Quel serait le coût d’un soutien public si un tarif d’achat était mis en place pour assurer la rentabilité de l’EPR de Flamanville ?

Les coûts d’investissements dans l’EPR de Flamanville — 19 Mds€ — sont régulièrement comparés à ceux de la politique de soutien aux EnR en France — 120 Mds€ sur 40 ans d’après le Comité de gestion des charges de service public de l’électricité CGCSPE. Pourtant, les coûts d’investissement ne peuvent être comparés à un soutien public via un tarif d’achat, le périmètre est trop différent. Le tarif d’achat couvre en effet l’investissement, le coût du capital et les coûts d’exploitation sur l’ensemble de la durée de vie de l’installation. Les coûts d’investissement ne couvrent… que l’investissement. Pour comparer le coût de la politique EnR française avec celui de l’EPR Flamanville, il faudrait évaluer le coût d’un tarif d’achat fictif. C’est ce que nous allons tenter de faire ici.

Avant de lire cet article, il est recommander de lire les deux précédents sur la même thématique :

• L’éolien et le photovoltaïque ont-ils coûté 120 Mds€ de soutien public ?
• Fallait-il développer davantage de nucléaire dans les années 2000 plutôt que de l’éolien et du photovoltaïque ?

Un coût du soutien fictif évalué à 45 Mds€ sur 60 ans

La Cour des Comptes a estimé le coût de revient de la production de l’EPR Flamanville sur 60 ans à 110 €/MWh, dans le cas où le facteur de charge atteindrait 90 %. S’il était de 80 %, il monterait à 120 €/MWh. Dans la suite, nous conserverons une hypothèse de 90 % de facteur de charge et de 110 €/MWh de coût de revient sur 60 ans.

Source : https://www.ccomptes.fr/system/files/2020-08/20200709-rapport-filiere-EPR.pdf, p71

Les 120 Mds€ de soutien aux EnR ont été calculés pour un tarif marché d’environ 50 €/MWh sur 40 ans. Le coût réel sera probablement plus faible du fait de l’augmentation des prix sur le marché de l’électricité. Si le coût du soutien aux EnR sera probablement plus faible que prévu, il le sera également pour celui fictif évoqué pour le nucléaire dans ce post. Toutefois, vu que nous comparons aux 120 Mds€ des EnR, il est important d’utiliser les mêmes hypothèses.

En considérant un prix de marché à 50 €/MWh, le coût du soutien est de 60 €/MWh. Sur 60 ans, l’EPR produira environ 750 TWh, ce qui représenterait un coût total du soutien de 45 Mds€ sur la période.

Estimation de ce qu’aurait coûté un soutien à l’EPR de Flamanville via tarif d’achat. Source : données CGCSPE et Cour des comptes, traitement Damien SALEL.

Ce volume financier est plus faible que pour les EnR, mais les 120 Mds€ couvrent l’ensemble du parc actuel qui produit déjà plus de 50 TWh/an, ainsi que les parcs éoliens en mer qui ne sont pas encore entrés en service. La production de l’EPR de Flamanville sera quant à elle de 12 TWh/an.

La durée de vie l’EPR est plus longue que celle des parcs EnRv. Mais lorsque ceux-ci arriveront en fin de contrat d’achat, ils produiront à un coût de 40–60 €/MWh pendant 5 à 15 ans jusqu’à leur fin de vie. Ils pourront ensuite bénéficier d’un repowering au coût de production des nouvelles installations, lui aussi généralement inférieur à 60 €/MWh.

Qu’en est-il pour d’autres EPR comme celui d’Hinkley Point ?

Flamanville est une tête de série, ce qui explique pour partie son coût. Qu’en est-il des EPR d’Hinkley Point (HPC), 5e et 6e EPR ?

L’État britannique a mis en place un complément de rémunération garantissant un tarif à 117 €/MWh pendant les 35 premières années (source : rapport cour des comptes sur la filière EPR). Comme pour les parcs éolien et photovoltaïque, une fois le contrat d’achat terminé, ces EPR vendront leur production au prix du marché qui était jusqu’alors anticipé entre 40 et 60 €/MWh.

En appliquant la même méthodologie que pour Flamanville, les 2 EPR produiront environ 880 TWh sur les 35 ans de durée de contrat d’achat. Selon une hypothèse de prix de marché de 50 €/MWh, le coût total du soutien serait de 59 G€.

Estimation du coût du soutien à Hinkley Point pour une hypothèse de prix de marché à 50 €/MWh. Source : données CGCSPE et Cour des comptes, traitement Damien SALEL.

Conclusion et limites

Cette méthodologie est loin d’être parfaite, mais elle permet au moins d’effectuer des comparaisons sur un pied d’égalité, en utilisant des périmètres équivalents. Lorsque l’on applique des critères de comparaison similaires, le coût du soutien fictif au seul EPR de Flamanville représente près de 40 % de celui aux EnRv. Sa production annuelle représentera pourtant environ 23 % de celle des parcs éolien et photovoltaïque actuels.

Quelques limites peuvent être notées :

• Le prix marché est supposé fixe pendant 60 ans, cette hypothèse est toutefois assez proche de celle utilisée pour le calcul du CGCSPE concernant le coût du soutien aux EnR jusqu’en 2040. En effet, le scénario 42 parie globalement sur une stagnation du prix marché jusqu’en 2040, là où le scénario 56 prévoit une augmentation jusqu’à 62 €/MWh en 2030 puis une stabilisation à ce prix jusqu’en 2040.

Source : CGCSPE, https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/3%C3%A8me%20rapport%20annuel%20du%20Comit%C3%A9%20de%20gestion%20des%20charges%20de%20service%20public%20de%20l%27%C3%A9lectricit%C3%A9.pdf, p26

• La production nucléaire peut se vendre en moyenne à un prix marché supérieur à celle des EnR. En effet, lorsqu’il y a beaucoup de vent et beaucoup de soleil, le prix du marché a tendance à descendre. Toutefois ce phénomène est bien prix en compte dans le calcul du CGCSPE qui différencie le prix marché moyen en fonction des technologie. Ainsi, la production solaire, particulièrement présente pendant la période de faibles prix marché, a tendance à se vendre à un prix plus faible que la production éolienne.