maintenance), la faiblesse de ces derniers au début des années 2000 ayant eu des répercussions négatives sur l’exploitation et la production ; la nécessité de rénovation ou de remplacement de certains gros composants dont la durée de vie est inférieure à 40 ans (29% des investissements de maintenance) : il s’agit notamment des générateurs de vapeur, des alternateurs, des condenseurs ou des éléments des tours réfrigérantes ; la forte augmentation des investissements de sureté (50% des investissements de maintenance) dans un contexte post- Fukushima et pour permettre l’allongement de la durée d’exploitation des réacteurs, l’Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN) ayant conditionné cette dernière à une amélioration de la sureté pour les amener au niveau des objectifs de sureté des réacteurs de 3 e génération. Ensuite, la forte progression des dépenses d’exploitation (+31% en euros courants à périmètre constant) explique quant à elle un quart de la hausse du cout de production. Cette hausse des dépenses d’exploitation trouve une part d’explication dans la hausse des dépenses d’achats et de logistique induite par la progression des investissements de maintenance précédemment évoquée, ainsi que dans une forte évolution des effectifs, pour renouveler les compétences et accélérer le programme de maintenance. Enfin, des changements dans les paramètres de calcul expliquent l’augmentation restante : baisse de la production annuelle, changement de taux d’actualisation (b) pour les dépenses futures de démantèlement et de gestion des déchets, changement de taux de rémunération du capital, inflation… Ce cout de production n’est pas directement comparable aux couts de référence évalués dans différentes études, notamment de l’Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie (ADEME), sur les 30 Reflets de la Physique n°60 Provision pour le démantèlement Provision pour la gestion des déchets Investissements de maintenance du parc 2% 5% 16% 35% Loyer économique Dépenses d’exploitation 1. Part des différentes contributions au cout de production de l’électricité nucléaire française. » > 42% énergies renouvelables. En effet, ces derniers sont calculés pour un investisseur qui rentrerait aujourd’hui sur le marché avec de nouvelles centrales (qui auraient besoin d’être amorties financièrement, mais dont le cout de maintenance serait moindre) dont l’équivalent pour le nucléaire serait actuellement l’EPR, qui sera abordé plus loin. De la même manière, ce niveau de cout de production ne peut servir à dicter le choix entre la poursuite de l’exploitation en prolongeant la durée de vie des centrales ou leur remplacement à court terme par des centrales plus modernes, voire par d’autres sources d’énergie (c). Sensibilité aux couts d’exploitation et d’investissements Le cout de production du nucléaire tel qu’indiqué plus haut est ce qu’on appelle le « cout courant économique ». Il inclut les dépenses d’exploitation, les investissements de maintenance, les provisions pour couvrir les dépenses futures (démantèlement et gestion des déchets et du combustible usé). Il inclut aussi un loyer économique tenant compte des investissements initiaux et de leur rémunération sur la totalité de la durée de fonctionnement envisagée. Ce cout est dominé aux trois quarts par les dépenses d’exploitation et les couts d’utilisation des actifs nucléaires (respectivement 42% et 35%, voir figure 1). Ce cout courant économique exclut en revanche la recherche et développement, ainsi que la sureté/sécurité, financés sur fonds publics. Par ailleurs, il ne tient pas compte de l’historique du parc, et du fait que les investissements initiaux ont déjà largement été amortis. Ce cout de production diffère du cout réel actuel d’EDF qui est moindre, et qui doit être couvert par les tarifs. Le cout de production est très sensible à l’évolution des dépenses d’exploitation et des investissements de maintenance (16%). Même si le projet industriel d’EDF repose sur l’hypothèse de « charges d’exploitation maitrisées », les charges d’exploitation devraient progresser de 1,4%/an en euros constants d’ici à 2025. Les investissements de maintenance, quant à eux, devraient continuer à augmenter pour atteindre un niveau moyen, supérieur de 16% au niveau d’investissement pris en compte dans le cout de 2013. Ce niveau d’investissements de maintenance ne se justifie toutefois que dans une perspective de l’allongement de la durée de vie des centrales. Ainsi, si les décisions politiques rendaient impossible ou trop incertaine cette prolongation, EDF devrait réviser son projet industriel : en effet, il parait économiquement irrationnel d’engager de très fortes rénovations de gros composants autour de 30/35 ans de durée de vie, si la durée restante de fonctionnement n’excède pas dix ans. De même, réaliser des investissements visant à élever le niveau de sureté à celui de la 3 e génération n’aurait alors pas de sens. En revanche, en raison de l’actualisation, les calculs sont peu sensibles aux évolutions des charges futures provisionnées. De cette manière, les incertitudes qui pèsent actuellement sur l’évaluation de ces charges n’ont en réalité qu’un impact très faible sur le cout de production, tel qu’il est calculé par la Cour. Une baisse (ou inversement une hausse) du taux d’actualisation conduit à faire évoluer le cout de production de +0,8% (ou -0,6%). Si le devis de démantèlement augmentait de 50%, le cout de production progresserait seulement de 2,5%. L’impact de l’allongement de la durée de vie des centrales sur le cout de production La durée de fonctionnement des centrales est une hypothèse stratégique. Si le cout courant économique, et donc celui de production tel qu’il est calculé par la Cour, n’est pas très sensible à la durée d’exploitation des installations, cette durée est déterminante dans l’appréciation de la rentabilité des actifs nucléaires. L’effet sur les couts de la prolongation de la durée de fonctionnement des centrales ne peut pas être mesuré à partir d’un simple calcul de sensibilité. En effet, cette |
