r&c prodution énergétique centraliséee 3_comparaison technico-économique par filière _fr

8/14/2019 R&C prodution nergtique centralisee 3_comparaison technico-conomique par filire _fr

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95M I N I S T R E D E L ' C O N O M I EDES FINANCES ET DE L'INDUSTRIE

Deuxime partie Moyens de production centraliss

Nuclaire ....................................................................................................................................96I. Caractristiques techniques.................................................................................................96II. Cots.................................................................................................................................99III. Rsultats..........................................................................................................................104IV. Analyses de sensibilit......................................................................................................105

Cycle combin au gaz ................................................................................................................113I. Caractristiques techniques...............................................................................................113II. Cots...............................................................................................................................114III. Rsultats..........................................................................................................................116IV. Analyses de sensibilit......................................................................................................118

Centrales au charbon pulvris avec traitement des fumes ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ 121I. Caractristiques techniques...............................................................................................121

II. Cots...............................................................................................................................122III. Rsultats..........................................................................................................................124IV. Analyses de sensibilit......................................................................................................126

Centrales au charbon lit fluidis circulant.... ........ ........ ........ ........ ........ ........ ......... ........ ........ ..127I. Caractristiques techniques...............................................................................................127II. Cots...............................................................................................................................128III. Rsultats..........................................................................................................................129IV. Analyses de sensibilit......................................................................................................130

Turbines combustion au gaz....................................................................................................133I. Caractristiques techniques...............................................................................................133II. Cots...............................................................................................................................134III. Rsultats..........................................................................................................................136

Turbines combustion au fioul domestique............. ........ ........ ........ ........ ........ ......... ........ ........ ..139I. Caractristiques techniques...............................................................................................139II. Cots...............................................................................................................................140III. Rsultats..........................................................................................................................141


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NuclaireLa mission Charpin-Dessus-Pellat a conduit et publi en 2000, la demande du Premier

Ministre, une dtude conomique prospective de la filire lectrique nuclairehttp://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdf . Les rsultats qui en sont issus

sont prsents dans la section IV ci-dessous.

I. Caractristiques techniques

1. Installation de rfrence

Les tudes de 1993 et 1997 extrapolaient les cots du palier N4 alors en cours dedveloppement. La prsente tude sappuie sur les cots de lavant-projet dtaill du racteur European Pressurized Reactor (EPR) tels quils rsultent de la phase doptimisation conomiquedu programme. La tranche moyenne dun palier EPR est tudie lhorizon 2015112.

La puissance continue nette (PCN) lectrique utilise pour ltude est de 1 590 MW nette. Ellecorrespond une puissance thermique de 4 400 MWth. Le dimensionnement dfinitif nest pas arrtet pourrait se situer entre 4 250 MWth / 1 540 MWe et 4 500 MWth / 1 630 MWe. Ces diffrentsdimensionnements font lobjet dtudes de sensibilit. Le rendement net aux conditions ISO retenupour ltude est de 36,1%.

Une particularit de la filire nuclaire est que le cot spcifique dinvestissement (cot parkW de puissance installe) dun palier dpend troitement du programme mis en uvre (nombre detranches, rythme dengagement). Limportance des dpenses de dveloppement dun nouveau palierncessite en effet que ces dpenses soient amorties sur un nombre significatif de tranches. Par ailleurs,la commande dun certain nombre de tranches identiques permet au constructeur de rduire ses cotsde fabrication et de mieux amortir son outil industriel, ce qui conduit des conditions commerciales

plus favorables. Enfin, le rythme dengagement a un impact sur les frais de matrise duvre, uncertain nombre dtudes ntant effectues quune seule fois pour lensemble dun palier113.

Les cots de rfrence tablis en 1997 taient fonds sur un palier de 10 tranches, construites raison dune par an, et prsentaient une tude de sensibilit quatre tranches justifie par lexpriencede la dcision de limiter le palier N4 quatre racteurs prise aprs un rexamen des besoins ennouvelles installations. On retient dans cette tude la mme hypothse normative dun programme de10 tranches, le calendrier de construction de la deuxime tranche tant ajust pour permettre debnficier de deux ans de retour dexprience sur un premier exemplaire dmonstrateur ou "derfrence" au moment de la livraison de la cuve du premier d'une srie. Le faible niveau des besoins enbase avant lhorizon du remplacement du parc114, et les difficults classiques sur la premire tranchedun palier justifient cette entorse au caractre gnrique des cots de rfrence. Les cots prsents

correspondent une moyenne actualise entre un dmonstrateur construit sur un site existant, unedeuxime tranche ralise sur le mme site et des paires moyennes ralises ensuite en bord de mer ouen bord de rivire.

112 Pour disposer dune nouvelle tranche nuclaire au 1er janvier 2007, il aurait fallu dcider de sa construction en 2001, en

faisant lhypothse quun certain nombre de procdures administratives aient alors abouti : le lecteur recherchant desindications cet horizon est invit se reporter ltude de 1997 ( N4 amlior mis en service en 2005).

113 Cette logique de programmation est spcifique au nuclaire. Pour les turbines combustion et les cycles combins gaz,leffet de srie provient du march mondial beaucoup plus que dune programmation nationale. Il pourrait thoriquementen tre de mme des installations au charbon ; cependant, le cot et les dlais de construction de ces centrales rendent laralisation dune tte de srie difficile supporter financirement par les seuls constructeurs.

114 A cet horizon, les besoins seront potentiellement trs importants, le parc existant ayant t construit un rythme acclraprs le choc ptrolier pour fournir une source dlectricit moins onreuse que les centrales au fioul. Ce rythme a atteint

5 GWe/an, soit lquivalent de plus de trois racteurs EPR par an, ce qui donne une ide des besoins en renouvellementmme si la dure de vie dune partie des racteurs actuels peut tre prolonge au-del de 40 ans, ou si une partie du parc estremplac par des installations thermiques. Pour cette raison, ltude 4 tranches nest pas reconduite.
http://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdfhttp://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdf


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Le calendrier actuel est une mise en service de la tte de srie EPR en 2013, et ensuite uneconstruction de 9 tranches dont les mises en service schelonnent de 2020 2029.

2. Dure de vie

Pour les racteurs en service aujourdhui, un fonctionnement au-del de 30 annes civiles esttrs probable mais ne peut tre garanti tant que lAutorit de sret ne se sera pas prononce loccasion des troisimes visites dcennales. Pour mmoire, les scnarios retenus par la missiondtude conomique de la filire nuclaire (rapport CDP) envisageaient pour le parc actuel unemoyenne de 41 ou 45 ans, avec des dures de vie variant de 35 50 ans ; elle rappelait par ailleurs que les dispositions contenues dans les rapports dfinitifs de sret des racteurs 900 et 1 300 MWe prconisent des dures dirradiation maximale de 40 ans 80 % de la puissance nominale dans lesconditions initiales de chargement des combustibles, soit 32 ans pleine puissance. Cette prconisation ne prjuge pas du rsultat des examens priodiques ou des demandes spcifiques desautorits de sret.

LEPR est conu ds lorigine pour un fonctionnement de 60 annes civiles, dont 40 sans

ncessiter doprations de jouvence

115

. Une dure de vie nominale de 60 ans est retenue dans ltude.Pour tenir compte des risques lis aux rexamens priodiques de sret et parce que cette durecorrespond plus aux canons de l'amortissement comptable, lestimation est complte par une tude desensibilit 40 ans. Il est trs difficile aujourdhui destimer les cots de jouvence au-del de 40 ans,mais cette incertitude affecte peu le rsultat final : lutilisation de lensemble des valeurs retenues parla mission CDP pour lEPR, i.e. 400 600 MF par visite partir de la seconde visite dcennale, donnedes surcots de lordre de 0,2 /MWh.

3. Gestion du combustible

Le cycle du combustible est discut en dtail dans le paragraphe II.4 de la partie Prix descombustibles ci-dessus. Le mode de gestion du combustible a une incidence sur le cot du cycle

combustible et sur la frquence des arrts, et par consquent sur la disponibilit du racteur. Pour lepalier EPR, on retient un combustible luranium enrichi 5 % et irradi 60 GWj/t en moyenne,renouvel tous les 18 mois par une recharge mi-chemin entre tiers et quart de cur (2/7 de curremplac chaque arrt). Le plutonium issu du retraitement est recycl sous forme de combustibleMOX utilis dans les mmes conditions116. Des tudes de sensibilit sont menes dune part pour duMOX 50 GWj/t, lUOX restant 60 GWj/t, dautre part pour des combustibles UOX et MOX qui neseraient irradis qu 50 GWj/t.

LEPR permettrait techniquement des campagnes de fonctionnement de deux ans sans changerle combustible, interrompues mi-parcours par un arrt de quelques jours pour la rorganisation desassemblages dans le cur. Cette option conomiquement intressante le serait beaucoup moins silarrt intermdiaire tait tendu pour permettre des contrles pousss du racteur. Le dernier rapport

de lAutorit de sret indique clairement quelle nest pas favorable des dlais trop importants entreles inspections, aussi cette possibilit na pas t chiffre bien que lEPR permette a priori beaucoupde contrles en marche, compte tenu du quadruplement des circuits de scurit ( Des taux decombustion suprieurs se traduiront par des cycles de fonctionnement plus longs, ce qui ne doit pasamener un talement inacceptable des priodicits de contrles et dessais ou des dlais de remiseen conformit ou de modifications ncessaires pour la sret ).

115 Le cur est par exemple envelopp dun rflecteur latral de neutrons qui permet la fois de maximiser le nombre de

neutrons participant la raction de fission et de protger la cuve116 Dans les deux cas, les objectifs de taux dirradiation communiqus par lindustrie sont lgrement suprieurs la valeur

retenue par l'tude. Le calcul est donc lgrement dfavorable en termes de cot du MWh.


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4. Disponibilit

La disponibilit de lEPR estime par l'tude, pour un fonctionnement en base, est de 90,3 %,compte tenu de 2 % dindisponibilit fortuite et de 0,5 % dindisponibilit due aux essais annuels etaux dmarrages. Elle est en nette amlioration par rapport aux possibilits des racteurs actuels, lessystmes de scurit quadrupls permettant deffectuer une partie de la maintenance en marche. Lecalcul actualis sur la squence relle des arrts donne des valeurs marginalement suprieures du faitdun premier fonctionnement plus long que la dure de campagne moyenne. Les dures darrtretenues pour les visites partielles, visites gnrales de la turbine et visites dcennales comprennenttoutes des marges confortables de deux quatre semaines de prolongations pour travaux et alas ; desprolongations de campagne de 60 jours (JEPP) en moyenne permettraient dapprocher 91 %. Cetteestimation de disponibilit dpend beaucoup des pratiques lexploitant tant pour ce qui concerne lesoprations de chargement de combustible que pour les procdures de contrle et d'inspection parl'Autorit de sret.

Par comparaison, la disponibilit moyenne des centrales nuclaires dans le monde estaujourdhui de lordre de 82 %, et 10 % de ces centrales atteignent des disponibilits de 90 % 95 %

(avec dans certains cas des circuits tripls permettant une partie de la maintenance en marche). Lesdures de rechargement constates sur certaines centrales amricaines sont infrieures dune semaine celles retenues pour lEPR, des inspections organises diffremment pouvant expliquer une partie decette diffrence. Avec des conditions dexploitation comparables celles prvalant ltranger, ilserait possible dobtenir avec lEPR une disponibilit atteignant 92%.

On prend par ailleurs en compte une indisponibilit de 65% entre le couplage au rseau et lamise en service industrielle, et une indisponibilit fortuite de 20% pendant lanne qui suit la mise enservice. La disponibilit de lEPR ne dpend pas notablement de la puissance fournie : entre lapuissance retenue pour ltude et les bornes indiques plus haut, lpuisement plus ou moins rapide ducur conduit des variations de lordre de 0,2% du taux dindisponibilit pour entretien. Ladisponibilit de lEPR nest pas directement comparable celle du parc en exploitation, dune part

parce que les rechargements sont aujourdhui un peu plus frquents du fait dun taux de combustionplus faible, dautre part parce que lEPR permet dassurer une partie de la maintenance desquipements pendant son fonctionnement (certains systmes de scurit dj doubls ont tquadrupls pour cela et pour amliorer la sret).

Les disponibilits pour des dures dappel infrieures la base ont t calculesautomatiquement partir des contraintes despacement des visites dcennales et des visites gnralesturbines. Du fait de laugmentation de la part des visites longues dans lensemble des arrts, les gainspar rapport un fonctionnement en base sont faibles et, pour certaines dures, inexistants. Les modlesutiliss pour lvaluation des cots de production de lEPR ne paraissent pas fiables pour des duresdappel infrieures 6 000 heures, qui conduiraient des campagne trs longues posant des problmesde dlai entre inspections et des cots dexploitation accrus.


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II. Cots

1. Cot dinvestissement

a) Le devis de lEPR

Pour une tranche moyenne construite dans le cadre dun programme de 10 tranches, le cot deconstruction est estim 1 043 /kW, soit une baisse de lordre de 3% par rapport au chiffre retenupour le N4 en 1997, en euros courants, et 10% en euros constants.

Loptimisation mene par FRAMATOME-ANP et EDF pendant la phase davant-projetdtaill en consultation avec une trentaine de fournisseurs pressentis explique cette baisse. Elle avaitpour objectif une diminution de 15 20% du cot du MWe install, objectif atteint selon lespromoteurs du projet : la possibilit daugmenter la puissance thermique de la chaudire et par consquent la puissance

lectrique produite a t dmontre ; elle permet de bnficier dun fort effet dchelle ;

lharmonisation des approches de sret franaise et allemande a permis didentifier plusieursopportunits de simplification de la conception (concept de fuite avant rupture vitant desurdimensionner certains dispositifs de scurit, systme de dcharge deux soupapes sur la partiesecondaire des gnrateurs de vapeur contre 7 en France et 1 en Allemagne, etc.) ;

certains circuits ont t optimiss, les circuits dinjection de scurit basse pression assurant parexemple galement le refroidissement du racteur larrt ;

le diamtre de lenceinte et le volume de certains btiments priphriques ont t lgrementdiminus.

Le cot dinvestissement indiqu ci-dessus comprend 3% dalas ainsi que de nombreusesmarges calendaires, correspondant dans une logique de cots de rfrence des alas sur le cot deconstruction comparables ceux retenus pour les autres filires. Ainsi, la dure de construction dunpremier racteur devrait tre de lordre de 57 mois entre le premier bton et la mise en serviceindustrielle, les tranches suivantes devant pouvoir tre construites plus rapidement ; par prudence, unedure de construction de la tte de srie de 67 mois est retenue, ainsi qu'une dure de 57 mois pour lestranches suivantes. La prise en compte de ces alas a paru suffisante tant donn lavancement destudes sur lEPR ; une variante dcrite plus bas claire toutefois les consquences dun manque dematrise du cot dinvestissement.

Compte tenu de leffet de programme, les frais de matrise duvre sont valus pourlensemble dun palier, puis rpartis sur le nombre de tranches considres. Pour un programme de 10

tranches, on retient une valeur de 135 /kWe, soit 13% du cot de construction, ce cot tant tabli partir des donnes fournies par EDF pour un palier de 10 tranches engages annuellement et de lajoutdune somme quivalant 30% des frais de matrise duvre du dmonstrateur, pour tenir compte desbesoins de reprise dtude au moment de lengagement de la srie. Les frais de pr-exploitation, quirecouvrent notamment les cots de fonctionnement pendant la priode de qualification prcdant lamise en service, sont estims 74 /kWe partir de lexprience acquise sur les paliers antrieurs enFrance et en Allemagne.

Avec un taux dactualisation de 8%, les intrts intercalaires reprsentent alors pour un palierde 10 tranches 380 /kWe. On retient par ailleurs un ala sur le planning hauteur de 5 % delensemble des frais de matrise duvre, des intrts intercalaires et des frais de pr-exploitation.


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Le dmantlement a t estim 15% du cot complet dinvestissement, soit 249/kWe avecun taux dactualisation de 8%. Cette estimation est issue dtudes analytiques conduites sur unecentrale existante comprenant 4 tranches de 900 MWe117. Elle est ventile selon un calendrier similaire celui retenu dans le rapport CDP 118, et est incorpore au cot dinvestissement aprs actualisation la date de la mise en service. Dans ces conditions, le cot du dmantlement est pris en compte dans lecot dinvestissement hauteur de 1,2 /kWe (resp. 6,5 /kWe / 0,2 /kWe) pour un tauxdactualisation 8% (resp. 5% / 11%) et une dure de vie de 60 ans. La prise en compte ds la mise enservice dun taux dactualisation sans risque de 3% conduit un cot de dmantlement actualis lamise en service significativement plus important, de lordre de 27 /kW. Les cots de dmantlementactualiss la date de mise en service varient de 1,2 /kWe 5,5 /kWe selon que linstallation estdmantele aprs 40 ou 60 ans dexploitation, pour un taux dactualisation de 8%.

b) La matrise du cot dinvestissement

Linvestissement reprsente plus de la moiti du cot complet du MWh nuclaire, les autrescomposantes de ce cot reprsentant chacune moins de 15% du rsultat final. Il a paru ncessaire deconduire une tude de sensibilit dtaille sur ce paramtre. Le retour dexprience sur le parc enexploitation et les estimations retenues dans les tudes antrieures fournissent des points de repre :

Le rapport CDP applique un surcot de lordre de 10% au cot complet dinvestissement auxestimations issues des cots de rfrence 1997 : En ce qui concerne les filires REP,lexprience acquise en France permet den cerner avec une bonne prcision les diffrents cots.Sagissant de la filire EPR, lvaluation est un peu moins prcise, mais les incertitudes restentmineures. On a retenu les cots dinvestissement proposs par la Digec en supposant cependantun surcot de 30 % pour la tte de srie, un surcot de 20 % pour les deux racteurs suivants, unsurcot de 10 % pour le quatrime et un cot unitaire gal celui propos par la Digec pour lesracteurs suivants (dans le cas dune srie de 10 racteurs) . Ces coefficients correspondent unsurcot dinvestissement moyen de 10,2% pour un taux dactualisation de 8% et un palier de dixtranches engag annuellement.

Pour les paliers antrieurs au N4, les devis dorigine des cots de construction ont t respects

(avec des variations de 10 % - pour le P4 - + 15 % - pour le CP1 - du ralis par rapport auprvisionnel). La dure moyenne de construction, comptabilise entre lordre dexcutionchaudire et la mise en service, sest tablie 6 ans et demi, conforme galement aux estimationsprvisionnelles. Le surcot de la premire paire de tranches du palier a t en moyenne de 25% dela moyenne palier.

Le palier N4 a connu des alas de ralisation importants. Le plus lourd est venu de la dcision, encours de programme, dabandonner la ralisation du contrle-commande entirement informatisprvu initialement, qui sest traduite par un retard denviron deux ans. Des dlais supplmentairessont venus de problmes rencontrs sur les grappes de contrle, sur le groupe turbo-alternateur, surle circuit de refroidissement larrt, et surtout de la rvaluation la baisse des besoins grce une croissance modre de la demande et une bonne disponibilit des autres tranches nuclaires

( lissage de deux ans supplmentaires du programme). Ces vnements ont eu dimportantsimpacts calendaires, mais les surcots dinvestissement hors intrts intercalaires ont par contret limits (+15% sur la tte de srie hors remplacement du contrle-commande, tandis que ledevis dorigine et la dure de construction prvisionnelle entre lordre dexcution chaudire et lecouplage ont t respects pour Civaux).

117 Quelques lments sur cette tude sont disponibles dans lannexe 1 au rapport Charpin-Dessus-Pellat, pages 137 et

suivantes (http://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdf ). Ces pages montrent en particulierquune acclration du processus de dmantlement nengendrerait quun surcot de lordre de 10%, qui seraitprobablement largement compens par les effets dchelle possibles entre le dmantlement dun petit et dun grand racteur.

118 49% pour la premire phase, pendant les 6 ans qui suivent larrt dfinitif de la production, 9,6% pour la deuxime phase

pendant les quarante annes suivantes, et 32,3% pour la troisime phase, pendant dix ans. 10% dalas sont de plus rpartisuniformment sur ces trois phases. La chronologie de ces dpenses pourrait tre acclre dans la perspective dunerutilisation de certains sites.
http://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdfhttp://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdfhttp://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdfhttp://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdf


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Une analyse de sensibilit ajoutant 10% au cot total dinvestissement du palier paratadapte, notamment si le retour dexprience acquis sur un dmonstrateur limite le risque calendaire.

c) Dtail des cots dinvestissement

Au total, les cots dinvestissement retenus sont les suivants :

2001/kW Actualisation 3% Actualisation 5% Actualisation 8% Actualisation 11%

Cots de construction 1043 1043,1 1043,1 1043,1Frais de matrise duvre 134,9 134,9 134,9 134,9Intrts intercalaires 122 215,7 379,9 579,0Frais de prexploitation 74 74,3 74,3 74,3Alas sur planning 17 21,2 29,5 39,4Dmantlement 22,4 6,5 1,2 0,2Investissement total 1413 1496 1663 1871

Tableau 27 Cots dinvestissement dun palier EPR

Les "cots de rfrence de la production lectrique", dition 2003, considrent un "cotd'investissement" d'un palier EPR de 10 tranches, y compris une unit tte de srie, de 1663 euros(conditions conomiques 2001) par kW install (ou de 1283 euros par kW install, sans compter lesintrts intercalaires avec un taux dactualisation de 8 %). Dans ce cot d'investissement, le "cot deconstruction", selon la terminologie usuelle des cots de rfrence , compte pour 1043 euros parkW install. Le "cot de construction" n'incorpore pas les frais de matrise d'uvre, ni ceux de pr-exploitation, pas plus que les cots d'alas sur planning et les provisions pour dmantlement qui luisont ajouts pour tablir le "cot d'investissement".

Les "cots de rfrence de la production lectrique", dition 1997, considraient un "cot deconstruction", pour un palier N4 de 10 tranches, de 7040 FF (conditions conomiques 1995) par kWinstall, soit ramen en euros constants, suprieur de 10 % celui considr pour un palier EPR dansle cadre des "cots de rfrence" 2003. En regard, en raison de la puissance lectrique nette accrue del'EPR -1590 MWe contre 1450 MWe pour le N4 - pour un mme nombre d'units, le palier EPR offre10 % de kW installs de plus qu'un palier N4. Les cots considrs en 2003 s'avrent donc en bonnecohrence avec ceux considrs en 1997.

La comparaison de ces cots avec ceux de ralisations relativement rcentes hors de France(on pense la Chine) souffrirait du manque d'accs des donnes (cots, nature et primtre desactivits considres) accessibles de faon fiable auprs des exploitants de ces centrales situes loin del'hexagone. En supposant mme que de telles donnes fussent accessibles, la comparaison, pouracqurir du sens, ncessiterait que soient pess des effets multiples, causes d'carts important sur lecot du kW install : effet du niveau de puissance unitaire des tranches (effet de taille) ; effet du

nombre de tranches identiques (effet de srie) ; cots d'amnagement de sites nouveaux dans desrgions souvent peu quipes ; effets de l'loignement gographique : cots de transports de matrielset d'expatriation des quipes sur site ; charges lies aux "localisations" exiges par l'lectricien ou sestutelles, concernant des activits de montage sur site et d'ingnierie, ou des fabrications, le toutaccompagn de transferts obligs de technologie et de cots de formation et acquisition decomptences. Viendraient s' y ajouter des effets dus aux taux de change entre monnaies locales etmonnaies fortes parit de pouvoir d'achat, et la combinaison de dpenses locales avec l'acquisitionde biens et services imports pays en devises fortes. Il faudrait aussi tenir compte du faitqu'usuellement, ces exploitants intgrent le cot du premier cur du racteur (uranium,enrichissement, fabrication des assemblages de combustible) dans le cot d'investissement de lacentrale, alors que la mthodologie cots de rfrence l'incorpore dans le cot du cycle ducombustible. En outre, pour ce qui est de constructions venir, seuls sont avancs, par les

responsables de ces pays, des objectifs budgtaires, sans dfinition de primtre de prestations, pour


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porter le message politique que le cot du kWh nuclaire sera parit avec le cot du kWh fossile (enl'occurrence le charbon pour la Chine).

Pour des ralisations futures, destines renouveler l'outil franais de production d'lectricit,avec des units qui puissent tre oprationnelles partir de 2020, aprs acquisition d'un retourd'exprience de construction et d'exploitation suffisant sur une tte de srie, l'exprience d'EDF, qui aralis et exploite 58 racteurs sur 19 sites en France et qui est, de surcrot, partie prenante au projetEPR depuis l'origine, donne la meilleure garantie d'une estimation fiable des cots dans le contextefranais.

2. Charges dexploitation

Les dpenses directes dexploitation du palier EPR ont t estimes partir du retourdexprience des paliers antrieurs119. Le passage des racteurs 1300 MW et N4 lEPR procure ungain li leffet de taille, qui a t pris en compte avec prudence. Dans ces conditions, on aboutit desdpenses directes dexploitation de 29,2 /kW (cots fixes) + 0,61 /MWh (cots proportionnels),

hors taxes mais y compris les cots dassurance rvalus plus haut (cf. Cots la charge des tatspage 84), auxquelles il faut ajouter 5,9/kW de charges centrales dexploitation et 15,8/kW de taxes.Cette estimation intgre un poste de maintenance exceptionnelle (dpenses gnriques et alas). Lestaxes et redevances sont estimes 15,8 /kW/an , soit 2 /MWh pour un fonctionnement en base.Comme pour les autres filires, on prend en compte des frais gnraux estims 0,75 /MWh.

Au total les cots sont donc de la forme 50,9 /kW + 0,61 /MWh pour un fonctionnement enbase.

Y sont ajouts, dans le cas du nuclaire, les frais de R&D non inclus dans les cotsdexploitation, hauteur de 0,6 /MWh. Ces frais correspondent la seule R&D supporte par leproducteur, la R&D publique tant prise en compte parmi les externalits.

Enfin, on a tenu compte, comme la mission dvaluation conomique de la filire nuclaire,dun cot de post-exploitation de 150 /kW tal sur trois ans. Ce cot, qui se traduit par uneaugmentation extrmement faible du rsultat actualis, avait t nglig dans les tudes prcdentes.

3. Charges de combustible

Les tapes du cycle du combustible nuclaire et les hypothses de cots correspondantes sontdcrites dans la section relative aux prix des combustibles (Premire partie, paragraphe II.5 page 44).Avec la gestion de combustible et les cots unitaires retenus, on obtient pour un taux dactualisationde 8% un cot actualis de combustible de 4,4 /MWh en moyenne sur la dure de vie, pour unfonctionnement en base. La figure ci-dessous fournit une dcomposition de ce cot.

La faiblesse de certains postes sexplique par la modicit des cots unitaires (conversion,transport, entreposage), ou par leffet de lactualisation qui limite linfluence des cots de stockage(mme avec des cots actualiss un taux sans risque partir de la date de fabrication des dchets, lapart du stockage dans le cot de combustible nexcde pas 5%).

119 Lvaluation des cots dexploitation retenue par la mission CDP, plus leve, agrge les cots dexploitation des

racteurs 900 MWe et 1300 MWe dEDF. Le cot dexploitation tant relativement indpendant de la taille du racteur, ladiffrence est notable. Lvaluation retenue ici est cohrente avec les cots dexploitation dun racteur 1300 MW.


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Cot Unat

Cot conversion

Cot enrichissement

Cot fabricationCot transport

Cot entreposage CI

Cot retraitement

Cot entreposage verres

Cot stockage

Figure 34 Dcomposition du cot du combustible nuclaire (actualisation 8%)

4. Cots externes

La plupart des tudes attribuent des missions de CO2, SO2 et NOx pratiquement ngligeablesau nuclaire. Elles sont principalement dues la phase de construction, et sont dautant plus faiblesque le bouquet nergtique utilis pour fournir llectricit au chantier est pauvre en centralesthermiques classiques.

Comme indiqu au paragraphe VIII de la partie Externalits ci-dessus, les principaux impactsenvironnementaux du cycle du combustible nuclaire sont dune part ceux lis aux cots externes dela filire de production en fonctionnement normal, valus 0,1 /MWh sils sont actualiss 3% et 2,5 /MWh sans actualisation, et dautre part ceux dun accident nuclaire majeur, valus entre 0,01et 0,46 /MWh120 selon la gravit de laccident. Par ailleurs, il convient de retenir les cots de

recherche et dveloppement qui ne sont pas supports par le producteur.

Au total, les cots externes de la production nuclaire seraient compris dans une fourchetteallant de 0,86 /MWh 4,4 /MWh. La filire nuclaire induit aussi des effets positifs en matiredemploi (directs pour la construction, la maintenance, et indirects en contribuant vivifier un bassindemploi), de balance des paiements (moindres importations de matires premires fossiles) et descurit dapprovisionnement, avec en particulier une production dlectricit dont les cots fluctuentpeu. Ces effets nont pas t quantifis.

120 Pour mmoire, ces chiffres seraient 20 fois plus faibles sans la prise en compte dun coefficient daversion au risque

nuclaire, et ils ont t tablis pour des technologies des annes 1990 alors que la probabilit de fusion du cur dun EPRsera un ordre de grandeur infrieure. La limitation des effets produits par une fusion du cur (notamment le confinementdes assemblages fondus : corium) est par ailleurs prise en compte la conception, ce qui devrait rduire fortement le risquede rejets radioactifs en une telle hypothse.


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III. Rsultats

5. Cot de production en base

Le rsultat mdian pour 2015 est un cot de production en base de 28,4 /MWh TTCenoptique entreprise. La dcomposition du cot de production en base dun EPR est prsente ci-dessous. Il passe respectivement 21,7 /MWh et 37,0 /MWh avec des taux dactualisation de 5% et11%.

58%18%

15%

2% 7% Investissement

Exploitation

Combustible

R&D exploitant

Taxes

Figure 35 Dcomposition du cot de production du nuclaire en base (actualisation 8%)

Linvestissement est de trs loin la composante la plus importante du cot de productionnuclaire. Lexploitation reprsente un cot trois fois infrieur, malgr les charges centrales de0,75 /MWh forfaitaires qui y figurent, et le combustible est comme le montre la figure de la pageprcdente constitu de sous-postes individuellement peu consquents. Dans ce contexte, le travail surles cots de rfrence du nuclaire a t orient vers la ralisation dtudes de sensibilit. La mise en

uvre de systmes dactualisation diffrencis permettant de ne pas perdre de vue les dpenses delong terme a galement t examine plus bas.

6. Cot de production en fonction de la dure dappel

Si les racteurs taient utiliss pour des dures dappel courtes, il conviendrait dtre trs prudent surlventuel allongement de dure de vie en terme danne civile du racteur qui pourrait en dcouler, etsur lequel on dispose de peu dinformation, bton en particulier. Le calcul ralis ici est conservateuret limite la dure de vie 60 ans dans tous les cas.


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Tableau 28 Cot de production d'un palier EPR en fonction de la dure dappel

III. Analyses de sensibilit

1. Principaux paramtres

Rfrence : cot complet actualis 8% VariationImpact sur le cot de

production (/MWh)Dure de vie conomique +/- 10 ans -0,10 / + 0,19Cot dinvestissement +/- 10% +/- 1,63Nombre de tranches (palier de ref. 10) +/- 4 -0,18 / + 0,31Effet dchelle 1540 MWe / 1630 MWe +0,51 / -0,75Taux de combustion 50 GWj/t ~ 0,4121

Disponibilit +/- 1 point +/- 0,2Rendement +/- 3 % (soit 1 point) +/- 0,16Uranium naturel + 100 % / - 50% (10/40$/lb) + 1,42 / - 0,7Enrichissement + 25 /UTS + 0,5Retraitement +/- 25% + 0,11 / -0,07Stockage *2 + 0,02

Tableau 29 Etudes de sensibilit menes propos dun palier nuclaire

Ce tableau confirme limportance de linvestissement dans le cot complet du MWh, puisqueseuls les paramtres qui ont une influence sur le nombre de MWh permettant de lamortir conduisent des variations de cot notables, par exemple le nombre de tranches dune srie ou la disponibilit delinstallation. Le taux dactualisation retenu a un impact majeur sur la comptitivit des racteursnuclaires. Par contre, avec un taux dactualisation lev, limpact dun allongement ou dunraccourcissement de la dure de vie est pratiquement nul, de mme que le poids du stockage dans lersultat final.

121 Ce chiffre peut varier en fonction des hypothses prises sur les taux denrichissement et les modes de gestion retenus..

d_appel

5000 h 6000 h 7000 h 8000 h 8760 hactu dollar TTC HT TTC HT TTC HT TTC HT TTC HTactu 3% dollar 0,8 /$ 26,3 22,9 23,0 20,1 20,6 18,1 18,8 16,7 17,8 15,8

dollar 1 /$ 26,9 23,5 23,6 20,7 21,1 18,7 19,4 17,2 18,3 16,3dollar 1,2 /$ 27,5 24,0 24,1 21,3 21,7 19,2 19,9 17,7 18,8 16,8

actu 5% dollar 0,8 /$ 32,0 28,6 27,8 24,9 24,7 22,3 22,5 20,3 21,1 19,1dollar 1 /$ 32,7 29,3 28,4 25,5 25,3 22,9 23,1 20,9 21,7 19,7dollar 1,2 /$ 33,3 29,9 29,0 26,1 25,9 23,5 23,7 21,5 22,3 20,3

actu 8% dollar 0,8 /$ 43,4 40,0 37,2 34,4 33,0 30,5 29,8 27,6 27,8 25,8dollar 1 /$ 44,1 40,7 37,9 35,1 33,7 31,2 30,4 28,2 28,4 26,4dollar 1,2 /$ 44,8 41,4 38,6 35,7 34,3 31,9 31,1 28,9 29,1 27,1

actu 11% dollar 0,8 /$ 57,7 54,4 49,3 46,5 43,5 41,1 39,1 36,9 36,3 34,3

dollar 1 /$ 58,5 55,2 50,0 47,2 44,2 41,8 39,8 37,6 37,0 35,0dollar 1,2 /$ 59,3 56,0 50,8 48,0 45,0 42,5 40,5 38,3 37,8 35,8


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2. Ralisation reporte de la tte de srie, nombre de tranches

Compte tenu de la relative jeunesse du parc nuclaire franais, des projections de demandedisponibles, et de la volont de dvelopper les nergies renouvelables, les premiers besoins importantsen nouveaux moyens de base ne devraient pas tre ressentis avant lhorizon 2015-2020. Cependant, lespremires tranches 900 MWe ont t construites trs rapidement dans les annes 1980 et on peutsattendre, cet horizon, des dclassements atteignant 2 000 3000 MWe/an.

La ralisation dun dmonstrateur EPR permettrait de diminuer le risque de ne pas disposer aumoment voulu dun racteur prouv permettant de remplacer au moins une partie de ces installations.Cest lhypothse fondant les calculs ci-dessus. Au cas o cette ralisation ne se concrtiserait pas, lamise en service de la tte de srie seulement un an avant les autres tranches conduirait un cotdinvestissement moindre du fait de lactualisation, diminution quil faudrait toutefois mettre en regarddun accroissement des risques calendaires et techniques affectant lensemble du palier.

La limitation du palier EPR seulement six tranches conduit un renchrissement de lordrede 3% du kWh produit. A contrario, lallongement de la srie 14 racteurs ne fait dcrotre le cot

complet du kWh produit que de 1 % : les principales conomies dchelles attendre de laprogrammation nuclaire sont accessibles ds que le palier comporte une dizaine de tranches.

Le calendrier actuel correspond une mise en service de la tte de srie EPR en 2013, etensuite une construction de 9 tranches dont les mises en service schelonnent de 2020 2029.

3. Effet du taux dactualisation sur les dpenses lointaines

Lutilisation dun taux dactualisation non nul rduit dautant les dpenses quelles sont

loignes de la date dactualisation, ici la mise en service industrielle. Pour pallier cet inconvnient, enparticulier pour des dpenses lointaines, on peut souhaiter introduire, soit des taux diffrencies pourles diffrentes dpenses (logique de provision), selon quelles interviennent plus ou moins loin, soitintroduire une rupture dans les taux dactualisation partir dune certaine date (logique CDP, varianteCDP et Galley-Bataille).

Mthode Cot derfrence

Taux courtterme

Taux longterme

Nouveaucot

Variation

Charpin-Dessus-Pellat 23,3 6% 3% /c 2030 20,3 -3Variante CDP 23,3 6% 3% /c 2050 22,8 -0,5Galley-Bataille 21,4 5% 0,5% /c arrt 21,4 +0,05Logique de provision 28,4 8% 3% immdiat122 28,5 +0,01

Tableau 30 Effet d'un taux d'actualisation long terme sur le cot de production du nuclaire

Les mthodes introduisant une rupture dans les taux dactualisation aprs un certaine datesuscitent des questions concernant le choix de la date de rupture, et la signification conomique decette rupture.

Un calcul faisant intervenir des taux diffrencis ds la cration de la charge future est proposen variante. Sil nest probablement pas parfaitement orthodoxe dun point de vue conomique, il

122 Lide est de simuler une provision 3%, cest--dire un taux correspondant un placement sans risque, ds que la

dpense lointaine devient inluctable : la date de chargement du racteur, pour les dpenses de dmantlement, et ladate de production de llectricit pour les dpenses de retraitement et de stockage des dchets issus du cycle ducombustible.


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reflte bien une logique de provision rmunre un taux sans risque et permet de mieux prendre encompte laval du cycle que les autres mthodes exposes.

IV. Ltude conomique prospective de la filire lectriquenuclaire (Charpin-Dessus-Pellat)

Trois personnalits123 ont t missionnes par le Premier Ministre, en mai 1999, pour tudier les donnes conomiques de lensemble de la filire nuclaire, notamment laval du cycle ducombustible nuclaire, y compris le retraitement. Cette tude [devait tenir] compte des diffrenteshypothses contenues dans le rapport du Plan nergie 2010-2020 et de la conjonctureinternationale. Les comparaisons conomiques [devaient tre] effectues dans cette perspective auregard des cots complets des autres nergies, en y incluant les cots environnementaux externes.Cette tude [devait intgrer] les diffrents scnarios dvolutions possibles jusqu un horizon qui permette de prendre en compte les cots long terme de laval de la filire . La priode tudiestendait de 1977 2050, pour la production nuclaire proprement dite, les cots de laval du cycletant pris en compte bien au-del de ces dates (le temps de refroidissement retenu pour lescombustibles MOX tait par exemple de 150 ans). Le tableau ci-contre prsente les donnes retenuesdans ce rapport face celles utilises dans les cots de rfrence.

123 Jean-Michel Charpin, Commissaire au Plan, Benjamin Dessus, directeur du programme ECODEV au CNRS, Ren Pellat,

Haut-Commissaire lnergie atomique.
http://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdfhttp://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdfhttp://www.industrie.gouv.fr/energie/nucleair/pdf/rapport-charpin.pdf


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Donne outape du cycle du combustible

Valeur CDP Valeur Cots derfrence

Elmentscalendaires

Commentaires analyse dventuels carts

Dure de construction 66 mois1re 67 mois,srie 57 mois

- La dure de construction retenue par la mission correspond au N4 amlior de ltude Cots de rfrence 1997

Puissance et nombre de tranches ~30*1495 MWe 10*1590 MWe - Rendement et dure de vie identiques (~36% et 60 ans)Cot de construction EPR 1220 01/kW 1043 /kW - Hors surcots CDP 4 premires tranches (+30%, 20%, 20%, 10%)Frais de matrise duvre 125 /kW 135 /kW - ~10 /kW retenus pour reprise dtudes sur n2 aprs n1 avancFrais de pr-exploitation 89 /kW 74 /kW - CDP identique cots N4 amlior des Cots de rfrence 97

Intrts intercalaires Est. 366 /kW 380 /kWCDP : chancierDIGEC 97 utilis

Les intrts intercalaires des Cots de rfrence 2003 sont affects par lecot du dmonstrateur mis en service 5 ans avant la srie.

Alas sur planning 38 /kW 29 /kW Valeur standardise dans notre tude (do ltude de sensibilit)Investissement

Dmantlement 15% CI Idem Lchancier CDP a t utilis pour les Cots de rfrence 2003Cot de luranium naturel 21,6 $01/lb 20 $/lb 2 ans avant charg Valeur CDP : moyenne actualise 8% sur 2015-2075

Conversion 5,9 01/kg 6 /kg 22 mois avt char.Enrichissement 104 01/UTS 85 01/UTS 18 mois avt char. Ces valeurs sont les bornes des plages de prix actuellesFabrication du combustible UOX 269 01/kg 270 01/kg 12 mois avt char.

Amontcycle

combustible

Fabrication du combustible MOX 6000 F/kg Ajust sur UOX 2 ans aprs traitt.Valeur CDP plus basse que Cots de rfrence, cependant lcart estinfrieur celui, dans lautre sens, sur le retraitement.

Exploitation fixe 39,9 01/kWe 50,9 01/kWe Voir paragraphe sur lanalyse de ces cartsExploitation proportionnelle 0,76 01/MWh 0,61 01/MWh Cette donne na pas fait lobjet dun examen dtaillTaux de combustion UOX 64 GWj/t 60 GWj/t Cf. p. 116 du rapport donnes voisinesTaux de combustion MOX 55 GWj/t 60 GWj/t Idem ; parit MOX / UOX pour Cots de rfrence + sensib.

Gestion du cur UOX 1/5me ou 1/6me ?2/7me de cur

(entre 1/3 et 1/4)

Gestion Cots de rfrence intermdiaire entre tiers et quart de curretenue, les gestions de cur proposes dans le rapport annex au rapportCDP paraissant peu conomiques (p. 46 anx. 2)

Exploitationetgestion

ducur

Gestion du cur MOXjusqu 50% ducur en MOX

Evaluation 30% ducur MOX

MOX fabriqu 2ans aprs retraitt

Information utile pour valuer un ventuel surcot du combustible MOX sila parit MOX nest pas atteinte (impact limit / actualis.)

Transport du combustible us ? 30 /kg 3 ans aprs dch.

Cot de stockage direct (MF/assem.)UOX 1,8 MFMOX 7,8 MF

Idem refroidi 50 ans,refroidi 150 ans

Grandes incertitudes (Chiffres internationaux selon CDP : 0,1 M$/t 0,46M$/t).

Retraitement des combustibles450 /kg +invt etdmantlement

450 /kg Barycentre dp. 9ans aprs dch.

Une valeur de 638 /kg semble avoir t utilise par la mission. Le cotcomplet de lusine actuelle serait de 1200 1500 /kg retrait.

Volume de dchets (m3/tML) 0,17 B + 0,11 C 0,18 B + 0,20 CStockage des dchets B 0,46 MF/m3B 0,18* M/m3B Dech + 30 ans

Avaldu

cycledu

combu

stible

Stockage des dchets C (verres) 4,45 MF/m3C 0,93* M/m3B Dech +30 ans

Les volumes de dchet CDP sont les volumes envisags indiqus page354 de lannexe 1 (rapport sur le parc actuel). Donnes stockage CDP ycompris transport et conteneurage.*Cette rpartition est thorique, et dpend des hypothses retenues derpartition des frais fixes entre dchets B et C

Tableau 31 Confrontation des donnes CDP et des hypothses Cots de rfrence pour lEPR


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1. Convergences et carts

Contrairement ce que les dbats ayant eu lieu en 2000 autour des rsultats de ltude CDPpourraient laisser penser, les carts semblent peu nombreux au niveau des hypothses. Le choix, dansltude CDP, de prsenter les diffrentes dpenses du cycle du combustible sans les actualiser,rduisait la part de linvestissement 25% du cot total ; on arrive mme un rsultat un peu plusfaible partir des hypothses Cots de rfrence, mais la valeur de lordre de 15 /MWh obtenue naque peu dintrt pour lanalyse de la comptitivit des diffrentes filires (elle rsulte dunevalorisation excessive, dun point de vue conomique, de recettes trs lointaines, et ne saurait trecompare au cot de production dautres filires). Pour mmoire, lensemble des scnarios dedpenses tablis ainsi taient actualiss dans un chapitre ultrieur, et lapproche conomique globalede la mission tait in fine proche de la ntre. Dans la suite de cette section, sauf mention contraire,toutes les donnes discutes sont actualises.

Le tableau prcdent permet didentifier trois sources dcart : le cot dinvestissement, lecot dexploitation et le cot de retraitement. Intressons-nous ces trois paramtres. Signalons quau

contraire des convergences apparaissent trs souvent : taux de combustion retenir, rendement, durede vie, cot de dmantlement dont lchancier Cot de rfrence a t repris directement durapport CDP , enrichissement, fabrication, stockage (lgrement plus coteux que dans le rapportCDP), pour ne citer que les principaux paramtres.

a) Le cot dinvestissement

Les cots retenus par la mission Charpin-Dessus-Pellat ont t dtermins comme suit : Sagissant de la filire EPR, lvaluation est un peu moins prcise, mais les incertitudes restentmineures. On a retenu les cots dinvestissement proposs par la Digec en supposant cependant unsurcot de 30 % pour la tte de srie, un surcot de 20 % pour les deux racteurs suivants, un surcotde 10 % pour le quatrime et un cot unitaire gal celui propos par la Digec pour les racteurssuivants (dans le cas dune srie de 10 racteurs) . Ltude Cots de rfrence 1997 retenait pourlEPR un surcot de construction probable de 10% par rapport un racteur N4, [ qui] pourraittre partiellement compens par un accroissement de la puissance grce un meilleur rendement de lapartie conventionnelle.

Lanalyse des donnes dtailles utilises par la mission montre que le surcot retenu parrapport au N4 tait de 7% (le gain de 3% par rapport aux 10% DIGEC correspondant probablement laccroissement de puissance du racteur de 1450 MWe 1495 MWe). Par comparaison, leconstructeur et lexploitant indiquent un gain de 10%, en euros constants, des cots dinvestissementau kW install de lEPR par rapport au N4. Le cot de construction retenu par le rapport CDP pour lestranches de srie est de 7672 F97, soit 1220 01/kW, et le cot complet dinvestissement hors intrtsintercalaires et dmantlement ressort 9247 F97/kW (1475 01/kW). Lcart par rapport aux

rsultats prsents plus haut est de 15%, 6% pouvant sexpliquer par un effet dchelle (1590 MWecontre 1495 MWe CDP) et le reste rsultant de la phase doptimisation conomique de lEPR conduiteces dernires annes.

Le surcot retenu par le rapport CDP pour les quatre premires tranches (+30 %, +20 %,+20 %, + 10%) ajoute de lordre de 10% linvestissement hors intrts intercalaires (10,2% pour unesrie de dix tranches engages annuellement, avec un taux dactualisation de 8%). Leffet de cetteaugmentation a d tre moindre dans les scnarios retenus par ltude CDP, puisque tous ceuxenvisageant la construction de racteurs EPR prvoyaient une puissance quivalente au moins 25tranches (figure ci-contre, un des scnarios de dveloppement du parc propos par ltude CDP,lintroduction de racteurs haut rendement de type 1 limitant la quantit de racteurs EPRconstruits). En valeur non actualise, le surcot des premires tranches, rparti sur 30 racteurs, serait

de lordre de 2,6 %. Dans un souci de simplification, on retient la valeur de 10,2 % indique enpremier lieu.


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Figure 36 Un des scnarios CDP de remplacement du parc nuclaire

En calculant les intrts intercalaires de lEPR version CDP avec lchancier utilis en 1997pour le N4 amlior, une dure de vie de 60 ans et un taux dactualisation de 8%, on obtient un cotdinvestissement complet de 1840 01/kW, qui passe 2027 01/kW avec le surcot de 10,2%, comparer aux 1663 01/kW tablis dans notre tude : le surcot de la version CDP par rapport laversion 2003 est de 22 %.

Pour rsumer, la diffrence entre les cots dinvestissement retenus par la missiondtude conomique prospective de la filire conomique nuclaire et ceux prsents plus hautvient essentiellement du cot de construction, les autres lments du cot dinvestissement tant

comparables ; elle sexplique pour environ 5 % par un effet dchelle, pour 7 % par dautresgains identifis pendant la phase doptimisation conomique du racteur, et pour 10 % par lesmarges pour alas confortables affectant dans les calculs de la mission les quatre premiers EPR.

Pour mmoire, le rapport CDP propose galement des cots de jouvence survenant chaquevisite dcennale, la premire VD excepte. Selon le constructeur, aucune dpense de jouvence neserait ncessaire avant 40 ans dexploitation ; les cots indiqus par le rapport reprsentent seulement0,3 /MWh (environ 1% du cot de production actualis), et les cots dexploitation retenuscomprennent un poste pour grosses rparations, aussi la question na pas t analyse plus en dtail.

b) Cot dexploitation

Le rapport CDP indique, pages 175 et 176, des chiffres en forte volution entre le parc actuel(cot dexploitation 380 F/kW + 0,5 cF/kWh voluant en fin de vie jusqu 280 F/kWe + 0,5 cF/kWh)et lEPR (cot fixe voluant de 280 F/kWe 190 F/kWe entre lapparition des premiers racteurs et2050). Il prcise que ces cots sont analyss partir de la situation actuelle, telle quelle ressort descomptes dexploitation nuclaire dEDF et de perspectives de progrs qui prennent en particulier encompte des gains de productivit et une gestion des tranches sur la base de campagnes de production plus longue entre deux dchargements de combustibles. Une note ajoute que la valeur de 190 francs retenue par la Digec dans les cots de rfrence ds 2020 ou 2025 conduit une rductionconsidrable des frais dexploitation des tranches EPR par rapport aux REP existants. Nous lavonsretenue en fin de priode. Enfin, une seconde note fait remarquer que les cots dexploitation retenuspour lEPR sont plus de 30% infrieurs ceux constats en 1998 sur le parc existant.

Deux problmes distincts expliquent probablement ces carts. Comme indiqu en dbutdtude, les Cots de rfrence 1997 taient tablis sans prendre en compte les taxes (taxe


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professionnelle, taxe foncire, redevances diverses) que nous estimons, dans le cas de lEPR, 15,8 /kW/an : environ 100 F/kW/an, soit pratiquement les 30% indiqus linstant. A la diffrencedes Cots de rfrence, les comptes dEDF comprennent naturellement ces charges, ce qui expliqueles difficults quont eu les rapporteurs de la mission concilier leurs informations. Une erreurdinterprtation similaire, quoi que bien moins significative, a probablement influenc leurs calculs surles cots dassurance (cf. paragraphe Cots la charge des tats page 84). Un deuxime problmedvaluation, qui va dans le mme sens, est lutilisation dun cot dexploitation par kWe calcul surlensemble du parc, alors que les effets dchelle jouent plein (un racteur de 900 MWe nest passignificativement plus cher exploiter quun racteur de 1300 MWe).

Ces remarques expliquent que le cot dexploitation fixe retenu par la mission CDP pourlEPR (250 F97/kWe/an, soit 39,901/kWe/an) soit assez nettement infrieur celui envisag ici(50,9 /kWe/an (contenant les 0,5 /kW/an dassurance) dtaill au II.2. Lcart correspond 1,5 /MWh pour un fonctionnement en base, et compense une petite moiti des surcotsdinvestissement voqus plus haut. Cette erreur na pas altr les rsultats de ltude CDP dans lamesure o tous les moyens de production taient affects de la mme manire par loubli de ces taxes ;tout au plus pourrait-on considrer que les moyens au gaz, faiblement impacts par la taxe

professionnelle, ont t lgrement dfavoriss.

Par ailleurs, on doit mettre au crdit de la mission la prise en compte de frais de post-exploitation, frais qui avaient t ngligs dans les tudes Cots de rfrence antrieures du fait de leurpoids trs faible dans les calculs actualiss. Les valeurs proposes ont t reprises et par la DIDEME etpar EDF dans leurs calculs respectifs.

c) Cot de retraitement

Divers aspects du retraitement-recyclage sont prsents dans le rapport CDP (cf. notammentlencadr sur les avantages respectifs du retraitement et du stockage direct) et dans notre tude (cf.p. 48Retraitement et recyclage du combustible us).

Les cots complets quil est possible de reconstituer pour le retraitement partir desinformations du rapport CDP sont particulirement levs (870 /kg 1500 /kg selon le tauxdactualisation) au regard des informations fournies par les participants notre tude (450 /kg +/- 25%). Ils refltent lconomie dinstallations mettant en uvre une technologie ancienne.


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Cycle combin au gazLes cycles combins au gaz sont devenus en quelques annes la principale technique de

production mise en uvre dans les nouvelles centrales ralises ltranger. Plusieurs projets ont ttudis en France par des producteurs indpendants ou de nouveaux entrants sur le march de

llectricit, mais peu sont en passe de se concrtiser cause des prix trop faibles de llectricit.


1. Installations de rfrence

Linstallation de rfrence considre pour 2007 est constitue de deux lignes de 400 MW,chacune comportant une turbine combustion, une turbine vapeur et un alternateur monts sur unaxe unique. Elle est suppose situe sur un site de production existant disposant dun poste hautetension. La puissance continue nette de 800 MW retenue tient compte dune diminution moyenne de3 % de la puissance du cycle combin sur la dure de vie de linstallation par rapport ses

caractristiques nominales. Le rendement net sur PCI aux conditions ISO (15C) de linstallation estde 57,1%, compte tenu dun abattement de 1,5% par rapport aux caractristiques constructeur (58%).

Linstallation considre pour 2015 prsente une PCN de 900 MW, associe un rendementde 59,1% net sur PCI dtermin dans les mmes conditions. Les cycles combins de cette classe sontaujourdhui ltat de projet ou de tte de srie, et ne pourront tre commands que dans plusieursannes, aussi convient-il de prendre avec prcaution leurs caractristiques de prix et de performances.

2. Dure de vie

La dure de vie des cycles combins actuels devrait tre de lordre de 25 ans. La mme dure at retenue pour les installations mises en service en 2015. Une fois les rendements de lordre de 60%

atteints commercialement, la marge de progression de la filire sera rduite et les cycles combinsanciens pourraient rester comptitif face de nouvelles units moyennant quelques dpenses de jouvence. Du fait de la faiblesse de la part des investissements dans le cot complet de production,cette alternative na pas dinfluence dterminante sur les rsultats actualiss la mise en service et napas fait lobjet dun chiffrage prcis. De plus, compte tenu de la technicit toujours plus grande desmatriaux employs, les incertitudes sur les cots de maintenance des installations en fin de vie sontimportantes.

3. Disponibilit

Les disponibilits retenues pour 2007 et 2015 sont indiques ci-dessous. Elles sont fondes,pour 2007, sur des hypothses prudentes quant lespacement des oprations de maintenance, et pour

2015 sur des hypothses cohrentes avec les objectifs des constructeurs.

Tableau 32 Hypothses de disponibilit pour les cycles combins (msi 2007 et 2015)

Lindisponibilit fortuite pendant les deux mois entre le couplage et la mise en serviceindustrielle est dans les deux cas de 50% ; elle descend 10% pendant la premire annedexploitation. Pendant ces quatorze mois, aucune indisponibilit pour entretien nest retenue.

Dure dappel 2000h 3000h 3624h 4000h 5000h 6000h 7000h 8760hTaux dentretien 2007 2,2% 2,7% 2,9% 3,1% 3,6% 4,1% 4,5% 5%

Indisponibilitfortuite

Taux de disponibilit 2007 94,9% 94,4% 94,3% 94,0% 93,5% 93,1% 92,6% 92,2%Taux dentretien 2015 1,4% 1,7% 1,8% 2% 2,3% 2,6% 2,9% 3,2%Taux de disponibilit 2015 96,6% 96,3% 96,2% 96,0% 95,7% 95,5% 95,2% 94,9%

2007 3%2015 2%


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II. Cots

1. Cots dinvestissement

Le cot de construction est estim 453 $/kW124. Il est suppos stable jusquen 2015, le cot

des amliorations techniques des installations devant largement compenser les gains de productivitraliss dans ce dlai. Ce cot cl en main comprend lensemble des modules du cycle combin, lasource froide, ainsi que le raccordement aux rseaux lectrique et gazier y compris le poste delivraison et de comptage du gaz . Il est valu en prenant en compte 5% dalas sur la construction etune perte de puissance sur la dure de vie de 3% en moyenne par rapport la puissance constructeur.Sont par contre exclus de cette estimation le cot de ralisation dun nouveau poste lectrique pour leraccordement au rseau de grand transport lectrique, le site tant suppos dj disposer dun tel accs,le cot dun compresseur125, lacquisition de pices de rechange au-del du lot initial126, et laralisation dateliers ou de btiments supplmentaires.

On modlise la part des cots libells en dollars dans linvestissement en rvaluant enfonction du cours du dollar le cot de construction nu, tandis que les frais de matrise duvre, les

intrts intercalaires, les frais de prexploitation et les alas sur le planning sont calculs sur la basedun euro pour un dollar.

Les frais de matrise douvrage et de matrise duvre sont estims 8 % du cot deconstruction. Ils peuvent varier en fonction de ltendue des travaux dingnierie confis auconstructeur. La dure de construction retenue est de 26 mois pour une mise en service en 2007, et de30 mois pour 2015 pour tenir compte de la plus grande complexit de la machine installe. Certainscycles combins ont t mis en service en 24 mois ; la dure de construction est contrainte par lescapacits de production des constructeurs de turbines, quand le march est tendu, et par les dlais defabrication des turbines vapeur.

Les cots de rfrence ne prennent pas en compte les effets dune ventuelle tension sur lemarch des turbines, aussi aucun versement de prime de rservation nest retenu dans cet chancier.Les frais de prexploitation sont estims 10 /kW. On retient un ala sur le planning reprsentant 5%du total des frais de matrise duvre, des frais de prexploitation et des intrts intercalaires. Enfin,les cots de dmantlement de linstallation sont supposs couverts par la valeur rsiduelle delinstallation aprs 25 ans de vie (linstallation garde quelques annes une valeur en pointe ou ensecours).

124 Le march des cycles combins est mondial, et les prix sy libellent en dollars. Nanmoins les variations de certains

lments du contrat peuvent tre notables en fonction du site, quil sagisse des cots de construction ou des cotsdacheminement des modules du cycle combin.

125 Un compresseur peut savrer ncessaire pour garantir la disponibilit de gaz une pression suffisante, notamment enpointe. Ce besoin peut tre identifi par le gestionnaire du rseau de gaz.

126 Les pices de rechange sont en gnral fournies dans le cadre dun contrat de maintenance long terme pass avec leconstructeur. Lacquisition de pices importantes permettant de rgler rapidement des incidents graves et rares pourrait tre

envisage (rotor de rechange), mais ce ne serait conomique que si une disponibilit maximale doit tre garantie ou pour laconstitution dun parc comprenant de nombreuses machines. Lutilisation de pices de rechange fournies par leconstructeur permet par contre de bnficier des amliorations techniques apportes aux rechanges.


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$2001/kW ou 2001/kW Actualisation 3% Actualisation 5%

Actualisation 8%

Actualisation 11%

Anne de mise en service 2007 2015 2007 2015 2007 2015 2007 2015Cots de construction ($/kW) 453 453 453 453 453 453 453 453

Frais de matrise duvre (/kW) 36,24 36,24 36 36 36 36 36 36Intrts intercalaires (/kW) 20,2 23,4 34 39 55 64 76 89Frais de prexploitation (/kW) 10 10 10 10 10 10 10 10Alas sur planning (/kW) 3,3 3,5 4,0 4,3 5,1 5,5 6,1 6,8Investissement total (pour 1/$) 523 526 537 543 559 569 582 595Tableau 33 Cots dinvestissement dun cycle combin


Les dpenses directes dexploitation sont values 10 /kW + 2 /MWh en 2007. Ceschiffres sont estims partir de nombreuses contributions convergentes en ce qui concerne

lenveloppe globale de ces dpenses, mais variables dans leur rpartition entre frais fixes et fraisproportionnels. Les frais fixes correspondent aux cots du personnel tandis que les frais proportionnelscouvrent les activits de maintenance sous-traites et les consommables. La rpartition des cots entreces deux postes reflte un concept dexploitation et de maintenance particulier, une partproportionnelle accrue impliquant en gnral une augmentation des responsabilits confies auconstructeur dans le cadre dun contrat de maintenance long terme (LTSA).

On retient le mme cot fixe et un cot proportionnel de 2,3 /MWh en 2015, la baisse de lafrquence des interventions en ligne avec les taux de disponibilits retenue tant compense parlutilisation de pices plus coteuses (mtaux mono-cristallins, revtements thermiques avancs)permettant le fonctionnement trs haute temprature ncessaire pour obtenir un rendement lev.

Les cots proportionnels indiqus ci-dessus refltent un fonctionnement proche de la base, etsous-estiment les frais entrans par des dures dappel courtes associes des dmarrages frquents.En effet, les interventions de maintenance sont planifies en fonction de la dure de fonctionnementdepuis la visite prcdente et du nombre de dmarrages de linstallation ; leur frquence peut treaugmente quand linstallation fonctionne en modulation plutt quen ruban. Ltude des cots derfrence trouve sa limite dans les conditions dutilisation extrmes des installations dictes depuispeu par les marchs, une installation thermique classique pouvant parfois tre dmarre deux reprisesdans la mme journe. On a estim que les surcots de maintenance proportionnelle dus ces arrts-dmarrages reprsentaient 0,8 /MWh pour une dure dappel de 4000 heures, 1,8 /MWh pour 3000heures et 3,8 /MWh pour 2000 heures.

8,2 /kW de taxes locales et de redevances diverses doivent tre ajouts ces cots. Enfin,comme pour les autres filires, un cot dexploitation supplmentaire de 0,75 /MWh est pris encompte pour reflter les charges du producteur rpartir sur lensemble du parc (frais de sige etc.).

3. Charges de combustible

Les scnarios de prix du gaz et les cots dacheminement retenus sont dcrits dans la sectionrelative aux prix des combustibles. Le cycle combin est suppos raccord au rseau de transport degaz, le cot du raccordement tant intgr dans le cot dinvestissement.

4. Cots externes

Les calculs qui suivent sont mens partir des caractristiques du gaz russe, qui contient unetrs forte proportion de mthane, et environ 74 % de carbone en masse. Les missions de polluants


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atmosphriques peuvent varier en fonction du gaz employ, par exemple si lon considre du gaz Bplus pauvre (le volume de fumes sera plus important pour une mme quantit dnergie, or certainesvaleurs limites dmission sont exprimes en mg/m3 de fumes).

Le tableau ci-dessous indique les facteurs dmission des centrales tudies, ainsi que lesmissions totales pour un fonctionnement en base. Ces estimations nintgrent ni les missions de CO2lies lamont de la filire gaz, ni celles du cycle de vie de la centrale (construction, dmantlement,contenu en carbone des produits utiliss pour lexploitation).

Emissions en base gCO2/kWh gC/kWh tCO 2/an TC/an GWh/an Cycle combin 800 MW 2007 365 100 2 356 756 642 752 6 458Cycle combin 900 MW 2015 353 96 2 638 457 719 579 7 479

Tableau 34 missions de CO2 des cycles combins

La directive GIC fixe une limite dmission de 75 mg/Nm3 de NOx aux cycles combins, sileur rendement est suprieur 55%, et de 50 mg/Nm3 sinon. Cette dernire valeur est cohrente avecles performances attendues en 2007, tandis que les cycles combins mis en service en 2015

permettront probablement datteindre les 30 mg/Nm3 (les constructeurs affichent dj desperformances bien suprieures, mais il convient de vrifier quelles sont stables en conditions relles,avec une installation ge, lgrement encrasse ou fonctionnant charge partielle). Les quantitsde NOx rejetes par un cycle combin fonctionnant en base ressortent 1776 t par an en 2007, et 1193 tNOx/an en 2015 (1030 t/an production comparable). La quantit doxydes de soufre mise parles installations fonctionnant au gaz naturel est ngligeable.

Avec les hypothses de valeur de la tonne de CO2 et de NOx retenues pour ltude, les cotsexternes de la production dlectricit partir de gaz seraient compris entre 1,7 /MWh et22,4 /MWh pour un cycle combin gaz mis en service en 2007, et entre 1,6 /MWh et 20 /MWhpour une installation mise en service en 2015. A ces cots pourraient tre ajouts les cots derenforcement des infrastructures gazires valus page 92.

Dommages en /MWh CO2 NOxValeur de la tonne mise : 4 $/t 20 $/t 50 $/t 1000 $/t 2000 $/t 15000 $/t

Cycle combin 800 MW 2007 1,5 7,3 18,2 0,28 0,55 4,13Cycle combin 900 MW 2015 1,4 7,1 17,6 0,16 0,32 2,39

Tableau 35 Cots externes des missions des cycles combins

III. Rsultats

Le rsultat mdian pour 2007 est un cot de production en base de 35,7 /MWh TTC enoptique entreprise, auquel on peut ajouter entre 1,5 et 7,3 /MWh de cots CO 2 selon la valorisation

choisie pour la tonne de CO2 (4 ou 20)(respectivement 35,0/MWh et de 1,4 7,1/MWh en 2015).Pour une dure dappel de 3000 heures, le cot de production mdian retenu est de 57,7 /MWh en2007 et de 56,9 /MWh en 2015, auquel il convient de rajouter les mmes cots CO2 que ci-dessus.


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appels aprs les centrales nuclaires ou au charbon existantes, ce qui explique que cesinvestissements puissent tre jugs risqus et justifie des taux de retour sur investissement levs.

CCG en base CCG appel 3000 h 2001/MWh, 1 $ = 1 , 3,3 $/MBtu

2007 2015 2007 2015

Cot complet actualis 8%35,7 35,0 57,7 56,9

Dont investissement 6,2 6,1 17,7 17,7

Dont exploitation fixe(y.c. 0,75 charges c.) 2,0 1,9 4,3 4,2

Dont exploitation proportionnelle 2,0 2,3 3,8 4,3

Dont combustible (hors taxes) 22,1 21,4 26,7 25,7

Dont taxes sur combustibles 2,3 2,2 2,3 2,2

Dont autres taxes 1,0 1,0 3,0 2,9

Tableau 37 Dcomposition des cots de production des cycles combins gaz

Pour tablir les rsultats prsents dans les tableaux ci-dessus, le cours du dollar tait fix laparit avec leuro. La sensibilit des rsultats cette hypothse est trs importante :

2001/MWh3,3 $/MBtu, actualisation 8%

0,8 $/ 1 $/ 1,2 $/

2007 30,3 35,7 41,0Cot complet en base

2015 29,8 35,0 40,22007 50,5 57,7 65,0

Cot complet 3000 h2015 49,8 56,9 63,4

Tableau 38 Influence du dollar sur le cot de production des cycles combins

IV. Analyses de sensibilit

1. Principaux paramtres

Le tableau ci-dessous quantifie la sensibilit des cots de production en base aux principaleshypothses retenues. Le prix du gaz import, le cours du dollar et le rendement de linstallationapparaissent comme les paramtres dterminants.

Une variation marginale du prix du gaz (+/- 0,1 USD/ MBtu) a le mme impact sur le cottotal de production quune variation de 10% des cots dinvestissement. Au-del des progrs quipeuvent tre obtenus sur les performances des cycles combins, cest lvolution du prix du gaz quidicte leur comptitivit par rapport aux autres moyens de production. Les possibilits darbitrage entrelinstallation tudie et un cycle combin moins avanc offrant des rendements moindres compenss

par des cots dexploitation proportionnel et dinvestissement plus bas nont par consquent pas ttudies.

Cot complet actualis 8%, 3,3 $/MBtu Variation Impact sur le cot deproduction (/MWh)

Cot dinvestissement +/- 10% +/- 0,7Disponibilit +/- 1 point +/- 0,08Dollar +/- 10% +/- 2,7Rendement sur PCI +/- 1 point +/- 0,4Prix frontire du gaz +/- 10% - 2 / + 2,2Dure de vie de linstallation +/- 5 ans -0,3 / +0,5

Tableau 39 Sensibilit du cot de production des cycles combins gaz (en base)


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Il est possible dadapter les cycles combins pour leur faire brler des gaz fatals (gaz degrisou, de cokerie, de haut fourneau etc.). Ltude nen tient pas compte cause du caractrespcifique des quipements utiliss : si les gaz sont utiliss pour surchauffer la partie vapeur du cyclecombin, le rcuprateur de chaleur sera diffrent (ceux des cycles combins sont classiquement sans flamme ) ; sils sont utiliss en turbine combustion, des problmes spcifiques de rglagepeuvent apparatre. On peut estimer le gain permis par ces combustibles partir de leur contenunergtique et de la partie du cycle dans laquelle ils sont injects.

2. Comparaison avec les cots de rfrence 1997

Le rendement estim en 1997 pour une installation mise en service en 2005 tait de 57,1% netsur PCI, soit exactement la valeur retenue aujourdhui pour 2007. Les cots dinvestissement de laprsente tude pour 2007 sont de lordre de 10% infrieurs ceux de ltude prcdente, pour unemise en service en 2005, et de 20% infrieurs aux cots retenus pour une msi en 2000. Les variationsde prix dues aux cycles du march des turbines sont largement comparables ces 10%.

La baisse des cots dinvestissement reflte la situation dominante de la filire sur le march

des installations de production : la rapidit de construction des cycles combins, les faiblesinvestissements engager par rapport aux autres filires et les caractristiques environnementalesfavorables de la filire en font une candidate de choix pour rpondre des besoins lectriquespressants.

La principale diffrence avec ltude conduite en 1997 porte sur les hypothses relativementbasses vues daujourdhui retenues lpoque pour les prix internationaux du gaz. Cette diffrence estamplifie par les variations de cours du dollar, qui tait lpoque autour de 5 FF (0,76 courants). Lancessaire adaptation des hypothses de cours est discute dans la section sur les combustibles, demme que le lien de ces cours avec la prise en compte des externalits lies aux polluantsatmosphriques.


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Quel est le cot de la fourniture de gaz par CCG sur 60 ans ?

Dans les cots de rfrence, on compare un EPR un cycle combin gaz (CCG), dontles dures de vie sont notoirement diffrentes. La question est alors de savoir comment estmodifi le cot du MWh, si lon se place sur une priode de 60 ans, avec renouvellement du

parc gaz lissue de sa dure de vie (25 ans).

1. En premire approche il faut comparer 2 CCG un EPRDans les cots de rfrence, la dure de vie considre est de 60 ans pour lEPR et de

25 ans pour le cycle combin gaz.Si D1 reprsente les dpenses actualises en 2015, et P1 la production actualise en

2015, la contribution des dpenses de la deuxime serait25

'1

08,1

Det celles de la troisime

50

''1

08,1

D.

Le cout du MWh actualis sera donc :

501

251

1

50

''1

25

'1

1

08,108,1

08,108,1PP

P

DDD

++

++

1,08^25=7

1,08^50=47

donc les dpenses et la production lies la troisime tranche seront ngligeablesdevant celles des premires et deuximes tranche.

En premire approche on peut donc ne comparer que 2 CCG construits 25 ansdcart.

2. Comparaison dun CCG construit en 2015 et de deux CCG construits 25 ansdcart.

Dans cette optique, on peut raisonnablement estimer : Que des volutions technologiques permettront de rduire les cots de construction du

second CCG de 20% par rapport au premier construit 25 ans plus tt Que les cots du combustible restent constant sur la priode de 50 ans

Compte tenu de ce que le combustible reprsente 61% des cots de llectricitproduite par un CCG, on obtient une baisse de 1% du cot du MWh issu dun CCG, soit0,35/MWh en 2015 avec un taux dactualisation de 8% pour un fonctionnement en base.


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Centrales au charbon pulvris avec traitement des fumesLe charbon est la principale source dnergie pour la production dlectricit au niveau

mondial. Les nouveaux projets sont rares, les investisseurs prfrant se tourner vers les cyclescombins au gaz construits plus rapidement et ncessitant un investissement moindre.

Un rcent regain dintrt pour la production partir de charbon a t provoqu par laremonte des cours du gaz depuis 1999. Cette source dnergie prsente en effet un avantage majeur etun inconvnient qui lest tout autant : le charbon est une ressource bon march, trs abondante, bienrpartie gographiquement et facilement stocker, ce qui limite les risques sur la disponibilit et lecot de lapprovisionnement ; sa combustion met par contre deux trois fois plus de CO2 quelutilisation de gaz pour une mme production dnergie, ce qui devrait pnaliser la filire danslhypothse vraisemblable o les politiques de lutte contre leffet de serre conduiraient uneinternalisation progressive du cot externe de la tonne de CO2.

Les installations considres sont toutes supercritiques127. En effet, dans un contexte valorisant court terme les missions de gaz effet de serre, loptimisation conomique conduit rechercher de

trs bon rendements malgr laugmentation des cots dinvestissement correspondants.

Ni les cycles combins avec gazification du charbon intgre, ni les lits fluidiss souspression, ni les lits fluidiss simples adapts de petites puissances nont t tudis en dtail. Lesinstallations de gazification prsentent un cot trs largement suprieur celui dune centraleclassique, une faible souplesse dexploitation, et un rendement dsormais peine suprieur celui descentrales supercritiques. Toutefois, cette technologie prsenterait un intrt moyen terme si lonenvisageait de capturer le CO2 mis. Aprs une phase prototype et quelques ralisations, la techniquedu lit fluidis sous pression marque galement le pas aujourdhui.

Les valuations prsentes dans ce chapitre sont relatives aux centrales charbon pulvrisavec traitement aval des fumes (CPTF). Les centrales au charbon lit fluidis circulantatmosphrique (LFC) font lobjet du chapitre suivant.


1. Installations de rfrence

Les installations considres sont des tranches construites sur des sites existants situs soit enbord de mer, soit en bord de rivire. Elles sont supposes ralises par paires de faon bnficierdun effet dchelle sur les parties communes et de lintgration des calendriers de ralisation.

Pour une mise en service en 2007, la centrale considre est une installation de deux fois

800 MW quipe dune unit de dsulfuration par voie humide et dune dnitrification catalytique(SCR). Les caractristiques du cycle vapeur (280 bars, 580C, 600C) correspondent un rgimesupercritique dsormais courant en Europe, des installations dj en service en Europe du Nordatteignant des rendements de lordre de 47%128. Le rendement net sur PCI retenu est de 43,1 % pourles centrales en bord de rivire, correspondant une valeur constructeur de 44 % minore de 2% pourtenir compte des pertes dues au fonctionnement charge partielle, aux dmarrages, lencrassement etau vieillissement, et de 44,1 % pour les centrales en bord de mer bnficiant dun refroidissement encircuit ouvert.

127 Elles fonctionnent dans des conditions de temprature et de pression suffisamment leves pour que la distinction entre les

tats liquides et gazeux de leau disparaisse ; on peut passer continment de lun lautre. Les cycles supercritiques sont

courants dans les centrales modernes.128 Toutefois, la temprature de la source froide dans ces pays contribue notablement ces performances. Lutilisation dans

certaines centrales de turbines avec double resurchauffe rend linstallation plus coteuse et plus complexe exploiter.


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Pour une mise en service en 2015, la centrale considre est une paire de tranches de900 MW. Bien que le but du programme de recherche europen Thermie soit de permettre moyenterme des tempratures de lordre de 700 C et un rendement proche de 50%, on retient un rendementnominal prudent de 47% (installations neuve et propre) avec des caractristiques du cycle vapeur delordre de 300 bars / 650C / 650C. Le rendement net sur PCI retenu est par consquent de 46,1 %pour les centrales en bord de rivire, et de 47,1 % pour les centrales en bord de mer.

2. Dure de vie

La dure de vie des installations est fixe 35 ans. Des installations datant du dbut desannes 1960 sont encore en service en France, bien quelles ne fonctionnent plus en base depuislintroduction de centrales nuclaire dans le parc. Il existe toutefois une incertitude sur la dure de vielie la comptitivit des centrales au charbon au sein dun parc valorisant les missions de CO 2 : lecot marginal du charbon est relativement faible aujourdhui, ce qui conduit lappeler avant lesmoyens au gaz, mais la situation pourrait changer avec lintroduction de systmes de permisdmission. Dans un tel contexte, les installations au charbon seraient repousses vers la pointe et lescalculs actualiss sur un fonctionnement constant pendant la dure de vie relle de linstallation (qui

peut atteindre 50 ans, en fonction des efforts de maintenance consentis) perdraient de leur pertinence.3. Disponibilit

Les disponibilits retenues pour 2007 et 2015 sont indiques ci-dessous. Elles ont tlgrement ajustes la baisse par rapport aux hypothses retenues en 1997 pour tenir compte desperformances relles atteintes par le parc europen. Si certains exploitants de centrales thermiquesfonctionnant en base parviennent des niveaux de lordre de 95% sur leurs meilleures installations,cest loin dtre le cas gnral. On a galement limit la dcroissance du taux dindisponibilit pourentretien en fonction de la dure dappel pour tenir compte dune part de priodes dappel rpartiestout au long de lanne (cf. page 60), dautre part de limpact des dmarrages pour les fonctionnementsen semi-base.

Tableau 40 Hypothses de disponibilit pour les centrales au charbon pulvris

Lindisponibilit fortuite pendant les deux mois entre le couplage et la mise en serviceindustrielle est dans les deux cas de 50% ; elle descend 10% pendant la premire annedexploitation. Pendant ces quatorze mois, aucune indisponibilit pour entretien nest retenue.

II. Cots

1. Cot dinvestissement

Le cot de construction est estim 1100 /kW, y compris 5% dalas, pour les centrales aucharbon pulvris mises en service en 2007 et 2015. Cette valeur est en hausse par rapport celleretenue en 1997 (6300 F95/kW, soit 1020 2001/kW en utilisant comme dflateur lindice des prix duPIB), tablie dans un contexte de concurrence vive entre constructeurs sur le marchinternational . Le march des centrales au charbon sest effectivement contract ces dernires annesface la concurrence des cycles combins, mais le nombre de constructeurs sest rduit, ce quipourrait expliquer des retours aux niveaux de cot constats dans les tudes antrieures celles de1997.

Dure dappel 2000h 3000h 4000h 5000h 6000h 7000h 8760hTaux dentretien 2007 4% 5% 5,5% 5,5% 6,0% 6,0% 7,0%

Indisponibilitfortuite

Taux de disponibilit 2007 92,2% 91,2% 90,7% 90,7% 90,2% 90,2% 89,3%Taux dentretien 2015 4% 5% 5,5% 5,5% 6,0% 6,0% 7,0%Taux de disponibilit 2015 93,1% 92,2% 91,7% 91,7% 91,2% 91,2% 90,2%

2007 4%2015 3%


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Les frais de matrise douvrage et de matrise duvre sont estims 7% du cot deconstruction. Comme ceux retenus pour les cycles combins, ils peuvent varier significativementsuivant ltendue des travaux dingnierie confis au constructeur. Les intrts intercalaires sontestims partir dune dure de construction de 36 mois pour 2007 comme pour 2015, valeur quipourrait se rvler un peu ambitieuse pour la premire de ces deux dates. Les frais de prexploitationsont estims 31 /kW. Un ala sur planning reprsentant 5% de la somme des cots de matrisedouvrage, des intrts intercalaires et des frais de prexploitation complte les cots dinvestissement.

2001/kW Actualisation 3%

Actualisation 5%

Actualisation 8%

Actualisation 11%

Anne de mise en service 2007 2015 2007 2015 2007 2015 2007 2015Cots de construction ($/kW) 1100 1100 1100 1100 1100 1100 1100 1100Frais de matrise duvre (/kW) 77 77 77 77 77 77 77 77Intrts intercalaires (/kW) 64 64 109 109 178 178 249 249Frais de prexploitation (/kW) 31 31 31 31 31 31 31 31Alas sur planning (/kW) 9 9 11 11 14 14 18 18Investissement total (pour 1/$) 1281 1281 1328 1328 1400 1400 1475 1475Tableau 41 Cots dinvestissement des centrales au charbon pulvris


Les dpenses directes dexploitation ont t values 30 /kW + 2,3 /MWh en 2007, et 26 /kW + 2,3 /MWh en 2015. Les dpenses proportionnelles comprennent notamment les cots ducalcaire et de lammoniac ncessaires pour les installations de dpollution, ainsi quun cot modestedvacuation des cendres, supposes valorisables (elles sont utilises dans les ciments o

r&c prodution énergétique centraliséee 3_comparaison technico-économique par filière _fr

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