energy_isere a écrit :était passé par la .
COMMENT CALCULE-T-ON LA PERTE DES 2 UNITES DE FESSENHEIM SOIT 1 800 MWE ?
La seule approche possible consiste à comparer le coût de production de 12 TWh par an fabriqués à Fessenheim au coût de fabrication de 12 TWh fait pour moitié par des éoliennes terrestres et pour moitié par des centrales à cycle combiné au gaz.
Nous disposons pour ce faire du coût actuel de production de Fessenheim tel qu’il résulte du rapport 2012 de la Cour des Comptes.
En fin 2012, Henri Prévot de Sauvons le climat et Henri Chambon d’EDF, tous deux spécialistes des calculs économiques ont procédé aux calculs ci-après
Coût économique d’un arrêt prématuré de Fessenheim lors de son 40ème anniversaire
Fessenheim a coûté en coût actualisé en 2016, 4 milliards d’€. Elle a bénéficié de l'amortissement sur une période de trente ans jusqu'au changement de règle pour passer à 40 ans, décision prise en 2 000.
Il restait donc 7 ans d'amortissement en 2 000 qui sont répartis désormais sur la période 2 000 à 2017.
Autant dire que le poids des amortissements comptables de la centrale (il ne restait que 5 ans en 2012) sur son compte d'exploitation est très faible.
C'est la raison pour laquelle EDF déclare qu'elle rapporte 400 millions d’euros par an sur l'EBITDA de l’entreprise qui en fait profiter les consommateurs et acteurs économiques français.
Le coût des travaux demandés par l’ASN au titre de l’examen complémentaire de sûreté post-Fukushima sur le génie civil pour épaissir le béton sacrificiel de l’enceinte de confinement et ceux pour constituer une source froide ultime ne sont pas significatifs. D'après les informations données par EDF, les investissements à faire sont de l'ordre de 36 millions d'euros.
Cependant, d’autres demandes sont faites comme l’installation d’un centre de commande bunkérisé et d’un dispositif électrogène de secours et il sera nécessaire de compter la participation de Fessenheim au coût de constitution et de maintenance de la force d’action rapide nucléaire « FARN ».
La seule méthode de calcul, permettant d’évaluer le gain annuel après les 40 ans de fonctionnement, doit être fondée sur le coût de l’électricité de remplacement comparé à celle produite par Fessenheim.
Le rapport de la Cour des comptes, rendu public au début 2012, décompose le coût de production d’électricité nucléaire pour l’ensemble du parc, de la façon suivante :
• coût du combustible, y compris l’achat d’uranium naturel et l’enrichissement : 5,21 €/MWh,
• provision pour déconstruction et pour fin de cycle du combustible : 2,62 €/MWh avant que l’ANDRA (Agence Nationale pour les Déchets radioactifs) ne réévalue le coût de gestion des déchets. Sa réévaluation conduit à en augmenter le coût à prélever sur chaque MWh produit d’1 euro/MWh, il est retenu 3,62 euros /MWh. (A noter que ce poste est presque aussi élevé que le coût du combustible lui-même).
• Soit, au total : 8,83 € /MWh.
Les autres dépenses d’exploitation sont :
• Personnel EDF : 6,53 €/MWh,
• consommations extérieures, y compris les prestations de personnel, 5,11 €/MWh,
• impôts et taxes : 2,87 €/MWh,
• fonctions centrales : 2,13 €/MWh.
Ceci donne un total de 25,47 €/MWh pour une centrale complètement amortie.
C’est la réalité actuelle.
Il faut ajouter le coût des gros travaux qu’il convient de prévoir pour maintenir au meilleur niveau de sûreté les deux unités (travaux de jouvence !) de cette centrale pendant les 10 ans entre 40 et 50 ans, soit de 2018 à 2028 et la participation à la FARN.
Un chiffre, volontairement élevé, de 50 millions d’€ par an a été retenu.
Ce chiffre est à rapprocher à celui des actions en cours à la suite de l’accident de Fukushima qui est de l’ordre de 40 millions d’€.
Ramené à une production de 12 millions de MWh par an, ce chiffre représente un poste de 4,16 €/MWh.
Au total, le coût de production sortie usine de Fessenheim serait de 29,6 €/MWh en 2018, soit environ 30 € par MWh.
A titre indicatif, la Cour des Comptes donne un coût de production de l’ordre de 33 € par MWh pour l’ensemble du parc électrique national qui est plus jeune que Fessenheim, la valeur d’amortissement comptable étant en moyenne de l’ordre de 4 € par MWh alors qu’elle est nulle à Fessenheim.
Il est tout à fait normal que ce coût soit plus bas que les demandes faites par le Président d’EDF lors du débat sur la loi Nome et sur le tarif de l'Arenh pour deux raisons:
• C'est le coût de production d'une centrale avec amortissement comptable de l’installation et non le coût courant économique, CCE, qui rémunère le capital investi à l’origine en tenant compte de l’inflation.
Ce CCE comme l’indique clairement la Cour des Comptes dans son rapport 2012, est proche de 50 € par MWh pour la moyenne du parc EDF. Il rémunère le prix qu’un fournisseur serait disposé à payer s’il avait loué le parc nucléaire existant plutôt que le construire. (CF. Pages 270 à 280 du Rapport de la Cour des Comptes sur le coût de l’électronucléaire).
• Dans le secteur de la production d’électricité, il est indispensable de dégager un résultat net important pour renouveler le parc car il s’agit d’outils très capitalistiques amortissables sur au moins 40 ans. Ce constat est valable pour toutes les entreprises de ce secteur.
Ce chiffre de 30 euros par MWh pour Fessenheim est à comparer :
• au montant actuel de la CSPE pour les énergies renouvelables qui s’élève à 10,5 €/MWh et qui, comme le demande la Commission de Régulation de l’Electricité (CRE), doit encore augmenter pour mieux prendre en compte les frais engagés par l’acheteur obligé qu’est EDF. (La dette cumulée de l’Etat vis-à-vis d’EDF relative à la CSPE est, en effet, actuellement de 4,5 milliards d’euros à comparer au coût d’un EPR de série).
• Au montant de l’équivalent de la CSPE payé par un ménage allemand qui était au mois de juillet 2012 de 39,5 €/MWh soit de 10 € supérieure au coût du MWh produit à Fessenheim !
Si l’on arrête Fessenheim en 2018, date de son quarantième anniversaire calendaire:
• les dépenses pour fonctions centrales ne seront pas diminuées : 2,13 €/MWh
• les impôts et taxes sont au moins divisés par 3 ou 4 par an, ce qui constitue un manque à gagner important pour les collectivités locales et l’Etat.
Ces 2 postes ne seraient plus couverts par des recettes.
• les dépenses de personnel sont à diviser au moins par 10 par an et les consommations extérieures par plus de 100.
Ces 2 postes de dépenses sont à prélever sur les provisions constituées pour la déconstruction.
Si on remplace, en 2017, les 12 TWh par an d’électricité produite par Fessenheim par de l’électricité provenant :
• pour moitié d’éoliennes en mer et à terre avec un coût moyen de 150 euros par MWh (220 pour l’off-shore et 80 pour le terrestre),
• pour moitié par de l’électricité provenant de centrales à cycle combiné au gaz, soit 110 euros par MWh (avec un coût du carbone de 50 €/t)
Le coût moyen d’électricité de remplacement serait de 130 € par MWh.
Le différentiel de coût serait alors d’environ 100 € par MWh.
Un deuxième calcul a été fait en prenant le coût de production d’une CCGT inchangé par rapport au coût actuel soit 70 € par MWh pour voir l’incidence des coûts variables. Le coût moyen de l’électricité de remplacement serait alors de 110 € par MWh.
(Cette hypothèse n’est valable que si l’on exploite les gisements de gaz de schiste indigènes. Or même si cette décision était prise aujourd’hui, les temps nécessaires à l’exploration du sous-sol, à la mise au point de techniques de fracturation acceptables par le public et celui de l’exploitation industrielle ne peuvent laisser espérer une production significative avant 2025)
Le différentiel de coût ne serait plus que de 80 €/MWh.
Les 2 différentiels de coût retenus sont élevés car nous sommes dans une perspective 2017-2025
A noter que la prolongation de la durée de vie de Fessenheim jusqu’à 50 ans, si l’ASN considérait que la centrale est sûre, entraînerait aussi à la fois un différé des dépenses de déconstruction et une participation de 10 ans supplémentaires de la centrale à la constitution de la provision de déconstruction et de fin du cycle du combustible tel que cela se pratique aujourd’hui. Alors que ces 2 opérations ne changeraient pas si elles étaient faites après 50 ans de fonctionnement.
Le coût de déconstruction de centrale nucléaire analogue aux USA est connu. Il est de l’ordre de 500 millions de $. (Maine Yankee et Trojan)
Il est retenu, dans les calculs actualisés présentés, une somme de 600 millions d’€ qui au lieu d’être engagée dès 2018 ne le serait qu’après 2028 ou 2038 en cas de prolongation à 60 ans.
Deux taux d’actualisation ont été retenus :
• Le taux d’actualisation de 4 % qui est un taux de développement durable.
• Le taux d’actualisation de 8 %, retenu par la Commission : Jacques Percebois et Claude Mandil « Energies 2050 » du Centre d’Analyse Stratégique, est une référence appropriée s'agissant d'investissements risqués et capitalistiques. Il est homogène au taux du Plan et il est repris par la Cour des Comptes, les rapports Champsaur, etc.
Le taux de 4% est, a contrario, le taux sans risque pour les éoliennes et le photovoltaïque dont toute l’énergie produite est achetée à un tarif fixé à l’avance pour couvrir l’ensemble des coûts et en assurant une marge de 10 % aux opérateurs..
A noter qu’en pages 171 et 172 de leur rapport, Messieurs Percebois et Mandil ont effectué un calcul du décalage de 40 à 60 ans d’une unité de 900 MWe dont le coût du MWh pris en compte est de 25 euros et le coût de remplacement par des CCGT uniquement est de 70 € par MWh, soit un différentiel de 45 euros par MWh avec un taux d’actualisation de 8 %.
Ce calcul aboutit à 1,8 milliard d’euros par an.
Comme le montre les calculs repris dans les 2 tableaux ci-dessous l’arrêt de Fessenheim obligerait donc la collectivité nationale à dépenser au moins 1 milliard d’€ de plus chaque année pour son électricité pour une la prolongation à 50 ans et près de 2 milliards d’euros par an pour une prolongation à 60 ans comme vient de l’obtenir sa centrale de référence, Beaver Valley, aux USA.
Coûts actualisés sur 10 ans Coûts moyens annuels Coûts actualisés sur 20 ans Coûts moyens
annuels
Taux d’actualisation = 4 % 8 667
milliards d’€ 0,866
Milliard d’€ 13 848
milliards d’€ 1 384
milliard d’€
Taux d’actualisation = 8 % 7 280 milliards d’€ 0,728 milliards d’€ 10 274 milliards d’€ 1,027 milliards d’€
Pour un différentiel de coût de 80 € par MWh qui correspondrait à un coût moyen, le plus bas et assez irréaliste, d’une production CCGT de 70 €/MWh inchangé par rapport à 201.
Coûts actualisés sur 10 ans Coûts moyens annuels Coûts actualisés sur 20 ans Coûts moyens annuels
Taux d’actualisation = 4 % 10 785
milliards d’€ 1 078
milliards d’€ par an 17 228
milliards d’€ 1 722
milliards d’€ par an
Taux d’actualisation = 8 % 9 019
milliards d’€ 0, 901
milliards d’€ par an 12 599
milliards d’€ 1 259
milliards d’€ par an
Pour un coût différentiel de 100 € par MWh, le plus haut, mais réaliste car il correspond au coût du MWh produit par CCGT à 110 € par MWh à horizon 2017-2025.
Quelles que soient les hypothèses, la perte pour le système électrique est de 0,7 à 1 milliard d’€ par an pour une prolongation de 10 ans
Si l’on fait ce calcul pour l’ensemble des 12 paires d’unités à arrêter entre 2016 et 2025, il faut ajouter plus d’un milliard d’€ supplémentaire à chaque arrêt d’une paire d’unités. Si bien qu’avec 11 paires arrêtées en 2025, la perte représenterait de l’ordre de 11 milliards d’€ par an pour le pays en 2025.
Sur un période de 10 ans, 2017 à 2025, la France dilapiderait ainsi et sans raison un capital d’environ 60 milliards d’€!
Ces calculs donnent des résultats analogues à ceux produits par l’Union Française de l’Electricité et le Rapport du Centre d’Analyse Stratégique« Energies 2050 » de MM Percebois et Mandil.
• le rapport UFE de novembre 2011 donne, à horizon 2030, un écart de coût de production (= énergie + CSPE) de 17 €/MWh entre scénario de référence et « 50% de nucléaire », soit pour 600 TWh de demande, un surcoût de 10,2 milliards d’€ par an.
• le rapport « ENERGIES 2050 » de février 2012 donne à horizon 2030 la comparaison entre un scénario de prolongation du nucléaire historique et une sortie partielle du nucléaire (= 50% nucléaire), avec des variantes sur les prix du gaz, du nucléaire, et des politiques de MDE. (cf. p 187 du rapport). Il est frappant de constater que le différentiel de coût complet de production en France sur les 15 variantes retenues est en moyenne de 18,5 € par MWh (écart type de 2,3 €/MWh). Pour 600 TWh, cela donne 11,1 milliards d’€.
• A noter également un fait réel, l’arrêt prolongé de Tihange 2 et de Doel 3 en Belgique coûte dès à présent 720 millions d’€ par an alors que l’électricité de remplacement est moins coûteuse aujourd’hui qu’elle ne le sera en 2017.
Perdre de telles sommes n’est pas raisonnable dès lors que la sûreté nucléaire est garantie !
En outre, remplacer du nucléaire par des centrales à cycles combinés à gaz (CCGT), au moins pour moitié :
ferait perdre une partie de l’indépendance énergétique française qui est déjà actuellement inférieure à 50%.
accroîtrait le déséquilibre de notre balance des paiements, ce que le pays ne supporterait pas.
Augmenterait nos émissions de gaz à effet de serre.
Nota : Ce calcul est fait, a minima, car il ne tient pas compte de :
La perte de 2 000 emplois hautement qualifiés sur toute la chaîne du combustible,
De la dévitalisation d’une zone d’Alsace où les industries sont rares et plutôt en déclin,
La perte significative de ressources pour les communes support de la centrale.
Trois points qu’ils seraient nécessaires de chiffrer avec les acteurs locaux.
), d'autant plus que EDF est lourdement endetté et l'Etat n'est pas sans le savoir...
parce que les mi-ions et les mi-iards lancés à la volée,, ça parle peu.