- - Rapport sur l'aval du cycle nucléaire CHAPITRE II (FIN DE LA PARTIE I° I. La convergence des compétitivités selon les études récentes de la Digec, de lAEN-OCDE et dEDF C. Les évaluations dEDF 111 A la demande des Rapporteurs, EDF sest livré début 1999 à un calcul des coûts complets de production du kWh relatifs à des nouvelles installations mises en service industriel en 2005 et correspondant aux filières nucléaire, charbon et gaz. Les deux principales originalités de ces calculs sont dune part de porter sur des centrales plus avancées que dans létude Digec et dautre part de proposer une évaluation pour deux régimes dutilisation, la base et la semi-base. · Des hypothèses économiques et techniques discutées EDF a considéré nécessaire, en labsence dinstructions des pouvoirs publics et dune révision des taux par le Commissariat Général du Plan, dutiliser un taux dactualisation de 8 %. On verra dans la suite que ce taux de 8% na pas, aujourdhui, de justification économique claire. Il sagit en effet dun taux niveau hybride entre le taux à long terme sur le marché des capitaux et un taux normatif de rentabilité interne des entreprises arbitrant entre des projets dinvestissement. Néanmoins, il constitue le cadre actuel des raisonnements dEDF et fonde les évaluations ci-dessous. Les calculs présentés par EDF correspondent dune part à la durée de vie économique des équipements, soit 30 ans pour le nucléaire et le charbon et 25 ans pour le gaz et dautre part à différentes hypothèses relatives aux prix des combustibles fossiles. Le tableau suivant précise les conditions techniques prises comme hypothèses par EDF. Tableau : Données techniques et financières adoptées par EDF pour le calcul du kWh produit par de nouvelles installations
a) le nucléaire EDF fait sien les coûts prévus pour lEPR tel quil a été défini par lavant-projet détaillé (EPR-ADP) et par lEPR « optimisé » tel quil est désormais précisé après létude doptimisation dont lobjectif essentiel a été de parvenir à un coût inférieur. EDF estime que lEPR « tout en offrant un référentiel de sûreté renforcé, présente un meilleure compétitivité que le N4 : son coût de construction est supérieur à celui du N4 mais ses options permettent descompter une disponibilité améliorée et un coût du combustible plus faible ». Le coût dinvestissement 11 350 F / kW PCN correspond à un palier dun dizaine de tranches. « La réalisation dune série permet notamment damortir les coûts de développement du palier et de bénéficier deffets de série industriels. Une tranche isolée conduirait à des coûts de production largement plus élevés ». Sagissant de la version optimisée de lEPR, EDF remarque que « la réduction de coûts engrangée lors de la phase doptimisation du projet résulte à la fois dune démarche doptimisation des coûts unitaires et de laugmentation de la puissance du réacteur ». Plusieurs remarques doivent être faites sur la signification des hypothèses prises. En premier lieu la disponibilité, facteur essentiel pour la compétitivité, est prise égale à 90 %, ce qui est une nette amélioration par rapport aux performances actuelles. La démarche de qualité totale en vigueur à EDF a progressivement fait passer le taux moyen de disponibilité des centrales d'EDF à 82,6 % en 1997. EDF sassigne comme objectif 83 % en lan 20002. Le taux de 90 % correspond aux meilleurs taux observés à létranger. Le retour dexpérience sur les réacteurs actuellement en fonctionnement montrent quun taux de 90 % est plus facile à obtenir avec des réacteurs à eau bouillante quavec les réacteurs à eau pressurisée. La durée de vie économique ne coïncide pas avec la durée damortissement fiscale. Il sagit de la période pendant laquelle la centrale est opérationnelle. Cette durée de vie économique de 30 ans ne paraît pas avantager lévaluation EPR. Elle est à mettre en parallèle avec la durée de vie de linstallation physique estimée à 60 ans pour lEPR optimisé et aux 40 ans considérés comme un objectif à la portée du parc actuel. b) charbon Linstallation considérée pour une mise en service industriel en 2005 possède une puissance de 780 MWe et correspond à la technologie du charbon pulvérisé avec régime ultra super critique et traitement des fumées en aval. Les coûts dinvestissement sont donnés pour un ensemble de deux centrales thermiques localisées en bord de rivière. Les hypothèses dévolution du coût du combustible sont les plus favorables. Cest le scénario Digec 1997 « bas » avec un coût de 40 US dollars par tonne CIF et un scénario médian qui sont retenus le scénario Digec 1997 « haut » correspond à un coût de 50 US dollars par tonne CIF. c) cycle combiné au gaz Les hypothèses techniques relatives au cycle combiné au gaz semblent assez optimistes concernant à la fois le rendement et les coûts. Le rendement de 58 % sur PCI semble en tout état de cause supérieur aux hypothèses de létude Digec 1997. Les chiffres actuels sont en effet de 52 %, avec un gain probable dun à deux pour cents. Par ailleurs, le coût dinvestissement de 3 200 F / kW paraît largement en dessous des coûts Digec (4 367 F / kW) et des coûts (4 100 F / kW) indiqués comme réalistes par les représentants de Vivendi3. Enfin, les coûts du combustible correspondent aux hypothèses les plus favorables de létude Digec 1997. Le scénario « bas » se traduit par une stabilité du prix du gaz sur le long terme, au niveau de 2,7 US dollars / Mbtu. Le scénario « médian » correspond à une hausse jusquà 3,3 US dollars / Mbtu en 2005 puis à une stabilité au delà4. · Le nucléaire EPR optimisé et le gaz au même niveau pour de nouvelles installations Avec les hypothèses décrites plus haut, les résultats dEDF sont que le nucléaire EPR optimisé et le cycle combiné à gaz sont au même niveau pour des mises en service en 2005 et un fonctionnement en base, ainsi que le montre le tableau et les figures suivantes. Tableau : Estimations par EDF des coûts du kWh pour de nouvelles installations en service industriel en 2005
Les bornes du coût du kWh nucléaire correspondent non pas, comme dans létude Digec 1997, au palier N4 amélioré (MSI 2005). Elles correspondent à lEPR dans sa version initiale et à lEPR optimisé dans le sens dune réduction de ses coûts. Figure : Estimations 1999 par EDF du coût du kWh pour des équipements nouveaux fonctionnant en base5 en 2005 Dans le cas du fonctionnement en semi-base, le nucléaire est disqualifié doffice, compte tenu de limportance des coûts dinvestissement quil faut répartir sur un nombre de kWh le plus important possible. Le kWh charbon est lui-même peu adapté à la semi base (+ 50 % en plus par rapport au coût en base). Ce résultat nest pas favorable à un renouvellement du parc charbonnier par des installations de la même filière. Au demeurant, lon constate, comme prévu, que le coût du kWh produit avec un cycle combiné à gaz pour la semi-base est 20 % plus cher que le coût du kWh produit en base. Ce surcoût étant plus faible que pour les autres filières, la position du gaz est renforcée par sa polyvalence. Figure : Estimations dEDF du coût du kWh pour des équipements nouveaux fonctionnant en base6 en 2005 · des structures de coût très différentes En raison des incertitudes sur un grand nombre de paramètres durée de vie économique, coût dinvestissement, disponibilité, coût du combustible , la Digec avait fait réaliser en 1997 (voir plus haut) des analyses de sensibilité. Létude EDF 1999 ne propose pas de telles analyses. Toutefois, létude de la structure des coûts livre des enseignements intéressants. On trouvera figure suivante, une présentation des structures au demeurant très différentes des coûts des trois filières les plus importantes pour le fonctionnement en base. Figure : scénario de référence (prix du combustible : charbon : 11,55 cF / kWh ; gaz :14,9 cF / kWh) La répartition des coûts entre les différents postes investissement, exploitation et combustible est à la base de tous les raisonnements que font les investisseurs potentiels. Le retour sur investissement est beaucoup plus rapide avec le cycle combiné au gaz quavec le nucléaire. Le fait que linvestissement puisse être amorti rapidement tend à réduire linconvénient dun prix de la ressource incertain sur longue période, même si celui-ci représente 72 % du coût total. A linverse, le coût du capital représente, avec 62 % du total, un inconvénient majeur du nucléaire. Ce nest pas que les capitaux à long terme ne soient pas abondants en 1999. Cest plutôt que le retour sur investissement doit être rapide, pour les investisseurs privés mais aussi pour les entreprises publiques dont lhorizon sest rapproché du fait de la déréglementation des marchés. Cliquer ici pour accéder à la partie II du chapitre II: Cliquer ici pour retourner au sommaire général: 2 Enerpresse n° 7221, 15/12/98. 3 Audition des représentants de Vivendi, jeudi 14 janvier 1999. 4 Le scénario « haut » Digec 1997 pour le gaz correspond à une hausse jusquà 3,9 US dollars / Mbtu en 2010 puis à une stabilité au-delà. 5 Audition des représentants dEDF 7 janvier 1999. 6 Audition des représentants dEDF 7 janvier 1999.
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