> Nucléaire : Sortir du nucléaire, à quel prix ?

Publié le 25 septembre 2011 par enerli

Commentaires de Benjamin DESSUS, président de l'association GLOBAL CHANCE

Le scénario de sortie du nucléaire que propose Alain Grandjean sur son site sous le titre « Sortir du nucléaire : à quel prix » propose la comparaison en 2050 de deux scénarios contrastés :

- un scénario d’économies d’électricité qui conduit à un besoin de 310 TWh en 2050

(516 TWh en 2009) et de sortie du nucléaire remplacé à ce terme par de l’électricité

renouvelable et une minorité d’électricité ex gaz.

- un scénario à 500 TWh avec poursuite de la politique nucléaire avec remplacement

du parc existant par des EPR chaque fois que nécessaire dit scénario « tout EPR ».

Les deux scénarios explicitent de façon très vraisemblable l’éventail des possibilités qui nous sont offertes. Néanmoins l’horizon proposé, 2050, paraît singulier. En effet le scénario d’une sortie du nucléaire en 2050, bien que moins tendu, suppose soit la prolongation à plus de 50 de la durée de vie des réacteurs qui ne paraît guère crédible s’il existe des craintes majeures sur la sûreté des réacteurs existants ou la construction de nouveaux réacteurs qui apparaît comme assez contradictoire avec la volonté de sortie du nucléaire. Il serait donc plus crédible d’imaginer ces scénarios à 2030 ou 2035. Mais la date de réalisation de ces deux images n’a pas d’influence majeure sur l’exercice proposé qui porte sur la comparaison des prix payés par l’usager dans les deux cas.

On rappelle brièvement ci dessous les éléments retenus par l’auteur : quantités d’électricité produite par filière et coûts unitaires proposés.

Les chiffres du scénario « tout EPR » n’étant pas donnés explicitement par l’auteur sont déduits de ses commentaires et donc soumis à caution. En particulier les chiffres indiqués par A Grandjean semblent comprendre l’autoconsommation des centrales qui varie fortement entre un scénario majoritairement renouvelable et un scénario majoritairement électricité d’origine thermique.

Approvisionnement en électricité

		Scénario Sortie	Scénario tout EPR
Thermique classique	56	30	30
Nucléaire	410	0	453
Hydraulique	62	70	70
Eolien terrestre	8	110	10
Eolien offshore	0	50	0
PV	0	60	0
Biomasse	6	50	6
Total production	542	349	563
Pertes et pompage	-39	-31	- 39
Autoconsommations des centrales	-24	- 8	- 24
Solde Exportation	-26	0	0
Total disponible pour consommation interne (dont conso des centrales)	476 24	310 8	500 24

Coûts de production de l’électricité (taux d’actualisation 8%)

Coûts de production €/MWh	2010	2050
Thermique classique	60	150
Nucléaire	40	80
Hydraulique	30	30
Eolien terrestre	80	80
Eolien offshore	180	180
PV	200	150
Biomasse	150	100

Commentaires sur les coûts :

> Thermique classique : le coût actuel du MWh CCG est de l’ordre de 65 €. Si on admet comme l’auteur le propose une taxe de 100 €/tonne de CO2, le MWh électrique exgaz qui émet 400 kg de CO2, est taxé de 40 € et le coût total atteint 105 euros. Le coût de 150 euros suppose donc une augmentation très forte du prix du gaz naturel (une multiplication par deux) ou une taxe de l’ordre de 220 euros par tonne de CO2. Il est donc prudent de prendre une fourchette de 105 à 150 euros.

> Nucléaire : Le coût de 80 euros /MWh pour l’EPR retenu est compatible avec les hypothèses de coût d’investissement de 4 à 5000 €/kW et un fonctionnement de 8000 heures par an. Mais dans le scénario décrit il n’est pas possible d’atteindre ce taux d’utilisation du nucléaire puisqu’il ne reste quasiment que l’hydraulique pour gérer la pointe journalière et surtout saisonnière qui est très importante en France. Le taux de charge de 90% retenu n’est donc pas réaliste. Il serait plus raisonnable d’adopter un taux de charge de l’ordre au maximum de 75%¹. Le coût est alors augmenté de 20% pour atteindre 95 €/MWh.

L’autre question qui se pose est celle du coût d’un accident majeur et/ou de la prime d’assurance correspondante. L’auteur fait une estimation de cette prime (1 euro) à partir d’un risque d’accident grave de 10 E-5 par année.réacteur.

Quand on analyse non plus les probabilités calculées mais les accidents constatés depuis 30 ans, on trouve 4 accidents majeurs, 1 à Tchernobyl et 3 à Fukushima pour 450 réacteurs environ. Pour une soixantaine de réacteurs en France on obtient donc une demie « chance » d’accident majeur dans les 30 ans qui viennent. Si l’on admet comme l’auteur que le coût d’accident est de 100 G€, le coût au MWh associé à ce demi accident s’en déduit aisément. La production en 30 ans du parc français est de l’ordre 12,2* 400 TWh = 5000 TWh (taux d’actualisation de 8% sur 30 ans) et le risque financier de 50 G€, soit 10€/MWh. Les évaluations actuelles des conséquences financières de Tchernobyl et de Fukushima laissent cependant penser que le coût d’accident est plutôt plus proche de 200 G€ que de 100. Sur ces bases on aboutit à un coût complet de 105 euros/ MWh.

> Renouvelables : les coûts de l’hydraulique et de l’éolien terrestre n’attirent pas de commentaires, même si l’on peut espérer la poursuite de baisses de coûts de l’éolien terrestre. Par contre l’hypothèse de maintien au niveau actuel du coût de l’éolien offshore semble une hypothèse pessimiste. Il serait prudent d’envisager une fourchette de coûts entre 120 et 180€ en 2050.

De même pour le photovoltaïque avec une fourchette de coût de 100 à 150€.

En ce qui concerne la biomasse, les coûts affichés pour 2010 semblent élevés. Il est possible qu’ils concernent des coûts de cogénération chaleur électricité, sans qu’on ait attribué une partie de ces coûts à la production de chaleur. Les coûts moyens européens pour l’électricité semblent plutôt se situer aujourd’hui autour de 115$/MWh, soit 80€/ MWh environ, coût qu’on propose de maintenir au même niveau en 2050.

Compte tenu de ces observations on peut dresser un nouveau tableau avec des fourchettes de coûts pour les différentes filières et chiffrer les deux scénarios dans les hypothèses hautes et basses de ces coûts

Fourchette de coûts de production de l’électricité en 2050

Coûts de production €/MWh	2010	2050/1	2050/2
Thermique classique	60	150	105
Nucléaire	40	80	105
Hydraulique	30	30	30
Eolien terrestre	80	80	80
Eolien offshore	180	180	120
PV	200	150	100
Biomasse	150	100	80

Si on prend cette fourchette de coûts de production, on trouve, hors investissements de réseau et d’économies d’électricité, les valeurs indiquées dans le tableau ci dessous :

Coûts de production dans les différents scénarios

Scénario Sortie	Scénario Sortie	Scénario tout EPR
Consommation totale	310	500
Coût total production G€	30 -38,4	42,6- 53,8
Coût moyen au kWh prod	9,7 – 12,4 ct€	8,5-10,8 ct€

Pour l’usager il faut ajouter à ces coûts les coûts de transport et de distribution que l’auteur estime à 57 € par MWh pour le scénario renouvelable et 52 € pour le scénario tout EPR, pour tenir compte de la complexification du réseau dans le scénario ENR.

Facture globale et coûts unitaires pour l’usager (hors taxe)

Scénario Sortie

Scénario tout EPR

Rappel

2009

Coût total au kWh( ht)

15,4 –18ct€

13,7-16ct€

9,6

Facture Globale G€( ht)

47,7- 56,1

68,6-79,8

43,1

Selon les hypothèses de coût des filières retenues, le coût du kWh hors taxe est 12 à 13% moins cher dans le scénario « TOUT EPR » mais la facture annuelle globale est 42 à 44 % plus élevée que dans le scénario « sortie du nucléaire ».

On constate d’autre part que les divergences d’estimations des coûts de production n’ont qu’une influence assez mineure sur le résultat final.

Dans les deux scénarios, le coût du kWh (hors taxe) pour l’usager augmente très sensiblement par rapport à 2010, de 40 à 90%. Par contre la facture globale hors taxe n’augmente que de l’ordre de 20% dans les scénarios sortie mais de plus de 70% dans le scénario tout EPR.

Enfin le tableau TTC de la facture globale et du coût au kWh montre que l’écart de facture globale entre 2009 et le scénario sortie du nucléaire devient négligeable (10% dans le cas le plus défavorable) même si les coûts au kWh restent nettement plus élevés.

Facture globale et coûts unitaires pour l’usager (TTC)

Scénario Sortie

Scénario tout EPR

Rappel

2009

Coût total au kWh( TTC)

19 -21,7

17,4 -19,6

12,7

Facture Globale G€( TTC)

59,2- 67,5

87,1 -98,3

60,6

Deux questions importantes restent évidemment posées :

- Quels investissements supplémentaires faut-il faire sur le réseau électrique dans les deux cas ?

- Quels investissements faut-il consentir pour faire des économies importantes d’électricité

(>30%) et par conséquent quel coût supplémentaire pour les usagers ?

Il est difficile de répondre à la première question. Dans le scénario « sortie du nucléaire », il y a en effet un investissement important de maillage électrique décentralisé à réaliser pour atteindre les points sources renouvelables et mutualiser les productions sur tout le territoire.

Dans le scénario EPR, il faut aussi construire un réseau intelligent pour raboter au maximum la pointe et éviter de voir des centrales nucléaires n’être utilisées qu’un nombre d’heures très modeste par an.

Il est probable que la première solution est plus dispendieuse que la seconde mais il n’est pas aisé de chiffrer cette différence.

La seconde question est celle des économies d’électricité. Les investissements nécessaires sont évalués par A Grandjean à 300 à 700 milliards € sur la base d‘un coût d’investissement de 2 à 4€ d’investissement pour économiser 1kWh pendant 30 ans.

Cette estimation repose sur le calcul du coût de la rénovation thermique d’un bâtiment de l’ordre de 20 000 euros par logement consommant 10 000kWh et permettant d’en économiser 5000 par an, soit 4 € par kWh. Ce calcul est correct et conduit à un coût de l’ordre de 33ct€ au kWh économisé (sur la base d’une durée de vie de 30 ans et du taux d’actualisation de 8% qu’il a retenu, 60 000kWh pour 20 000 euros).

Mais le chauffage en France ne représente que 60 TWh sur les 280 TWh consommés dans le résidentiel tertiaire en 2009 et 450 TWh tous secteurs confondus. Si ces mesures d’isolation sont nécessaires elles le sont tout autant pour les habitations chauffées par d’autres moyens.

Si l’on veut approcher le coût d’investissement d’une réduction de consommation d’électricité de chauffage il serait plus judicieux par exemple d’estimer le coût d’une pompe à chaleur de COP 3 en moyenne sur l’année qui réduit par un facteur 3 la consommation.

Dans l’exemple donné par A Grandjean d’une dépense de 10 000 kWh par an de chauffage (durant 4 mois) la puissance des radiateurs serait de l’ordre de 7,5 KW (pour répondre aux pointes de froid) et celle d’une pompe à chaleur de l’ordre de 2,5kW électrique (7,5 kW thermiques), soit un surcoût d’investissement de 5000 euros environ (2000*/kW) pour économiser 6600 kWh par an pendant 20 ans, 0,76 euros d’investissement par kWh et 7ct€ par kWh évité (10,8kWh actualisés au taux de 8% sur 20 ans) contre 4 euros pour 12,2kWh actualisés sur 30 ans dans l’exemple de Grandjean, un coût de 7 ct d’euro par kWh économisé par la pompe à chaleur contre 33 centimes dans l’exemple de A Grandjean. L’écart de coût est d’un facteur 4,5.

Mais surtout, le plus gros potentiel d’économies d’électricité se situe en fait dans le domaine de l’électricité spécifique, la plupart du temps pour des coûts d’investissement par kWh économisé beaucoup plus faibles que pour les applications thermiques et qui conduisent à un remboursement de l’investissement par les économies d’électricité en 2 à 5 ans.

Donnons en deux exemples :

Si on prend des lampes économes de 20 watts, qui permettent d’économiser 80 Watts pendant 1000 heures par an et une durée de vie de 10 ans, l’économie actualisée d’électricité à 8% sur 10 ans est de 580 kWh pour un surinvestissement de l’ordre de 6 € et un coût de l’ordre de 1 centime d’euro le kWh évité (sans même compter que les lampes à incandescence auront besoin d’être changée 5 à 10 fois pendant la même période de 10 ans.).

Pour le froid alimentaire un coût d’investissement de 100 euros permet d’accéder à la catégorie A ++ des réfrigérateurs et d’économiser 250kWh² par an pendant 20 ans et un coût de l’ordre de 4 ct€ par kWh.

Il en est de même pour de nombreuses applications domestiques et industrielles.

Si l’on adopte en moyenne un coût actualisé de 5 ct d’euros par kWh évité pour l’ensemble des mesures d’économie d’électricité (ce qui apparaît comme assez élevé au vu des exemples donnés), le surcoût sur la facture globale annuelle sera de l’ordre de 9,5 milliards d’€ (170TWh x5ct€). Ce surcoût sur la facture d’électricité est nettement inférieur à la différence des coûts des factures globales des deux scénarios qui s’étalent de 21 à 24 G€ selon les coûts de production retenus.

D’autant que le renforcement très probable de la réglementation européenne sur les matériels électroménagers et des incitations fiscales suffisantes sont de nature à faire évoluer rapidement l’offre industrielle vers des matériels économes sans surcoût notoire pour le consommateur (par ex des bonus malus sur les appareils ou une tarification progressive de l’électricité). L’expérience allemande où la consommation d’électricité spécifique des ménages, égale à celle de français en 1998, est aujourd’hui 25% plus faible qu’en France renforce cette analyse. A noter aussi qu’en Allemagne le prix du kWh pour l’usager est environ 25% plus cher, mais la facture payée chaque année analogue à celle d’un français qui consomme 25% de plus d’électricité spécifique. On constate que dans ce pays dont le taux d’équipements en appareils électriques est plus élevé qu’en France, l’efficacité moyenne des appareils est nettement meilleure qu’en France

Globalement il n’est donc pas du tout évident qu’une sortie du nucléaire accompagnée d’une stratégie d’économie d’électricité ambitieuse coûte plus cher à la collectivité et aux usagers que la poursuite de la politique actuelle.

Conclusion provisoire

Malgré quelques divergences sur l’évolution du coût des filières de production d’électricité (en particulier sur le coût d’un accident et sa probabilité d’occurrence et le taux de charge implicite retenu), nous partageons l’analyse d’Alain Grandjean d’une électricité plus chère au kWh dans le scénario sortie du nucléaire que dans le scénario « Tout EPR ».

Par contre il ne semble pas que sa seconde affirmation « la facture finale pour le consommateur, en tenant compte de l’amortissement des mesures d’économie d’électricité, serait supérieure d’un facteur 1 à 1,4 en fonction du coût de la MDE qui ne compensent pas les gains sur les volumes d’électricité achetés » soit étayée.

Notre analyse conduit plutôt à des conclusions inverses, qu’il faut cependant tempérer par l’incertitude qui demeure sur les coûts d’investissement et de maintenance des réseaux intelligents indispensables, mais d’architectures différentes, dans les deux scénarios.

Nous partageons par contre ses autres conclusions et questions que nous rappelons ci dessous :

- Capacité et conditions de mise en œuvre d’une politique ambitieuse de MDE

- Capacité des réseaux à gérer la pointe et l’intermittence

- Capacité des ENR à produire un kW de plus en plus compétitif.

Enfin se pose évidemment la question des moyens d’incitation à mettre en place pour réaliser le programme d’économies d’électricité retenu qui apparaît comme crucial. Il suppose certainement d’établir un tarif progressif, de jouer avec les certificats d’économie d’énergie pour les producteurs, d’engager des politiques industrielles vigoureuses et d’instaurer des incitations à l’achat de matériels performants (ex : bonus malus sur l’audiovisuel ou l’électroménager).

L’autre point à ne pas négliger est l’opposition forte que rencontrera inéluctablement cette politique auprès des producteurs distributeurs d’électrcité qui ont tout intérêt, comme le montre la comparaison des scénarios à favoriser une consommation élevée qui permet des chiffres d’affaires 50% plus élevés (quel que soit le mix de production retenu). On ne peut même pas espérer qu’ils puissent se rattraper en vendant des économies d’électricité puisqu’elles sont au moins deux fois moins chères au kWh que sa fourniture (<5ct€ contre 10ct€ hors taxe pout l’électricité distribuée). Dernier point important. Les deux scénarios n’envisagent pas de nouvelles applications de l’électricité, genre pénétration massive des véhicules électriques par exemple qui pourraient gonfler les dépenses d’électricité et détendre l’usage de fossiles dans d’autres secteurs. Mais c’est difficile d’en parler sans faire un scénario énergétique global de la transition. Il me semble préférable d’attendre la sortie du scénario Négawatt. Cela ne retire rien à la question de la comparaison des coûts qu’explicite bien l’exercice ci dessus. Par contre si la consommation d’électricité devait augmenter beaucoup, par exemple de 60 ou 100TWh en 2030 dans les scénario sortie , la mise en place des renouvelables se heurterait probablement à une question de rythme. Il faudrait alors probablement retrouver une soudure avec des CCG, quitte à perdre sur le bilan CO2 de l’électricité, mais en gagnant sur le bilan CO2 global…

Rappelons qu’en France en 2009 la capacité installée, hors hydraulique atteignait 91 GW pour une production de l’ordre de 490 TWh, l’hydraulique avec 25 GW fournissant 68 TWh. Hors hydraulique le taux d’utilisation moyen du parc était donc de 49010E 3/ 91 = 5400 heures et un facteur de charge de 62%. [↩]
Voir « Du gâchis à l’intelligence » Global Chance n°27 [↩]