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  Document : Chapitre « Coûts »
Rubrique : Administrations |
L’EPR est le moyen de production le plus compétitif en base
L’étude des « coûts de références de la production électrique 2003 »1 publiée par la DGEMP avait pour objectif de comparer entre eux les coûts des différentes filières2. Elle mettait clairement en évidence la compétitivité du nucléaire pour un fonctionnement toute l’année (8760 heures). Il importe de préciser que les coûts de démantèlement des centrales, de retraitement du combustible et de gestion des déchets sont inclus dans l’étude.
L’étude montre aussi que, pour des durées supérieures à 5 000 heures, le nucléaire est plus compétitif que les autres moyens de production3 (pour un taux d’actualisation4 de 8% qui représente le taux historiquement retenu par le Commissariat Général du Plan). À 5 000 heures de fonctionnement, le gaz et le nucléaire s’équilibrent à un coût de production5 légèrement inférieur à 45€/MWh. Un renchérissement du gaz conduirait à abaisser le point d’équilibre.
L’étude prenait comme hypothèse, pour le nucléaire, une série de 10 exemplaires EPR. En effet, passé le stade du démonstrateur que serait le premier réacteur EPR, c’est dans la réalisation d’une série de réacteurs de ce type que le nucléaire trouverait tout son intérêt économique.
La réalisation d’un seul réacteur EPR représenterait pour EDF un surcoût d’environ 400 M€ par rapport à une solution alternative de cycles combinés à gaz (avec les mêmes hypothèses sur les coûts des combustibles et le taux d’actualisation). La réalisation de seulement 4 réacteurs EPR (nombre de réacteurs du palier N4) permettrait un équilibre de l’option nucléaire. Au-delà d’un prix du gaz de 4$/MBtu6, une « série » limitée à un seul réacteur EPR serait déjà compétitive par rapport à une solution alternative de production d’électricité à partir de cycles combinés à gaz.
L’avantage compétitif du nucléaire est renforcé si on prend en compte les coûts liés aux émissions de CO2, suite à l’engagement de la France de satisfaire aux exigences du protocole de Kyoto et du marché de permis qui y est associé. En effet, l’intégration des coûts liés au CO2 émis par les filières non nucléaires (gaz, charbon), renchérira le coût total du MWh de ces moyens de production. Deux hypothèses de coûts CO2 sur la durée de vie des centrales au fioul et au charbon figurent dans le premier graphique ci-dessus. L’hypothèse de 4€/tCO2 peut être considérée comme très basse pour la période post-Kyoto.
Pour l’ensemble des filières de production, si les coûts liés aux émissions de CO2 ont pu être chiffrés, il n’a en revanche pas été possible d’attribuer une valeur économique à l’ensemble des conséquences environnementales (rejets, bruits…) ni aux gains sociaux, notamment en terme d’emplois. Un chiffrage partiel7 des coûts environnementaux liés aux polluants atmosphériques (dont SO2, NOx) et de ceux liés à la sûreté a conduit, sur la base de travaux européens8, à la conclusion que la hiérarchie entre les différentes filières restait inchangée. En ce qui concerne le nucléaire, l’étude européenne ne tenait de surcroît pas compte des améliorations de sûreté apportées par l’EPR.
Enfin, comparativement aux filières charbon et gaz, la filière nucléaire présente des coûts de production stables par rapport aux variations du taux de change euro/dollar et à celles du coût des combustibles.
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