Question n°343
Quel coût réel pour la transition nucléaire-EnR ?
, leLes principaux objectifs affichés pour la PPE visent d'une part la réduction des émissions de CO2 et d'autre part la réduction de la part du nucléaire dans la production. Le principal moyen retenu est le développement des EnR (éolien et photovoltaïque). Le développement de ces productions intermittentes devrait conduire à une plus grande sollicitation au suivi de charge des moyens de production pilotables non émetteurs de CO2, nucléaire et hydraulique, car les autres contributions au réglage (effacement, stockage, échanges aux frontières) seront vite saturées. Or les coûts par kwh de ces deux moyens de production vont nécessairement augmenter si leur coefficient d'utilisation diminue, car les charges fixes (amortissement, coût fixes d'exploitation) sont bien supérieures aux coûts proportionnels aux kWh produits (combustible pour le nucléaire) et une contribution au réglage plus importante pourrait aussi engendrer des coûts de maintenance, voire des modifications supplémentaires.
Par ailleurs, il est à noter que contrairement à une pratique courante et que l'on retrouve dans le dossier maître d'ouvrage, les coûts de production des centrales disponibles et pilotables ne peuvent être comparés à ceux des productions éoliennes et photovoltaïques intermittentes et aléatoires, car ils ne correspondent pas au même service rendu.
Question 1 : Pour les scénarios de développement des EnRi envisagés, quelles sont les perspectives d'évolution de la contribution au réglage des parcs nucléaires et hydrauliques et les conséquences économiques sur le coût du kWh ? Que représenterait ce surcoût par rapport aux subventions accordées aux productions éoliennes et photovoltaïques ?
Question 2 : Si l'on englobe l'ensemble des contraintes induites par le changement du mix de production électrique (développement des EnR, compensation de l'intermittence, évolution induite du réseau), quel serait pour chaque scénario l'impact sur le coût rapporté au kWh par rapport au prolongement du mix décarboné actuel (donc y compris les charges non compensées par une CSPE plafonnée) ?
Comme vous le mentionnez, et comme cela est précisé dans le dossier du maître d’ouvrage (p135), la comparaison du coût des différentes technologies doit prendre en compte le fait qu’elles n’apportent pas les mêmes services au système électrique.
Les différents scénarios étudiés par RTE, qui induisent de fortes différences en termes de mix électrique en 2035, conduisent à des variations contenues du coût de production du parc français (inférieures à 5% entre 2018 et 2035). Les éléments ayant une influence sur le coût sont multiples :
- Paliers nucléaires encore en fonctionnement : les paliers de 900MW ont des coûts de production supérieurs à ceux des paliers 1300MW et très supérieurs à ceux des paliers N4, leur fermeture entraine une baisse relative du kWh nucléaire,
- Les coûts des énergies renouvelables baissent significativement.
Par ailleurs, les investissements dans les réseaux sont aujourd’hui significatifs et représentent plus de 5 milliards par an sur un total de 18Mds€ pour le tarif d’utilisation des réseaux. Les investissements, même importants à venir doivent être comparés au montant total déjà investi chaque année et doivent intégrer le fait que des évolutions significatives du réseau doivent de toute façon être réalisées par exemple pour intégrer de nouveaux usages dont le véhicule électrique.
RTE a publié de nombreuses analyses économiques qui répondent à vos interrogations dans plusieurs scénarios et variantes.