- - Rapport sur l'aval du cycle nucléaire Suite du Chapitre I III. En termes de coûts dexploitation, le nucleaire actuel est sans rival 1 A. Des coûts complets très compétitifs pour le nucléaire selon les chiffres de 1995 1 1. Le coût complet de production du kWh nucléaire était de 19 cF en 1995 2 2. Les coûts complets de production des autres filières en 1995 sont supérieurs 7 B. Les coûts dexploitation hors amortissement en 1997, également favorables 8 III. En termes de coûts dexploitation, le nucleaire actuel est sans rival Le parc électronucléaire français représentait en 1998 54,6 % de la capacité de production installée et produisait 78,2 % de la production de lélectricité. Ceci veut dire que le nucléaire fournit la base de lapprovisionnement du pays en électricité. La tableau suivant détaille la composition du parc de production électrique dEDF en 1997. Tableau : Parc de production délectricité dEDF en 19971
A. Des coûts complets très compétitifs pour le nucléaire selon les chiffres de 1995 Avant dexaminer les statistiques disponibles, une remarque doit être faite. Le parc électronucléaire représentait en 1997 avec 61,2 GWe installés 54,6 % de la capacité de production délectricité française. Or, avec 376 TWh produit, lélectronucléaire a assuré 78,2 % de la production délectricité. Cette mise à contribution plus que proportionnelle du nucléaire est une indication de sa compétitivité (voir figure suivante). Figure : Capacité de production et production des différentes composantes du parc électrique dEDF en 19972 Le coût de production complet du kWh nucléaire en 1995 est présenté dans la suite. Les données relatives aux années 1996 et 1997 sont ensuite détaillées. 1. Le coût complet de production du kWh nucléaire amortissement compris était de 19 cF3 en 1995 En 1996, EDF constatant que la donne a changé en matière de production délectricité avec un intérêt nouveau des énergies fossiles gaz et charbon , se livre à une première, la publication du coût du kWh produit par son parc électronucléaire et démontre chiffres détaillés à lappui que son parc électronucléaire est compétitif. Le premier constat fait en 1996 par EDF est que les énergies fossiles ont vu leur prix baisser dans des proportions importantes : le prix du gaz a été divisé par deux en dix ans et semble devoir rester dix à quinze ans à ce niveau. Le deuxième constat est lamélioration continue des machines thermiques classiques. Les cycles combinés à gaz et les centrales à charbon ont connu des progrès technologiques majeurs, conduisant à des augmentations de rendement considérables qui ajoutent leurs effets à ceux de la baisse des prix. Dès 1996, le rendement des cycles combinés à gaz dépasse les 50 %. Par ailleurs, les coûts relatifs des centrales de faible puissance diminuent fortement. Dès 1996, le coût dune turbine à gaz de 5 MW ne coûte pas plus cher, rapporté au kW installé, quun cycle combiné de 600 MW. EDF note en 1996 que lavantage compétitif du nucléaire était de 30 % en 1993. Sil sest amenuisé depuis, lavantage compétitif du nucléaire demeure. Le coût de production du kWh nucléaire tous paliers confondus est de 19 centimes en 1995. La décomposition de ce coût de production entre les postes combustible, exploitation et charges de capital est retracée dans la figure suivante. Figure : Coût de production complet du kWh nucléaire produit par EDF en 19954 · Des charges de capital représentant 6 cF/kWh soit 32 % du total mais devant baisser à lavenir Les charges en capital sélèvent à 6 cF par kW produit en 1995. a) les charges en capital proprement dites 5 cF/kWh Sur ce total de 6 centimes, les charges de capital proprement dites représentent lessentiel, soit 5 centimes. EDF note quen 1996, le parc a un âge moyen de 12 ans et quil est à moitié amorti. Cest un amortissement dégressif qui sapplique aux réacteurs. Par ailleurs, la durée de vie espérée étant de 40 ans, une période dexploitation après amortissement fiscal et économique se profile. En conséquence on peut prévoir une baisse rapide de ce poste au demeurant très lourd 26,3 % du total . Figure : Ventilation détaillée du coût de production complet du kWh nucléaire produit par EDF en 19955 b) les charges de provision pour démantèlement 1cF/kWh Lautre partie des charges de capital est constituée par les provisions pour démantèlement. Le coût de celui-ci est estimé à 15 % du coût complet dinvestissement. Ramenée au kWh produit, le coût du démantèlement représente 1 cF. Contrairement aux charges financières et damortissement, les charges de démantèlement, qui sont provisionnées chaque année, ne devraient pas diminuer à lavenir. · Des charges dexploitation représentant 7 cF/kWh soit 36 % du total et dont la maîtrise, sans relâchement sur la sûreté, est importante pour lavenir Les charges dexploitation sont composées des charges directes occasionnées par le fonctionnement de la centrale elle-même et des charges indirectes a) les charges directes dexploitation 5 cF/kWh Les charges directes dexploitation représentent 5 cF/kWh soit 71,4 % du total des charges dexploitation. Les coûts de maintenance en constituent plus de la moitié. Les charges directes moyennes dexploitation dépendent de la qualité du travail dans chacune des centrales. Une disponibilité accrue de chaque réacteur du parc permet de répartir ces charges sur un nombre plus grand de kWh et donc de faire diminuer ce poste, au demeurant important, comme cela est logique. La diminution du nombre dincidents de fonctionnement et laccélération des arrêts de tranche concourent à une meilleure productivité des équipements. Lenjeu économique dune bonne gestion des centrales est donc important. Lamélioration de la production par un meilleur taux de disponibilité ne peut pour autant se faire au détriment de la sûreté et de la radioprotection. b) charges centrales et impôts et redevances 2 cF/kWh Les charges indirectes dexploitation sont de deux types : dune part les impôts et redevances, dautre part les charges centrales et les coûts de recherche et développement. Les impôts et redevances représentent 1 cF/kWh. Les charges centrales correspondent au coût des fonctions centrales de gestion dEDF et sont imputées à hauteur de 0,2 cF/kWh. Les coûts de recherche et développement sur la filière nucléaire sont logiquement imputés au coût du kWh. Ces coûts sont loin dêtre négligeables puisquils sélèvent à 0,6 cF/kWh. Le complément de 0,2 cF/kWh correspond à des charges centrales diverses. · Des charges de combustible représentant 6 cF/kWh soit 32 % du total dont la diminution est possible à lavenir Ce poste est constitué de deux éléments, dune part le coût du combustible proprement dit et dautre part les coûts de laval du cycle nucléaire. a) le coût du combustible 3,3 cF/kWh Le coût du combustible représente un montant de 3,3 cF/kWh. Plusieurs facteurs linfluencent. En premier lieu, figurent bien évidemment le coût de luranium mais aussi celui de la séparation isotopique qui permet de produire, à partir de luranium naturel, luranium enrichi à 3,5 % ou plus en isotope fissile 235 du combustible classique. Le deuxième facteur fondamental est celui du taux de combustion. Plus longtemps les assemblages restent en réacteur à énergie produite constante et plus la charge financière correspondante sallège. A cet égard , laugmentation régulière des taux dirradiation des combustibles UO2, selon la figure ci-après contribue à lamélioration de la rentabilité. Une autre possibilité existe, celle qui consiste à remplacer le combustible standard par du Mox. Une économie duranium peut alors être alors faite. La question de la compétitivité du Mox est discutée dans le deuxième chapitre. Figure : Evolution des taux de combustion des assemblages UO2 classiques6,7 b) les provisions pour retraitement et stockage des déchets 2,7 cF/kWh Le choix du retraitement implique un coût qui est logiquement imputé sur le coût du kWh, en contrepartie de la séparation des radionucléides, de la réduction de volume et de la préparation de plutonium. En réalité, le combustible irradié ne peut être retraité immédiatement. Les colis de verre contenant les déchets C et les conteneurs renfermant les déchets B sont eux-mêmes entreposés à court terme en vue dun entreposage de longue durée ou un stockage définitif. Des provisions sont donc passées pour financer les charges à venir correspondantes. Le détail des provisions passées par EDF est analysé dans le deuxième chapitre. 2. Les coûts complets de production des autres filières en 1995 sont supérieurs Comparer les coûts de production des centrales nucléaires qui fonctionnent en base avec ceux des centrales au charbon qui fonctionnent en semi-base ou en pointe ou avec ceux des turbines à combustion utilisées exclusivement pour la pointe est un exercice difficile. Néanmoins, la SNET a fourni des évaluations qui confirment la meilleure compétitivité du nucléaire par rapport au charbon en France en 1995. Tableau : Comparaison des coûts du kWh en 1995
Aucun centrale au gaz ne fonctionnant en 1995 en France, la comparaison avec cette filière nest pas possible sur la base de données nationales. B. Les coûts dexploitation hors amortissement en 1997, également favorables au nucléaire Le coût complet de production du nucléaire en 1997 est considéré, à juste titre, comme un secret commercial par EDF. Le tableau ci-après présente toutefois le coût de production hors amortissement du kWh selon le palier considéré. Tableau : coût de production hors amortissement du kWh nucléaire en 19978
Plusieurs enseignements. peuvent être tirés de ces résultats. Le premier est que le palier P4-P4 (REP 1300) se caractérise bien, comme recherché, par une baisse des coûts dexploitation grâce aux économies déchelle et une baisse des coûts de combustible par un allongement du temps de présence en réacteur (voir tableau ci-après). Lallongement du temps de présence en réacteur des assemblages est en effet un objectif essentiel pour EDF. Il permet en effet de tirer parti plus longtemps du potentiel du combustible et réduit la fréquence des arrêts de tranches, donc améliore la disponibilité du réacteur. Tableau : modes de gestion du combustible dans les réacteurs du parc EDF9
Labaissement du coût du kWh produit avec le palier P4-P4 par rapport aux paliers CP0-CP1-CP2 de 900 MWe provient dune part de léconomie déchelle apportée par laugmentation de puissance et dautre part de lallongement à 18 mois des campagnes pour 75 % des réacteurs du palier P4-P4. Ces coûts hors amortissement peuvent être comparés avec ceux des centrales thermiques fonctionnant en France, en distinguant les régimes de fonctionnement. Le tableau ci-dessous détaille ces coûts fournis par la SNET. Tableau : Coûts de production de lélectricité dans les centrales au charbon dans les centrales actuellement exploitées par la SNET10.
Le coût du nucléaire hors amortissement en 1997 sélevait à 13,2 cF (REP 900) et 11,2 cF (REP1300). La marge de compétitivité du nucléaire par rapport au charbon pulvérisé est donc, pour des fonctionnements en base de durées comparables, denviron 4 centimes soit 30 %. Cliquer ici pour accéder à la partie IV du chapitre I: Cliquer ici pour retourner au sommaire général: 1 Audition des représentants dEDF, 7 janvier 1999. 2 JCLangrand, Séminaire EFE, Paris, novembre 1998. 4 La Lettre dinformation du Parc nucléaire, n° 24, juillet/août 1996, EDF, Paris. 5 La Lettre dinformation du Parc nucléaire, n° 24, juillet/août 1996, EDF, Paris. 6 Audition des représentants dEDF, 26 novembre 1998. 7 Assemblages classiques à lUO2, par opposition aux assemblages de Mox (Mixed Oxide Fuel) 8 Audition des représentants dEDF, 26 novembre 1998. 9 Rapport dactivité 1997, DSIN, Secrétariat dEtat à lindustrie, Paris, 1998. 10 SNET, audition du 21 janvier 1999.
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