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Transition énergétique, les évolutions tarifaires à prévoir

Topics: Pouvoir d'achat

Le mix énergétique français délivre en 2013 une électricité dont 75% provient du nucléaire. Le prix complet (production, transport, distribution et service clientèle) est facturé au secteur résidentiel de 87 € / MWh, si vous êtes abonné aux services de l’exploitant historique EDF.

Les réflexions engagées dans le cadre du vaste Plan national de Transition Energétique ont amené la Cour de comptes à éclairer le débat. La Cour revient avec transparence sur les coûts des différentes filières, dont notamment la filière nucléaire.

La méthode de calcul du « Coût Courant Economique » (CCE), habituellement employée pour ce type de calcul, apporte un éclairage instructif. Le calcul du CCE relatif au parc nucléaire existant serait ainsi de 49,5 € /MWh pour la production. La Cour des Comptes ajoute les coûts de mise aux normes « post Fukushima » soit environ 5 € /MWh, portant ainsi le coût de production du parc existant à environ 55 €/MWh hors constitution d’un « fond de provision pour accident majeur ».

A ces coûts, il convient de réinjecter les coûts de recherche et développement relatifs à la filière nucléaire, depuis toujours comptabilisés à part, et qui jusqu’à ce jour n’était donc pas imputés sur la facture du consommateur. Ces coûts représentent en moyenne, selon la Cour de Comptes, une majoration de 7 €/MWh. Cette dernière estime que les investissements nécessaires pour prolonger la durée de vie des centrales nucléaires et les provisions pour « risque majeur » représentent 3€/MWh supplémentaires. Aujourd’hui, le MWh est facturé 49,5€/MWh à l’utilisateur final alors que le CCE réel serait plutôt de 65€/MWh. Celui-ci comprend la recherche et le développement de la filière nucléaire en France depuis l’après seconde guerre mondiale. La part du nucléaire étant de 75%, l’augmentation prévisible du tarif résidentiel sera inéluctablement d’environ 20% à court terme. L’ADEME indique que d’ici 2020 l’augmentation moyenne devrait être de 5% par an.

La tendance politique actuelle conduirait à la fermeture de centrales existantes. Certes, mais le maintient d’une part de nucléaire dans le mix énergétique français, exige que de nouvelles centrales remplacent progressivement celles qui auront dépassé les 40 ans d’âge. La technologie en vigueur étant celle de l’EPR (centrale de Flamanville), il est intéressant d’en analyser le CCE.

La Cour des comptes a mené des calculs qui viennent d’être confirmés par l’accord signé récemment entre EDF et le Royaume Uni pour la construction de deux EPR.  Elle conclut à un CCE compris entre 100 et 120 €/MWh selon les hypothèses de taux de rémunération du capital. L’accord anglais prévoit une base d’une rémunération médiane de 109 €/MWh. Certains experts avancent que la « courbe d’apprentissage » liée à la construction d’une série d’EPR permettrait de faire chuter ce CCE du prototype de Flamanville.  Un CCE d’environ 90 €/MWh serait donc plausible.

Si les engagements européens étaient respectés par la France, nous irions vers un mix énergétique composé en 2050 de 50% d’énergies renouvelables (hydraulique, éolien, photovoltaïque, biomasse…). Les différentes études menées tant en France qu’à l’étranger (Allemagne, USA, Canada,..) convergent vers des coûts de production qui ne sont pas inférieurs à 100 €. En effet, si l’hydraulique, dont la capacité est hélas faible dans le mix, produit une électricité à 30 €/MWh. Par contre le photovoltaïque oscille en France ou en Allemagne entre 80 et 115 /MWh selon l’exposition du parc au soleil (les meilleurs sites étant déjà occupés), la cogénération à partir de biomasse produit une électricité dont le coût est d’environ 125 €. L’éolien varie entre 65 € s’il est onshore (pour les sites les mieux exposés, déjà équipés) à 100 € pour les sites encore disponibles, et même à 140 €/MWh en cas d’éolien offshore. Mais il faut être rigoureux pour pouvoir comparer avec le nucléaire. Nous devons prendre en compte le coût nécessaire mais supplémentaire de sécurité liés au « risque accident majeur » ou aux nouvelles normes Fukushima. Pour les énergies intermittentes telles que le photovoltaïque ou l’éolien, les surcoûts viennent des transports. Ils sont liés aux investissements nécessaires pour permettre aux réseaux d’accepter cette électricité diffuse et aux paramètres inconstants (lire article sur les smart grids). Il faut ajouter les surcoûts de stockage permettant de compenser l’intermittence du soleil et du vent. La CRE évalue ces surcoûts à presque 10 € /MWh.

La conclusion est sans appel. D’une part le coût moyen de production de l’électricité éolienne ou photovoltaïque (100 €/MWh) demeure plus élevé que le vrai CCE (90 €) de l’énergie nucléaire. D’autre part les tarifs réglementés actuels vont devoir intégrer progressivement les vrais coûts de production du nucléaire, et les vrais coûts de transport des énergies intermittentes. En conséquence, tant que l’énergie sera produite sur des sites éloignés des centres de consommation, les tarifs de l’électricité résidentielle sont condamnés à évoluer vers des niveaux supérieurs à 120 €/ MWh, soit 40% plus élevés que le tarif réglementé de 2013.

En attendant la chute des prix des énergies que provoquera l’internet de l’énergie et les smart buildings (lire l’article « une nouvelle révolution économique est en marche »), la transition énergétique recommande de se souvenir que l’énergie la moins chère est celle que vous ne consommez pas. Aussi n’attendez pas pour engager des actions d’efficacité énergétique.

(Sources : experts du débat sur la Transition Energétique)

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