[Le nucléaire en chiffres] Nucléaire de série : un coût médian actualisé de l’électricité de 81 dollars/MWh selon l’AEN

Avec sa série « Le nucléaire en chiffres », la RGN décrypte les grandes tendances du secteur à partir des données clés. Si le nucléaire exige des investissements initiaux importants, il mise sur le temps long. Sa durée de vie étendue et de faibles coûts variables lui permet de produire de l’électricité à un coût parmi les plus compétitif au regard des autres sources de production.

Publié en septembre, le rapport The Costs of Generating Electricity 2025 de l’Agence de l’énergie nucléaire (AEN) compare les coûts actualisés de l’électricité (LCOE) dans 21 pays et pour 23 technologies de production. Cet indicateur est le plus répandue pour comparer les différentes sources de production. La Sfen, dans son rapport, Combien coûte le nucléaire, l’avait défini comme la métrique qui intègre l’ensemble des coûts fixes et variables sur l’ensemble du cycle de vie de l’infrastructure et fournit une mesure de ce coût total rapporté à l’électricité totale produite.

Un coût actualisé du nucléaire de série compétitif

Graphique 1 : La médiane du coût actualisé de l’électricité selon les technologies, source : NEA

L’AEN distingue plusieurs catégories de coûts pour le nucléaire, en fonction du degré de maturité des projets. Les near-term projects désignent les « coûts des nouvelles constructions nucléaires réalisées aujourd’hui », explique l’agence. À l’opposé, le nucléaire de série, dit Nth-of-a-kind (NOAK) reposent sur l’hypothèse d’une filière ayant retrouvé un niveau de maturité comparable à celui des années 1970 et 1980. La même distinction est appliquée aux petits réacteurs modulaires (SMR).

Le nucléaire de grande puissance arrivé à maturité industrielle (NOAK) afficherait un coût médian de l’ordre de 81 dollars/MWh. La prolongation de l’exploitation des réacteurs existants ressort encore plus bas, à 44 dollars/MWh (hors coût de construction initial, déjà amorti).

Les coûts actualisés NOAK restent conditionnée à plusieurs facteurs. L’AEN souligne qu’ « atteindre ce niveau de déploiement […] nécessitera des conceptions standardisées et des constructions répétées, afin que les effets d’apprentissage puissent être exploités et que les chaînes d’approvisionnement puissent investir en toute confiance ».  A cela s’ajoute la mise en place de politiques publiques stables, d’un cadre réglementaire prévisible, d’un accès à des financements compétitifs et de la formation d’une main-d’œuvre qualifiée.

Encore plus à l’échelle du système électrique

Même si le LCOE est l’outil le plus utilisé pour comparer les couts des technologies, « il ne représente pas le coût entier du système électrique », rappelle l’AEN.  Elle souligne qu’ « il ne reflète pas la valeur marchande qu’une source d’énergie spécifique apporte au réseau, en fonction des conditions de l’offre et de la demande au moment de la production ».

En se concentrant sur le coût de production de l’électricité, le LCOE laisse en effet de côté une partie des dépenses induites par l’intégration des différentes technologies au réseau. Une limite qui prend une importance croissante avec le développement des énergies renouvelables intermittentes, notamment l’éolien et le solaire photovoltaïque.  Leur production dépend des conditions météorologiques, et ne coïncide pas toujours avec les besoins du système, contrairement au nucléaire qui est pilotable et disponible 24 heures sur 24.

« La véritable valeur économique d’une technologie dépend donc de ses coûts de production d’électricité et des services qu’elle apporte à un réseau donné », rappelle l’agence. L’analyse du cout du système électrique permet de prendre en compte toute ces métriques.

RTE est justement en train de réactualiser cette analyse des coûts complets du système électrique dans le cadre de la nouvelle édition de Futurs énergétiques 2050. Dans la version publiée en 2021, le gestionnaire de réseau avait déjà montré que les scénarios comprenant une part importante de nucléaire présentaient les coûts complets les plus faibles. Dans son scénario N03, qui prévoit environ 50 % de nucléaire en 2050, le coût complet annualisé du système était estimé à environ 59 milliards d’euros par an à l’horizon 2060, contre environ 71 milliards pour le scénario M23 reposant très majoritairement sur les renouvelables. Cet avantage s’explique notamment par des besoins moindres en flexibilités et en infrastructures de réseau. ■