28.05.2014

La construction de centrales nucléaires en Europe, une analyse des coûts

Combien coûte actuellement la construction d’une centrale nucléaire en Europe? Comment se répartissent les frais entre la construction, l’exploitation et la mise à l’arrêt? Fin septembre 2013, l’université de Louvain (Belgique) a publié sur ces questions une étude menée sur mandat de la Commission européenne.

La construction d’une centrale nucléaire requiert des investissements élevés. Cette phase du cycle de vie qui va de la planification à la première mise en service représente la part la plus importante des coûts totaux (60 – 85%). Telle est la conclusion à laquelle parvient le prof. William D. D’haeseleer dans son rapport final intitulé «Synthesis on the Economics of Nuclear Energy» après avoir réuni et analysé 137 estimations de coûts provenant de 28 sources accessibles au public. Selon ces données, l’exploitation et l’entretien représentent au total 10 – 25% des coûts, et les combustibles (gestion des déchets et stockage final inclus) entre 7 et 15%. Quant aux coûts de démantèlement de la centrale et de réhabilitation du site, ils sont négligeables (de l’ordre de 1%). L’auteur précise que différentes variables ont influé sur les résultats de son étude et que les fourchettes indiquées ne constituent donc que des ordres de grandeur.

Le prof. D’haeseleer ayant axé son analyse sur l’Europe, il n’a pris en compte que les types de centrales nucléaires qui répondent aux exigences des fournisseurs d’électricité européens. En font partie l’EPR, l’AP1000, l’ABWR et le VVER, qui sont tous des réacteurs à eau légère. L’étude ne fait pas de distinction explicite entre réacteurs à eau sous pression et réacteurs à eau bouillante. Par ailleurs, des types de réacteurs comme le réacteur Candu canadien, les réacteurs OPR et APR sud-coréens et les réacteurs refroidis au gaz ou aux métaux liquides sont exclus de l’analyse.

Qu’est-ce qui influe sur le coût du capital?

Le coût du capital, c’est-à-dire les dépenses à consentir lorsque des capitaux sont investis dans un projet, constitue un élément important de l’analyse des coûts totaux. Ce coût varie selon l’investisseur. Les emprunts d’Etat permettent aux gouvernements et aux organisations détenues majoritairement par le secteur public (p. ex. Electricité de France SA [EDF] ou la société suédoise Vattenfall AB) de disposer de capitaux à un coût nettement moindre que les investisseurs privés. Ces derniers réunissent leur capital à partir de leurs fonds propres et de fonds étrangers. Lorsque des entreprises privées opèrent dans un environnement régulé, ce qui est le cas dans pratiquement la moitié des Etats fédéraux américains, les risques liés à leurs investissements sont considérés comme minimes, et elles bénéficient de taux d’intérêts modérés. Des taux plus élevés sont imposés aux investisseurs qui évoluent dans un marché libéralisé comme celui de l’UE, où les incertitudes sont plus grandes.

Vogtle 3 et 4, deux tranches de type AP1000 en chantier dans l’Etat américain de Géorgie, bénéficient de l’expérience acquise au travers de Sanmen 1 et 2, deux réacteurs chinois du même type dont la construction est plus avancée (photo: le chantier de Vogtle 4).
Source: Georgia Power

La construction est devenue le principal facteur de coûts

Comme nous l’avons expliqué plus haut, c’est la construction de la centrale qui représente la part la plus importante des coûts. Ceux-ci se composent de deux éléments: le coût de construction proprement dit et le coût du capital, qui est lui-même constitué des intérêts et du taux de rendement. Le coût de construction proprement dit correspond au montant qu’il faudrait débourser pour construire la centrale du jour au lendemain (overnight construction costs). Selon l’étude, le coût de construction rapporté à l’année 2012 est compris entre 1300 et 7000 euros par kW de puissance installée.

Toujours selon l’étude, le coût de construction d’une centrale nucléaire à deux tranches dans un pays d’Europe s’élève à environ 4000 euros par kW (avec une marge d’erreur comprise entre -20% et +30%) lorsque le type de centrale en question est construit pour la première fois dans le pays considéré mais qu’il est déjà en exploitation à l’étranger. Pour deux tranches d’une puissance électrique de 1000 MW chacune, le coût de construction se montera donc à quelque 8 milliards d’euros. Si l’on ne construit qu’une tranche de 1000 MW, le coût de construction sera ramené à 4300 euros par kW, soit à 4,3 milliards d’euros pour la centrale. Bien évidemment, l’effet de flotte réduit les coûts: si l’on construit une centrale à deux tranches dans un pays qui exploite déjà au moins cinq installations du même type, le coût de construction passe à 3400 euros par kW, soit à 6,8 milliards d’euros pour les deux tranches. Si l’on ajoute une seule tranche au même parc de centrales nucléaires, le coût de construction de cette dernière s’élèvera à 3600 euros par kW, soit à 3,6 milliards d’euros au total.
 

Exemples

Flamanville 3 est le premier EPR en construction en France, mais non au monde car d’autres EPR sont en chantier en Finlande et en Chine. L’EPR de Flamanville, qui offrira une puissance électrique de 1650 MW, est érigé à côté de deux autres réacteurs. Si l’on reprend le chiffre de 4300 euros par kW indiqué par l’étude, le coût de construction de cet EPR s’élèverait à 7 milliards d’euros. Pour sa part, EDF a annoncé un montant de l’ordre de 8,5 milliards d’euros en décembre 2012.

Les tranches Mochovce 3 et 4, en construction en Slovaquie, constituent un autre exemple intéressant. La puissance électrique de ces deux réacteurs du type russe est de 440 MW par tranche. A 3400 euros le kW, le coût de construction théorique de la centrale s’élève à quelque 3 milliards d’euros avec une marge d’erreur comprise entre -10% et +15%. Le gouvernement slovaque a approuvé en août 2013 une augmentation du budget alloué aux deux tranches en question, ce qui porte leur coût de construction estimé à 3,25 milliards d’euros. Le projet est financé par la société Slovenske Elektrarne a.s., qui est détenue à raison de 66% par le secteur privé et de 34% par le secteur public.

Coûts d’exploitation et de maintenance

En matière d’exploitation et de maintenance, on fait une distinction entre coûts fixes et coûts variables. Les coûts fixes sont exprimés en dollars américains ou en euros par kW et par an, les coûts variables en dollars américains ou en euros par MWh d’électricité produite. La définition et le calcul des coûts d’exploitation et de maintenance varient d’un pays à l’autre. L’auteur souligne donc que les coûts de 10 euros par MWh calculés par ses soins (année de référence: 2012) doivent être considérés comme un ordre de grandeur. Le coût du combustible n’est pas compris dans les coûts d’exploitation et de maintenance.

Coût du combustible

S’agissant du coût du combustible, l’auteur fait une distinction entre la partie amont et la partie aval du cycle du combustible. La partie amont va de l’extraction d’uranium au chargement en combustible du réacteur. La partie aval englobe le stockage intermédiaire des assemblages combustibles usés, de même que leur transport, leur conditionnement et leur stockage final. Selon l’étude, le coût du combustible représente entre 7 et 15% du coût de production de l’électricité. Les trois-quarts de ce coût sont imputables à la partie amont du cycle, le quart restant à la partie aval. Concrètement, ce coût représente environ 6 euros par MWh.

Coût moyen de production d’électricité

Selon l’étude, le coût moyen de production d’électricité propre à une installation à deux tranches s’élève approximativement à 85 euros par MWh dans les pays qui construisent pour la première fois un type de réacteur donné sur un site existant, lorsque le type de réacteur en question est déjà en exploitation ailleurs. Il faut compter environ 90 euros par MWh pour une tranche unique. Si la centrale (à deux tranches) correspond à un type de réacteur répandu et déjà en service, le coût de production de l’électricité passe à 75 euros par MWh.

Le coût moyen de production de l’électricité correspond au prix auquel l’électricité doit être vendue pour couvrir les investissements effectués.

En plus des coûts de construction, d’exploitation et de maintenance ainsi que de combustible, l’auteur relève que la disponibilité de l’installation, la durée de sa construction et le taux d’actualisation ont également un impact financier.

La disponibilité – l’un des principaux paramètres – est établie sur la base d’une comparaison entre la quantité d’énergie électrique produite par une tranche en un an et la quantité maximale d’énergie qu’elle pourrait théoriquement produire si elle fonctionnait à pleine puissance et sans interruption pendant la même période. L’étude considère que la disponibilité typique est de 85%.

La durée de la construction joue également un rôle important. Plus elle est longue, plus l’investisseur doit payer d’intérêts sans toucher de recettes. L’auteur considère que la durée de construction typique est de cinq ans pour une seule tranche et de six ans pour deux tranches.

Le taux d’actualisation correspond au coût d’opportunité pour l’obtention de capital, c’est-à-dire aux recettes perdues en raison de la non-exploitation de cette ressource. En d’autres termes, le coût d’opportunité correspond au rendement qu’un investisseur pourrait obtenir sur les marchés financiers. Il représente la valeur que le capital pourrait prendre à un moment donné du futur s’il rapportait des intérêts, en tenant compte de l’inflation. En fixant le taux d’actualisation, l’investisseur justifie l’utilisation qu’il fait du capital puisqu’il détermine la valeur qu’aura ce capital à la fin du projet. Selon l’auteur, ce taux s’élève typiquement à 10% pour les projets de centrales nucléaires.

Bilan

La construction est la phase la plus coûteuse du cycle de vie d’une centrale nucléaire. S’agissant du coût du capital, on peut considérer qu’il va diminuer pour les futurs projets de construction au sein de l’UE. L’effet de flotte, la standardisation des processus et les enseignements tirés de précédents projets y contribueront. Des fonds pourront être investis avec efficacité dans des installations qui produiront du courant de façon fiable et sûre pendant de longues périodes. Le coût du combustible est modeste par rapport aux coûts totaux. L’auteur a également examiné les coûts externes, ceux des accidents compris, et le coût de l’intégration des installations de production d’électricité dans les réseaux existants. Il conclut qu’en la matière, l’énergie nucléaire est meilleur marché que les centrales fossiles et que les énergies renouvelables non planifiables.

Source: 
M.B. /D.B. d’après William D. D’haeseleer, «Synthesis on the Economics of Nuclear Energy», 27 novembre 2013