Les centrales nucléaires ne sont actuellement pas rentables. Il est quasiment certain qu’actuellement aucune centrale nucléaire ne serait construite en Suisse, même en l’absence d’interdiction. Les Forces motrices bernoises ont décidé d’arrêter Mühleberg en 2019. Les investissements qui auraient été nécessaires pour une poursuite de l’exploitation du nucléaire ont été jugés trop élevés. Alpiq a essayé de vendre ses centrales nucléaires à EDF qui a refusé. Alpiq serait prêt à les céder à l’Etat pour un franc symbolique (Le Temps). Mais Alpiq veut aussi vendre la moitié de ses barrages (Le Temps). Ce problème n’est donc pas spécifique aux centrales nucléaires, même s’il le touche peut-être plus particulièrement à cause des investissements pour la sécurité qui doivent être réalisés en permanence.

Ce problème de rentabilité est dû au fait que le prix de gros de l’électricité négociée sur les bourses européennes a beaucoup baissé pour atteindre environ 3 ct/kWh (voir l’évolution sur la figure 11 de l’Office Fédéral de l’ENergie). Il faut distinguer ce prix de gros du prix pour les consommateurs finaux qui augmente à cause des frais de distribution et des taxes. Le prix de revient de l’hydraulique se situe entre 2 et 18 ct/kWh selon l’installation (voir le graphique 14 de l’OFEN). Certains barrages restent concurrentiels, alors que d’autres enregistrent des pertes en raison des amortissements et des coûts du capital qui doivent être couverts. L’OFEN indique qu’actuellement aucun projet de barrage ne serait rentable. Le prix de revient de l’électricité nucléaire est plus difficile à évaluer. Le coût de démantèlement des centrales et de stockage des déchets radioactifs fait notamment débat. Dans un rapport de 2008, l’OFEN déclare que «il n’est pour l’heure pas possible d’effectuer un calcul sérieux du coût “réel” du nucléaire. Pour une valeur indicative des coûts de production, nous renvoyons le lecteur aux rapports de gestion publiés: selon les derniers chiffres, les nouvelles centrales de Gösgen et Leibstadt affichent des coûts de production respectifs de 3,6 et 5,1 ct/kWh.» (consulter Iconomix pour d’autres informations).

On pourrait objecter que ces centrales doivent bien être rentables, sinon on arrêterait de les utiliser. Un tel argument est faux pour la raison suivante: il faut distinguer les coûts fixes (qu’il faut payer même si l’installation ne fonctionne pas) et les coûts variables (qui varient en fonction de la production). Il est intéressant de produire si le prix de vente est supérieur au coût variable, et ceci même à perte (c’est-à-dire avec un prix de vente qui ne permet pas de compenser l’ensemble des coûts) puisque les coûts fixes devront être payés de toute façon.

Pourquoi le prix de gros l’électricité est-il si bas sur le marché européen? La faiblesse du prix en euros s’explique par une forte offre d’électricité (développement de l’électricité renouvelable) et une faible demande (due notamment à la faiblesse de la conjoncture économique européenne). Les coûts variables de l’électricité renouvelable sont faibles et ceux de l’électricité d’origine fossile bénéficient de l’actuel faible coût des énergies fossiles (auquel il faut certes ajouter un prix de certificat CO2, mais qui reste très faible dans l’Union européenne). De plus, le renforcement du franc suisse tend à une baisse de ces prix lorsqu’on les exprime en francs.

Le prix de l’électricité est même parfois négatif: le producteur doit payer pour vendre son électricité. Ceci s’explique par le fait qu’il est actuellement difficile de stocker l’électricité en grande quantité (sauf en pompant l’eau dans des barrages d’accumulation lorsque l’électricité est abondante pour la turbiner plus tard lorsque l’électricité est plus rare, mais même ce mode de stockage est limité par la taille des bassins d’accumulation), que la demande réagit peu à court terme à une variation du prix de l’électricité (cela pourrait changer avec le “smart grid” où par exemple votre frigo serait déclenché pour quelques heures en période de pénurie d’électricité) et que certains producteurs peuvent difficilement réduire leur puissance pour quelques heures (tel est le cas pour les centrales nucléaires, on dit qu’il s’ait d’une production en ruban) alors que d’autres produisent de façon aléatoire (les installations photovoltaïques ne produisent que s’il y a du soleil, les éoliennes que s’il y a du vent*). Les producteurs d’électricité renouvelable pourraient certes renoncer à injecter de l’électricité dans le réseau en période de surabondance, mais ils peuvent préférer continuer de vendre même à prix négatif parce qu’ils bénéficient de subventions dont le montant ne dépend pas de la demande (Dr. Goulu discute en détail un tel cas).

Une question cruciale est de savoir si le bas prix de gros de l’électricité au niveau européen est un phénomène transitoire ou durable. Un changement de l’offre ou de la demande aurait des répercussions. Ainsi, l’arrêt (provisoire pour contrôle) d’environ un tiers des centrales nucléaires en France (23 réacteurs sur 58) a fait bondir les prix de l’électricité en Suisse de presque 30% sur une semaine (Bilan). Il est possible que le faible prix actuel de l’électricité décourage de nouveaux investissements de sorte que l’offre revienne à terme plus rare et l’électricité plus chère. Le système s’équilibrerait ainsi de lui-même. Mais il est aussi possible que le marché de l’électricité soit intrinsèquement instable. Le développement de l’électricité renouvelable à faible coût variable dans un contexte de marché libéralisé tendrait à réduire les prix de sorte que les coûts fixes ne pourraient être financés que si des prix suffisamment élevés règnent pendant des périodes de pénurie d’électricité suffisamment longues. Pour l’instant, il n’est pas encore clair si le bas prix de l’électricité est un phénomène transitoire ou durable.

Si ces bas prix sont transitoires**, alors les centrales nucléaires pourraient redevenir rentables à l’avenir. En l’absence d’interdiction, de nouvelles centrales nucléaires pourraient alors à terme être construites.

Si par contre ces bas prix sont intrinsèques au fonctionnement du marché de l’électricité, alors il faudra trouver une solution pour éviter une grave pénurie. Dans ce cas, la rentabilité des centrales nucléaires dépendra de savoir si elles bénéficient aussi du dispositif qui sera mis en place. Ce dispositif pourra passer par i) un financement additionnel des producteurs d’électricité, tel que des subventions ou un marché de capacité (dans ce système, les producteurs sont dédommagés pour le fait de mettre une capacité de production à disposition), ou par ii) un retour au système qui précédait la (partielle) libéralisation du marché de l’électricité et permettait de fixer des prix de l’électricité qui couvraient les coûts de production sans dégager des profits excessifs (cela peut se faire en annulant la libéralisation ou de façon plus partielle en introduisant un système de quotas qui contraint les distributeurs à satisfaire une part donnée de la demande par des producteurs suisses ayant éventuellement certaines caractéristiques supplémentaires, telles que de produire de l’électricité renouvelable). Reste à vérifier la compatibilité de ces approches avec les engagements internationaux de la Suisse, notamment avec l’Union européenne.

 

(*) Il faut même qu’il y ait suffisamment de vent: la puissance produite par une éolienne est multipliée par huit lorsque la vitesse du vent double (et donc divisée par huit lorsque la vitesse du vent est divisée par deux).

(**) Ou si ces bas prix deviennent transitoires, par exemple grâce au développement technologique dans le stockage de l’électricité ou la gestion de la demande.

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