le plus souvent thermique) fixe le prix de marché unique.
Plusieurs méthodologies coexistent
La difficulté à définir la compétitivité du nucléaire et à la comparer à d’autres filières énergétiques tient au fait que de nombreuses méthodologies peuvent être employées pour la calculer. Ainsi, le périmètre du coût, c’est-à- dire l’ensemble des éléments qui sont intégrés au calcul du coût, dépendra de trois facteurs – qui, quand, quoi.
↦ Qui. Classiquement, on distingue le point de vue de l’électricien dont le calcul des coûts s’arrête aux bornes de la centrale, celui du gestionnaire du réseau qui envisage le parc complet de production, et celui de la collectivité et/ou de l’État qui envisage les coûts économiques et les coûts sociaux.
↦ Quand. Vient ensuite la question de la logique temporelle. Le coût de production de l’électricité dépendra évidemment de la période prise en considération : court terme, horizon de dix ans, durée d’exploitation complète de l’installation. Corrélativement à cet horizon temporel, le coût dépendra de façon décisive du taux d’actualisation, qui permet de calculer la valeur actuelle d’un actif en reflétant le niveau de risque des flux futurs qu’il génère. Ainsi, avec un taux à 5 %, le coût du capital représente 50 % du coût de production. Avec un taux à 10 %, ce coût représente 70 % du coût de production.
↦ Quoi. Enfin, le choix de la méthodologie est structuré par l’évaluation des coûts de deux (ou plus) alternatives en concurrence. Par exemple, selon que l’on se demande s’il est compétitif de poursuivre l’exploitation d’une centrale nucléaire (grand carénage) ou s’il faut construire de nouveaux réacteurs (renouvellement du parc), la méthodologie de coûts employée sera fondamentalement différente.
La compétitivité du nucléaire ne peut se saisir qu’une fois le périmètre de l’analyse fixé et la méthodologie de coûts identifiée. Ainsi, du point de vue du système électrique, le nucléaire est compétitif s’il permet, toutes choses égales par ailleurs, de baisser les coûts systèmes, c’est-à-dire l’ensemble des coûts portés par les infrastructures du système électrique (production, transport, distribution, flexibilité). Ils sont imputés in fine aux consommateurs. Du point de vue de l’électricien, le nucléaire est un investissement compétitif si l’électricité produite aux bornes de la centrale est moins chère que l’électricité produite par un moyen alternatif.
Les coûts cash
Les coûts cash correspondent aux décaissements futurs composés des investissements de maintenance, de rénovation ou de sûreté, et des dépenses d’exploitation. Concrètement, si le prix de marché moyen est supérieur aux coûts cash, alors il est rentable de poursuivre l’exploitation de la centrale et de réaliser les investissements afférents si nécessaires. Les coûts cash seuls ne permettent pas à l’exploitant de rémunérer ses investissements passés, présents et futurs. La Sfen a mené une analyse sur la base des données publiées dans le rapport de la Cour des comptes : « Analyse des coûts du système de production électrique en France ». Les coûts cash serait de l’ordre de 36 €/MWh. Compte tenu des prix de l’électricité sur les marchés1, la production d’électricité nucléaire en France est donc très largement rentable.
Les coûts complets du nucléaire existant
Ces coûts complets sont largement échus (investissement initial). Le calcul des coûts du nucléaire existant a fait l’objet de développements méthodologiques spécifiques en France depuis quelques années2. La Cour des comptes arrive à une estimation de l’ordre de 60 €/MWh. Ce montant correspond, par définition, à l’évaluation de la rémunération juste de l’investissement initial avec prise en compte explicite de la rémunération du capital. Aucune étude des coûts réels des autres moyens de production basée sur des données historiques n’ayant été réalisée, il n’est alors pas possible de se prononcer sur la compétitivité du nucléaire.
L’Agence internationale de l’énergie et l’Agence pour l’énergie nucléaire de l’OCDE3 ont publié en 2021 leur neuvième rapport sur les coûts actualisés de production d’électricité (LCOE). Cet exercice constitue la référence au niveau international. L’analyse repose sur les données de 243 centrales dans 24 pays. Le rapport évalue le LCOE du nucléaire de long terme (exploité pour une durée supérieure à quarante ans comme initialement
prévue) à 30 €/MWh en France. Cette estimation robuste permet de conclure que la prolongation de l’exploitation des réacteurs nucléaires constitue, en France et dans le monde, le moyen le plus compétitif de produire de l’électricité. Par comparaison, la Cour donne un LCOE pour l’éolien terrestre en fourchette basse à 50 €/MWh4.
1. Commission de régulation de l’énergie : « Rapport de surveillance des marchés de gros », 2019.
2. Thierry Duquesnoy, Le « vrai coût de production » du parc électronucléaire tuel existe-t-il ?, 2012.
3. IEA-NEA: “Projected Costs of Generating Electricity”, 2020 Edition, 2021.
4. Les données utilisées par la Cour proviennent de l’Ademe.
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