- - Rapport sur l'aval du cycle nucléaire Chapitre II (suite de la partie I) I. LA CONVERGENCE DES COMPÉTITIVITÉS SELON LES ÉTUDES RÉCENTES DE LA DIGEC, DE L’AEN-OCDE ET D’EDF B. Les principaux résultats de l’étude de l’AEN/AIE-OCDE 111 1. Le cadre d’analyse 111 2. Des progrès de compétitivité plus rapide pour le gaz et le charbon que pour le nucléaire 112 3. Des comparaisons inter-filières et inter-pays délicates mais instructives 114 4. Comparaisons intra-nationales des différentes filières 122 B. Les principaux résultats de l’étude de l’AEN/AIE-OCDE Dans le cadre d’une coopération entre deux de ses agences, l’Agence pour l’Énergie Nucléaire (AEN) et l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), l’OCDE a publié en 1998 la cinquième édition de son étude comparative sur les coûts prévisionnels de production d’électricité en base1, 2. L’étude est consacrée aux technologies avancées et aux modèles de centrales nucléaires, de centrales au charbon et de centrales à cycle combiné à gaz qui pourraient être mises en service vers 2005-2010. L’étude rassemble des estimations nationales elles-mêmes issues de cas concrets de centrales. Le point de vue adopté est celui du producteur d’électricité devant construire un équipement pour une mise en service début 2005. Les coûts pris en compte sont donc tous ceux supportés par les producteurs, c’est-à-dire les coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance, ainsi que le coût du combustible et les coûts liés à la réduction de la pollution, à la gestion des déchets et à d’autres mesures de protection de l’environnement ou de la santé. Pour les centrales à combustible fossile, les coûts liés au traitement, au stockage, au conditionnement et à l’élimination des résidus de combustibles fossiles, par exemple, cendres de charbon, gypse et déchets, sont pris en compte dans les coûts d’exploitation et de maintenance. Tous les coûts liés à l’approvisionnement en combustible d’une centrale entrent dans les coûts du combustible et comprennent, chaque fois qu’il y a lieu, le prix du produit et le coût du transport. L’étude de l’AEN/AIE-OCDE est fondée sur la méthodologie des coûts actualisés. Deux taux sont systématiquement utilisés pour les calculs : 5 % et 10 %. Ces taux sont représentatifs de la plupart des taux utilisés par les pays ayant répondu à l’enquête. L’AEN note que le Département de l’Energie des Etats-Unis, en particulier, préconise précisément ces valeurs. Le Canada et le Japon utilisent le seul taux de 5 %. L’Italie est l’un des seuls pays à se situer hors de la fourchette de l’étude avec un taux d’actualisation de 12 %. La durée de vie de toutes les centrales est considérée comme égale à 40 ans. Dans la totalité des pays, les concepteurs et les exploitants de centrales à charbon et de centrales nucléaires prévoient des durées de vie technique plus longues. Un facteur de charge de 75 % est pris comme base pour toutes les filières. A l’équilibre, ceci veut dire que la durée de fonctionnement à pleine charge atteint 6626 heures par an. Les informations rassemblées par l’AEN/AIE-OCDE proviennent de 19 pays et sont relatives à 72 projets de centrales, selon le tableau suivant3. Tableau : Projets de centrales étudiés par l’AEN/AIE-OCDE
Dix-huit pays ont fourni des données sur une centrale thermique classique au moins. Treize pays ont fourni des informations sur une centrale nucléaire au moins. Trois pays ont fourni des informations sur une technologie relative aux énergies nouvelles renouvelables au moins. Un pays a communiqué des résultats relatifs à une unité de cogénération. 2. Des progrès de compétitivité plus rapide pour le gaz et le charbon que pour le nucléaire Les études de l’AEN ayant été conduites à plusieurs reprises dans le passé, les évolutions de compétitivité au cours du temps peuvent être retracées. Les figures ci-après indiquent pour les différents pays ayant procédé à des évaluations pour une même filière à la fois en 1992 et en 1997, l’évolution des coûts du kWh intervenue entre ces deux dates. Des progrès de compétitivité sont enregistrés par tous les pays et pour toutes les filières, deux exceptions près. Il s’agit du nucléaire pour la Finlande et du gaz pour le Danemark. Ces exceptions sont liées à l’évolution de la réglementation. Dans tous les autres cas, les projets sont conçus par les pays de l’enquête avec une compétitivité accrue par rapport à 1992. La réduction de coûts entre 1992 et 1998 est comprise entre 2 et 27 % pour le nucléaire. Celle relative au charbon est comprise pour les mêmes dates, entre 3 et 34 %. Pour le gaz, elle est plus importante : de 16 à 54 %. Figure : Evolution à la baisse entre 1992 et 1997 des coûts prévisionnels de la production d’électricité à partir de nucléaire ou de gaz – taux d’actualisation : 5 %, facteur de charge : 75 %, durée de vie : 30 ans4
Malgré la diminution des coûts du kWh produit, les trois filières se caractérisent par des durées de construction toujours très divergentes, comme le décrit la figure suivante. Les différences de puissance ne sont qu’une explication partielle. En réalité, c’est la complexité des technologies mises en oeuvre qui est le facteur explicatif principal. Figure : Durée des dépenses en fonction de la taille de la centrale
3. Des comparaisons inter-filières et inter-pays délicates mais instructives Les résultats collectés par l’AEN/AIE-OCDE permettent en théorie des comparaisons inter-filières et inter-pays. Toutes les précautions possibles sont prises pour comparer les niveaux de coût du kWh entre une centrale nucléaire en Finlande et une centrale au charbon en Chine par exemple. La simple mention de cet exemple montre toutefoiscombien les marges d’erreur sont grandes. En effet, malgré un recensement précis des coûts à prendre en compte, il reste de nombreuses incertitudes. · Des marges d’incertitude importantes La conversion monétaire en dollars, devise de comparaison, se fait au cours d’un jour particulier, le 1er juillet 1996. Les variations instantanées de parité sont donc intégrées aux évaluations. Par ailleurs, si la part des combustibles est correctement retracée, en revanche, les coûts salariaux d’exploitation et de maintenance sont plutôt justiciables d’une approche par les parités de pouvoirs d’achat. Les différences de réglementation de sûreté, de protection de l’environnement et de la santé, constituent d’autre part une difficulté majeure pour la comparaison des évaluations. Le tableau suivant précise l’importance des coûts actuels de protection de l’environnement, dans les évaluations des coûts de production du kWh. Tableau : Coûts de la protection de l’environnement, en % du coût total du kWh
On ne peut enfin écarter le fait que certains pays ou certaines entreprises ne recherchent des effets d’affichage ou d’annonce avec ces statistiques qui résultent au demeurant de déclarations volontaires des pays participants. · Comparaisons internationales du coût du kWh pour le nucléaire, le charbon et le gaz Le tableau ci-après reporte les résultats des observations faite par l’AEN/AIE-OCDE. Les centrales ont été classées par filière et par niveau de compétitivité, en définissant des classes. A cet effet, on utilise un indice qui est un ratio coût du kWh de la centrale considérée /coût du kWh de la centrale la plus efficace, à savoir la centrale US-C2. Avec un taux d’actualisation de 5 %, le coût du kWh produit par cette centrale est de 23,60 millième de dollar. Les parités utilisées sont celles du 1er juillet 1996, soit un dollar pour 5,1526 francs français. Les indications du tableau ont la signification suivante : nom de la centrale, (coût du kWh produit) : indice de coût du kWh. Tableau : Coûts prévisionnels de production du kWh calculés avec des hypothèses génériques au taux d’actualisation de 5 % par an5
Les données de l’AEN/AIE-OCDE présentées dans ce tableau fournissent des indications intéressantes. Rappelons qu’il s’agit d’analyses de cas, où, sur la base de projets réels, les coûts d’installations à mettre en service en 2005 sont calculés par les autorités nationales et comparés par l’agence internationale. Le premier enseignement des résultats obtenus pour un taux d’actualisation de 5 % est que, globalement, le kWh nucléaire reste, dans tous les pays concernés, le moins cher. La figure suivante, qui rend compte de la distribution des coûts des projets illustre ce constat. Avec un taux d’actualisation de 5 %, le nucléaire est en moyenne plus compétitif que le gaz et le charbon. L’analyse statistique des 15 cas de centrales nucléaires montre que dans 80 % des cas l’indice du coût du kWh6 est inférieur ou égal à 1,5. Seulement 27 % des 18 centrales au gaz sont dans ce cas. 28 % des centrales au charbon, sur 18 centrales sont également dans ce cas. Ce résultat déjà remarqué pour la France se retrouve donc pour les pays à l’enquête AEN/AIE-OCDE. Le deuxième enseignement est l’homogénéité des coûts du kWh nucléaire. Les contraintes techniques – de production et de sûreté - du nucléaire sont telles que les niveaux de performance économique sont automatiquement à un certain niveau. Au contraire, les variations de productivité des centrales à charbon et à gaz peuvent être très fortes. Figure : Distribution des fréquences du coût du kWh pour les différentes filières selon l’étude AEN/AIE-OCDE – taux d’actualisation : 5 %
Ainsi qu’on l’a indiqué plus haut, l’AEN/AIE-OCDE a également procédé à des comparaisons avec un taux d’actualisation de 10 % par an. Les résultats de ces calculs sont présentés dans le tableau suivant. Tableau : Coûts prévisionnels de production du kWh calculés avec des hypothèses génériques au taux d’actualisation de 10 % par an7
L’importance du taux d’actualisation se révèle une fois de plus décisive. En effet, avec un taux d’actualisation de 10 %, aucune centrale nucléaire n’a un indice inférieur ou égal à 1,5. En revanche, 24 % des centrales au gaz ont un indice inférieur ou égal à 1,5 et 4 % des centrales au charbon. L’augmentation du taux d’actualisation se traduit logiquement, pour l’ensemble des coûts, par une augmentation des coûts prévisibles. Figure : Distribution des fréquences du coût du kWh pour les différentes filières selon l’étude AEN/AIE-OCDE – taux d’actualisation : 10 %
· Comparaisons internationales du coût du kWh des énergies nouvelles renouvelables L’étude de l’AEN/AIE-OCDE offre également des indications intéressantes pour les énergies nouvelles renouvelables. Le tableau suivant reporte les résultats publiés en 1997 par l’AEN/AIE-OCDE, pour un taux d’actualisation de 5 %. Tableau : Coûts prévisionnels de production du kWh calculés avec des hypothèses génériques au taux d’actualisation de 5 % par an8
Les mêmes cas ont été étudiés pour un taux d’actualisation de 10 % par an. Tableau : Coûts prévisionnels de production du kWh calculés avec des hypothèses génériques au taux d’actualisation de 10 % par an9
Ces résultats montrent en premier lieu qu’à condition de les subventionner, comme le fait le Danemark, les coûts du kWh produit avec l’éolien ou la cogénération peuvent atteindre des niveaux de compétitivité acceptables, compatibles avec les impératifs budgétaires. Figure : Distribution des fréquences du coût du kWh pour les différentes filières selon l’étude AEN/AIE-OCDE
La deuxième conclusion des résultats concernant les énergies nouvelles renouvelables est que le coût du kWh produit est sensible au taux d’actualisation utilisé, et ceci dans des proportions non négligeables. Le choix d’un taux d’actualisation peu élevé favorise en réalité les moyens de production capitalistiques quels qu’ils soient. 4. Comparaisons intra-nationales des différentes filières Pour éviter les difficultés exposées plus haut de conversion monétaire et de comparaisons de résultats obtenus dans des pays de niveaux de développement et de réglementation différents, l’AEN/AIE-OCDE procède à des comparaisons de filières dans le cadre des pays considérés chacun isolément. Les conclusions sont alors plus solides. Leurs principaux résultats sont exposés ci-après. · Le nucléaire compétitif avec un taux d’actualisation de 5 % Sur les dix-huit pays qui ont communiqué des résultats pour au moins deux filières, l’option la moins chère de 10 % au minimum est le nucléaire dans 5 pays, le gaz dans 3 pays et le charbon dans 3 pays. Si l’on considère les résultats obtenus pour un taux d’actualisation de 10 %, le gaz est l’option la moins chère de 10 % au minimum dans 9 pays, le charbon dans un pays et le nucléaire ne l’est dans aucun. La figure suivante illustre ces résultats sur la base d’un ratio de coût de production nucléaire/gaz appliqué aux situations connues. Figure : Ratios des coûts de production nucléaire/gaz dans le cadre des hypothèses génériques
La figure suivante illustre les compétitivités comparées du charbon et du gaz, sur la même base méthodologique que précédemment. Figure : Ratios des coûts de production charbon/gaz dans le cadre des hypothèses génériques
L’AEN/AIE-OCDE a également étudié la sensibilité des résultats obtenus aux hypothèses d’évolution du prix des combustibles fossiles. Ces hypothèses sont posées par les pays eux-mêmes. Il est possible d’étudier l’impact du choix d’une simple stabilité des prix des combustibles fossiles. Dans la comparaison nucléaire/charbon, avec un taux d’actualisation de 5 %, l’hypothèse de stabilité du prix du charbon amenuise l’avantage relatif du nucléaire mais n’inverse pas les positions. En revanche, si l’on suppose la stabilité du prix du gaz, celui-ci l’emporte sur le nucléaire au Japon et en Russie, alors que ce n’était pas le cas au départ. Figure : Impact de l’hypothèse de prix constants du charbon et du gaz sur la compétitivité de ces filières par rapport au nucléaire, avec un taux d’actualisation de 5 %10
Avec un taux d’actualisation de 10 %, l’hypothèse de stabilité des prix du charbon efface l’avantage relatif du nucléaire en Russie et au Japon. S’agissant de la rivalité nucléaire-gaz, le taux de 10 % entraînait en condition de départ la primauté du nucléaire au seul Japon. Avec une hypothèse de stabilité du cours du gaz, celui-ci l’emporte partout, y compris au Japon. Figure : Impact de l’hypothèse de prix constants du charbon et du gaz sur la compétitivité de ces filières par rapport au nucléaire, avec un taux d’actualisation de 10 %11
· D’utiles indications de tendance La première conclusion de l’étude de l’AEN/AIE-OCDE est qu’aucune technologie ne l’emporte sur les autres pour l’ensemble des projets étudiés. On peut toutefois noter que la compétitivité relative du gaz pour la production d’électricité s’est affirmée d’une manière générale en six années. En réalité, les conditions économiques et réglementaires de chaque pays pèsent d’un poids déterminant et dictent les hiérarchies de compétitivité des filières au plan national. Cliquer ici pour accéder à la fin de la partie I du
chapitre II: Cliquer ici pour retourner au sommaire général: 1 Prévisions de coûts de production de l’électricité, mise à jour 1998, AEN/AIE-OCDE, Paris, 1998. 2 Les précédents rapports ont été publiés en 1983, 1986, 1989 et 1993. 3 Audition de P. Savelli, Mme Bertel, représentants de l’AEN/AEN-OCDE, , 10 décembre 1998. 4 Prévisions des coûts de production de l’électricité, mise à jour de 1998, AEN-OCDE, Paris, 1998. 5 millième de dollar du 1/7/1996 / kWh – 1 dollar = 5,1526 Francs français 6 Ce indice est calculé de la manière suivante : coût du kWh de la centrale considéré / coût du kWh de la centrale à cycle combiné à gaz la plus compétitive ( US-C2 : 23,27 m$/kWh) 7 millième de dollar du 1/7/1996 / kWh – 1 dollar = 5,1526 Francs français 8 millième de dollar du 1/7/1996 / kWh – 1 dollar = 5,1526 Francs français 9 millième de dollar du 1/7/1996 / kWh – 1 dollar = 5,1526 Francs français 10 Autres hypothèses : durée de vie de 30 ans et facteur de charge de 75 %. 11 Autres hypothèses : durée de vie de 30 ans et facteur de charge de 75 %.
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