Quel impact économique si on arrêtait Fessenheim ?

Fessenheim a coûté 6 milliards de francs 1977, qui représentent avec les tables d’actualisation 3,5 milliards d’euros 2011 à comparer avec les 7 milliards d’euros d’investissement de la tête de série du réacteur de 3ème génération EPR, en cours de construction à Flamanville, qui aura une production équivalente. 

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 reste que 5 ans en francs 1977) 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 (revenus avant impôts et taxes) 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 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). Ces sommes sont prises en compte dans la suite de cette note. 

La seule méthode de calcul, permettant d’évaluer le coût annuel après les 40 ans de fonctionnement, doit être fondée sur le coût de l’électricité de remplacement comparé à celle produite par Fessenheim pour évaluer l’impact de son arrêt prématuré. 

Le rapport de la Cour des comptes, rendu public au début 2012, décompose le coût de production de l’électricité nucléaire pour l’ensemble du parc, de la façon suivante : 

• coût du combustible, y compris l’achat d’uranium naturel : 5,21 euros par MWh, 
• provision pour déconstruction et pour fin de cycle du combustible  : 2,62 euros par 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 par MWh, il est retenu 3,62 euros par MWh. (A noter que ce poste est presque aussi élevé que le coût du combustible lui-même). 
• Soit, au total : 8,83 euros par MWh. 

Les autres dépenses d’exploitation sont : 

• Personnel EDF : 6,53 euros par MWh, 
• consommations extérieures, y compris les prestations de personnel, 5,11 euros par MWh, 
• impôts et taxes : 2,87 euros par MWh, 
• fonctions centrales : 2,13 euros par MWh. (il s’agit des dépenses faites au niveau central de l’entreprise) 

Ceci donne un total de 25,47 euros par 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 (sous réserve de l’acceptation de l’ASN), soit de 2018 à 2028 et la participation à la FARN (force d’action rapide nucléaire mise en place parmi les actions post-Fukushima). Un chiffre, volontairement élevé, de 50 millions d’euros par an a été retenu. Ce chiffre est à rapprocher de celui des actions en cours à la suite de l’accident de Fukushima. 

Ramené à une production de 12 millions de MWh par an, ce chiffre représente un poste de 4,16 euros par MWh. 

Au total, le coût de production sortie usine de Fessenheim serait de 29,6 euros par MWh en 2018, soit environ 30 euros par MWh. 

A titre indicatif, la Cour des Comptes donne un coût de production de l’ordre de 33 euros 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 euros 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 (Nouvelle Organisation du Marché de l’Electricité) et sur le tarif de l'Arenh (Accès au Nucléaire historique) pour deux raisons : 

1. 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 euros 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. Annexe 5 Pages 270 à 280 du Rapport de la Cour des Comptes sur le coût de l’électronucléaire). 
2. Dans le secteur de la production d’électricité, il est indispensable pour le maître d’ouvrage de dégager un résultat net important pour constituer les réserves indispensables au renouvèlement de parc car il s’agit d’outils très capitalistiques amortissables sur au moins 40 ans et dont les durées de réalisation sont de l’ordre de 7 ans, ce qui signifie que les investisseurs extérieurs sont rares car ils exigent, en général un tempes de retour beaucoup plus court. 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 Contribution de Service Public de l’Electricité (CSPE). Cette contribution incorpore, pour plus de 80 %, le surcoût des énergies renouvelables par rapport à un coût artificiel de marché déterminé par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE). Cette CSPE s’élevait en juillet 2012 à 10,5 euros par MWh hors taxes. Elle va de nouveau augmenter à la demande la CRE, pour mieux prendre en compte les surcoûts supportés 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 euros par MWh soit 10 euros de plus que le coût du MWh produit à Fessenheim ! 

Si l’on arrêtait Fessenheim en 2018, date de son quarantième anniversaire calendaire : 

• les dépenses pour fonctions centrales ne seraient pas diminuées : 2,13 euros par MWh. 
• les impôts et taxes seraient au moins à diviser par 3 ou 4 par an, ce qui constituerait 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 et les consommations extérieures par plus de 100.

Ces 2 postes de dépenses seraient à prélever sur les provisions constituées dans les comptes d’exploitation d’EDF pour la déconstruction. 

Si l’on remplaçait, en 2017, les 12 TWh produits par an 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 

Le coût moyen d’électricité de remplacement serait de 130 euros par MWh. 

Le différentiel de coût serait alors d’environ 100 euros 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 euros par MWh pour voir l’incidence des coûts variables. 

Le coût moyen de l’électricité de remplacement serait alors de 110 euros par MWh. 

Le différentiel de coût serait alors de 80 euros par MWh 

(Cette hypothèse n’est valable que si l’on exploitait 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 non nocives pour l’environnement et acceptables par le public et celui de l’exploitation industrielle ne peuvent laisser espérer une production significative avant 2025 pour avoir un impact sur le prix du gaz). 

Les 2 différentiels de coût retenus sont élevés car nous sommes dans une perspective 2017-2025, périodes où les ressources seront rares. 

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 à la fois un différé des dépenses de déconstruction et une participation de 10 ans supplémentaires des MWh produits par la centrale à la constitution des provisions de déconstruction et de fin du cycle du combustible tel que cela se pratique aujourd’hui. 

Le coût de déconstruction d’une centrale nucléaire analogue aux USA est connu. Il est de l’ordre de 500 millions de $. 

Il est retenu, dans les calculs actualisés présentés, une somme de 600 millions d’euros qui au lieu d’être engagée dès 2018 ne le serait qu’après 2028 pour une prolongation de 10 ans ou 2038 en cas de prolongation à 60 ans. 

Deux taux d’actualisation ont été retenus : 

1. Le taux d’actualisation de 4 % qui est un taux de développement durable. 
2. Le taux d’actualisation de 8 %, retenu par la Commission Percebois et Mandil dans le rapport « Energies2050 » du Centre d’Analyse Stratégique. Ce taux 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 les coûts complets. 

Comme le montrent les 2 tableaux ci-dessous, l’arrêt définitif de Fessenheim en fin 2016 obligerait donc la collectivité nationale à dépenser au moins 1 milliard d’euros supplémentaires chaque année pour son électricité par rapport à une prolongation de fonctionnement jusqu’à 50 ans et plus de 0,5 milliard d’euros par an par rapport à une prolongation à 60 ans comme vient de l’obtenir la centrale de référence de Fessenheim, Beaver Valley, aux USA. 

	Pertes actualisées sur 10 ans	Pertes moyennes annuelles	Pertes actualisées sur 20 ans	Pertes moyennes annuelles
Taux d’actualisation = 4 %	8 667  milliards d’euros	0,866  milliard d’euros par an	13 848  milliards d’euros	0,692  milliard d’euros par an
Taux d’actualisation = 8 %	7 280  milliards d’euros	0,728  milliard d’euros par an	10 274  milliards d’euros	0,514  milliard d’euros par an

Tableau pour un coût différentiel de 80 euros par MWh qui correspondrait à un coût moyen, le plus bas et assez irréaliste, d’une production CCGT de 70 euros par MWh, inchangé par rapport à 2011  

	Pertes actualisées sur 10 ans	Pertes moyennes annuelles	Pertes actualisées sur 20 ans	Pertes moyennes annuelles
Taux d’actualisation = 4 %	10 785  milliards d’euros	1,078  milliards d’euros par an	17 228  milliards d’euros	0,861  milliard d’euros par an
Taux d’actualisation = 8 %	9 019  milliards d’euros	0,901  milliard d’euros par an	12 599  milliards d’euros	0,629  milliard d’euros par an

 

Pour un coût différentiel de 100 euros par MWh le plus haut, mais réaliste, car il correspondrait au coût du MWh produit par une CCGT à 110 euros par MWh à horizon 2017-2025 

(Nota : En toute rigueur, il est indispensable de prendre un taux d’actualisation de 3 % pour les dépenses lointaines comme celles de la déconstruction et de la fin de cycle du combustible. En effet, prendre un taux de 8 % revient pour des dépenses à horizon 20 ans à les réduire à des sommes actualisées dérisoires. Ce calcul n’a pas été fait car il ne change pas les ordres de grandeur ci-dessus). 

Ces chiffres ne comprennent pas la sécurité d’approvisionnement électrique du pays Un défaut d’approvisionnement représenterait, en effet, un montant considérable par ses répercussions sur la vie économique. 

Ces calculs donnent des résultats analogues à ceux produits par l’Union Française de l’Electricité et le Rapport du Centre d’Analyse Stratégique « Énergies 2050 » rédigé par Mrs Percebois et Mandil. 

• le rapport UFE de novembre 2011 donne, à horizon 2030, un écart de coût de production (énergie + CSPE) de 17 euros par MWh entre scénario de référence et « 50% de nucléaire », soit pour 600 TWh de demande, un surcoût de 10,2 milliards d’euros par an. 
• le rapport « Énergies 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 (maitrise de l’énergie). (cf. p 187 du rapport). Pour 600 TWh, cela donne 11,1 milliards d’euros par an. 
• A noter également un fait réel : l’arrêt prolongé pour une durée indéterminée de Tihange 2 en Belgique coûte dès à présent 30 millions d’euros par mois soit 360 millions d’euros en moyenne annuelle. Avec Doel 3 qui est dans la même situation, cela fait en 2012, 720 millions d’euros par an alors que l’électricité de remplacement est moins coûteuse aujourd’hui qu’elle ne le sera en 2017. 

Perdre de telles sommes ne serait pas raisonnable dès lors que la sûreté nucléaire est considérée comme assurée au regard de l’ASN ! 

Si l’on fait ce calcul pour l’ensemble des 9 paires d’unités qui seraient à arrêter entre 2016 et 2025, il faudrait ajouter plus d’un milliard d’euros supplémentaires à chaque arrêt d’une paire d’unités. Si bien qu’avec 9 paires d’unités arrêtées, la perte représenterait de l’ordre de 9 milliards d’euros par an pour le pays en 2025 si la prolongation possible de la durée de vie des cuves était de 10 ans et 18 milliards d’euros si la prolongation possible était de 20 ans. 

Sur une période de 10 ans, allant de 2016 à 2025, la France dilapiderait, ainsi et sans raison, un capital cumulé d’environ 50 à 100 milliards d’euros ! 

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% et surtout accroîtrait le déséquilibre de notre balance des paiements, ce que le pays ne supporterait pas. 

Le coût de l’uranium naturel importé par la France chaque année est inférieur à un milliard d’euros pour l’ensemble du parc. La faiblesse de cette somme et des quantités utilisées permet de stocker plusieurs années de fonctionnement sur les sites de Malvési et de Tricastin. 

De plus, l’enrichissement en isotope 235 de l’uranium a permis de stocker de grandes quantités d’uranium appauvri. Le combustible mixte « oxydes d’uranium et de plutonium issu du retraitement », nommé MOX, permet d’utiliser l’uranium appauvri et donc d’économiser les acquisitions d’uranium naturel. Actuellement 20 unités sur les 58 du parc français sont chargées en MOX. 

En outre, la nouvelle usine d’enrichissement, Georges Besse 2, permettra d’enrichir l’uranium de retraitement dont la teneur en isotope fissile 235 est supérieure à la teneur en U235 de l’uranium naturel et éventuellement d’enrichir l’uranium appauvri. 

Enfin, la technologie utilisée par la nouvelle usine d’enrichissement de l’uranium nécessite beaucoup moins d’énergie électrique que la technologie par diffusion gazeuse utilisée jusqu’alors. 

Ce sont ces considérations qui expliquent que l’uranium naturel pèse très peu dans nos importations. 

(Nota : Une objection souvent faite concerne la dépendance de la France à la fourniture d’uranium naturel. C’est un faux problème. En effet, la France grâce à la réutilisation des matières fissiles issues du retraitement et au stock d’uranium appauvri constitué lors de l’enrichissement en uranium235 n’a besoin au maximum que de 8 000 tonnes d’uranium naturel par an pour un parc qui produit l’équivalent énergétique de 100 millions de tonnes de pétrole ! 

Cet uranium naturel est livré sous forme d’octaoxyde de triuranium dont la masse spécifique est d’environ 10. Une tonne représente 100 litres. Ce constat permet de comprendre que le volume annuel nécessaire n’est que de 800 m3 ce qui permet de stocker plusieurs années d’uranium naturel. 

Enfin ces importations ne représentent qu’entre 500 et 800 millions d’euros par an contre une facture de 61 milliards d’euros en 2011 pour le gaz et le pétrole).