I- Liste des réacteurs en prévision de couplage

     a) Statistique du parc actuel
     (voir la Gazette N°53 pour le détail)

5 UNGG (graphite gaz)
6 REP 900 (réacteur eau pressurisée) = Bugey + Fessenheim
17 REP 900 (réacteur eau pressurisée) = C.P1(contrat de programme n°l)
8 REP 900 (réacteur eau pressurisée) = C. P2 (contrat de programme n°2)
6 REP 1.300 dit palier P4
1 RNR (Phénix)
En collaboration 1 REP Tihange (50%)
                          1 UNGG Vaudellos (25%)

     Les réacteurs (REP CP1, CP2, 900) sont des réacteurs à eau pressurisée avec un circuit primaire à 3 boucles.
     Les réacteurs REP type P4, P'4, N4 sont des réacteurs à eau pressurisée avec un circuit primaire à 4 boucles.
    Les réacteurs RNR sont les réacteurs à neutrons rapides type Phénix, Superphénix.
     Les réacteurs UNGG sont à uranium naturel et ont été mis au point par le CEA dans les années 60 et abandonnées pour les REP.

     b) Document Encepresse 3723 - Décembre 84
NUCLEAIRE CLASSIQUE

c) objectifs du programme indicatif nucléaire de la CEE Enerpress 3738

     Notons qu'un des rares bémols du texte est:

     «... En 1980, celle-ci comptera pour 35% environ dans la production communautaire d'électricité mais un objectif bien plus élevé aurait pu être atteint à cette époque et l'industrie nucléaire aurait été en mesure, sans aucun problème, de réaliser les investissements correspondants.
     Mais cette évolution ne s'est pas produite, suite aux incertitudes de la demande d'énergie et en raison de difficultés d'origines diverses, notamment l'acceptabilité du nucléaire par le public et la concurrence de compétences entre les autorités locales et les autorités nationales. Par ailleurs, dans certains cas, la priorité a été donnée à l'utilisation de sources domestiques d'énergie fossile.
     Compte tenu de l'existence de telles difficultés, il faut se garder de fixer un objectif quantitatif trop optimiste. C'est pourquoi la commission propose de retenir pour le nucléaire la ligne de développement suivante...»

     Le présent rapport rassemble les conclusions d'un groupe de travail (liste des membres jointe en annexe) qui s'est réuni de septembre 1983 à février 1984 afin de mettre à jour les coûts de référence de la production d'électrique d'origine thermique.
     Les coûts de référence présentés sont des coûts économiques basés sur une durée de vie et des conditions de fonctionnement normatives des équipements et calculés avec un taux d'actualisation de 9% à franc constant. Ils correspondant au coût moyen prévisionnel du kWh produit par une centrale à mettre en service en 1992 - donc, pour une centrale nucléaire, engagée en 1985 ou 1986 pour différentes durées d'appel des centrales. Les conditions spécifiques de chaque centrale peuvent conduire à des écarts de coûts importants par rapport à cette moyenne.
     Ces coûts de référence sont utilisés comme données dans des modèles d'optimisation très élaborés en vue de déterminer les programmes d'investissements. Dans cette approche il est nécessaire de compléter le corps d 'hypothèses de référence par des estimations de la demande d'électricité, de la forme de la courbe de charge etc...

      Dans ce rapport on procède cependant à des estimations simplifiées qui permettent de comprendre en quels termes se posent la compétition et la complémentarité des différents moyens de production. Ces estimations ont un caractère théorique car elles font abstraction des caractéristiques réelles de l'offre et de la demande de l'électricité et notamment du parc de centrales déjà en service. Elles ne permetent donc pas de porter de jugement sur la rentabilité des équipements de production dont la construction pourrait être décidée dans les prochaines années.
     Comme les années précédentes, les charges d'investissements et d'exploitation des différents moyens thermiques ont été mises à jour, pour tenir compte notamment de la réduction des rythmes d'engagement de centrales liée au ralentissement de la progression de la consommation.
     Les coûts du kWh nucléaire ont été estimés cette année essentiellement à partir des éléments correspondants à un rythme de construction de deux tranches par an, dans la mesure où aucun élément chiffré n'était suffisamment fiable pour un rythme d'engagement plus faible. On a cependant étudié en sensibilité l'effet sur les coûts du nucléaire d'une majoration des coûts de construction qui pourrait résulter d'une nouvelle réduction importante des programmes.

NOTA: Sauf indication contraire, tous les prix sont donnés en francs du 1.01.84, Pour passer en francs du 1.01,83, il convient de diviser par 1,099 et pour passer en francs du 1.01.82, de diviser encore par 1,107.

1. COUTS D'INVESTISSEMENTS

     1.1 Centrales nucléaires

     Le coût de référence de développement du nucléaire a été établi essentiellement à partir des devis des centrales PWR P'4 de 1.300 MWe, dont les coûts sont désormais connus de façon précise.
     En effet, le nombre de chantiers ouverts pour ce palier et l'état d'avancement des travaux sur ces chantiers permettent d'établir un coût moyen et des majorations ou minorations de ce coût moyen tenant compte des variations observées d'un site à l'autre en fonction de la nature des sites, des modes de refroidissement utilisés et du nombre de tranches par site.
     Deux tranches seulement de ce palier restent à commander. La décennie 1990 verra le passage progressif du palier P'4 au palier N4, dont E.D.F. espère une diminution sensible des coûts. Le rapport donne une évaluation de l'effet sur les coûts du changement de palier.

     1.1.1 Coût de construction des tranches 1.300 PW P'4
     Sont actuellement connus les devis des centrales qui seront mises en service en 1990-1991. Pour passer au devis des centrales mises en service en 1992, E.D.F. a proposé initialement de retenir une hausse des coûts correspondant à une dérive annuelle de 1,5%, hors effets de changement de rythme d'engagement et de sites
     Cette valeur, qu'E.D.F. retenait à titre de provision pour aléas pour l'estimation des dépenses autorisées par le Conseil d'Administration de l'Etablissement (1), est inférieure à la dérive moyenne des coûts de construction des centrales: environ 4,5% par an en francs constants, toutes causes comprises, de FESSENHEIM à PENLY et GOLFECH (2).

Coûts de site
     Une analyse des sites disponibles, existants ou susceptibles d'être prochainement ouverts, a été effectuée. Elle a abouti à la conclusion qu'il est possible de maîtriser les coûts de site sur les centrales mises en service dans la prochaine décennie, voire de les diminuer, avec un rythme d'engagement de deux tranches par an au plus. Peuvent être en effet engagées de nombreuses secondes paires, dont les coûts de construction sont inférieurs de 10 à 15% à ceux des premières paires.
     On a retenu, pour un rythme d'engagement de deux tranches par an, le coût moyen sur un site à 4 tranches, ce qui, compte tenu du nombre important de secondes paires sur les sites disponibles, conduit plutôt à majorer l'évaluation du coût des centrales mises en service jusqu'en 2000. Mais, à l'inverse, les tranches mises en service ultérieurement devraient appartenir en majorité à des premières paires. Cette hypothèse suppose qu'en cas de diminution du rythme d'engagement, la gestion des sites consisterait à utiliser au mieux les sites déjà ouverts, et à reporter dans le temps l'ouverture des sites nouveaux pendant près de dix ans.
     A une tranche ou moins d'une tranche par an, l'incidence des effets de site pourrait être une diminution d'au moins 4% du coût de construction, qui compenserait en partie les augmentations de coût de construction liées à la réduction des programmes.

      Dans ces conditions, le coût de construction de la centrale en développement mise en service en 1992 avec un rythme d'engagement annuel de 2600 MWe (2 tranches de 1300 MWe) est de 5.362 francs du 1er janvier 1984 par kW sur des sites à 4 tranches.
     Pour un rythme d'engagement inférieur, compte tenu des sites existants, le coût de construction moyen pourrait être supérieur d'environ 6%.

     1.1.2 Coût d'investissement d'une centrale P'4 en développement
     Pour passer du coût de construction au coût d'investissement, il y a lieu d'ajouter les coûts indirects suivants:

     a) les frais de maître d'œuvre
     Le passage du rythme d'engagement annuel à 2 tranches par an se traduit, même en supposant une certaine adaptation des effectifs à la charge de travail, par une révision à la hausse des frais de maître d 'œuvre qui sont portés de 7% à 8% du coût de construction. Ces frais qui représentent essentiellement des dépenses de personnel de la Direction de l'Equipement, s'élèvent, dans ces conditions, à 429 francs du 1er janvier 1984 par kW pour des sites à 4 tranches, et à 458 francs pour des sites à 2 tranches.

     b) Intérêts intercalaires
     Rappelons que ceux-ci sont calculés de manière normative sur la base d'un taux d'actualisation économique de 9% en francs constants.
     Pour des sites à 4 tranches, ils sont maintenus à 24% du coût de construction majoré des frais de maître d'œuvre et s'élèvent donc à 1.390 francs par kW.
     Pour des sites à 2 tranches l'échéancier des paiements est davantage concentré en début de période, et les intérêts intercalaires représentent 27% du coût de construction majoré des frais de maître d'œuvre, soit 1.671 francs par kW.

     e) Frais de pré-exploitation
     L'effet du changement de rythme d'engagement annuel de référence ne s'applique pas à ce poste qui représente 202 francs du 1er janvier 1984 par kW.

     d) Frais de démantèlement
     Le coût du démantèlement a été calculé sur la base du niveau 2 de démantèlement défini par l'Agence Internationale de l'Energie Atomique: maintien des installations intactes mais confinement poussé des éléments radioactifs et contaminés à l'intérieur de zones réduites enfermées derrière des protections en béton. On a retenu comme un majorant 20% du coût de l'investissement(4), l'opération intervenant une dizaine d'années après la fin de l'exploitation. Après actualisation, ces frais représentent 71 francs du 1er janvier 1984 par kW.

     e) Rythme d'engagement inférieur
     Le passage à un rythme d'engagement très ralenti se traduirait:
     - par une augmentation des frais de maître d'œuvre qui, de 8% du coût de construction à deux tranches par an, pourrait atteindre jusqu'à 11% du coût de construction;
     - par une diminution des intérêts intercalaires que permettrait l'utilisation des sites ouverts (grand nombre de secondes paires sur des sites à 4 tranches); les intérêts intercalaires ne représenteraient alors qu'environ 20% du coût de construction.
     Au total, le coût d'investissement augmenterait donc d'environ 5% par rapport à un rythme d'engagement de deux tranches par an, compte tenu d'un surcoût de construction de 10%.

     1.1.3 Première estimation du coût de construction d'une tranche N4 (hors frais de palier).
     E.D.F. attend du lancement du nouveau palier une réduction sensible du coût du kW installé, que l'Etablissement évalue à 5% pour une tranche standard hors effets de site, particularités et frais de palier).
     Si ces prévisions se réalisent, compte tenu des frais de palier qui alourdissent le coût des premières tranches, l'engagement du palier N4 sera aussi économique que la poursuite du palier P'4 pour les deux premières paires N4, le gain escompté du changement de palier jouant pleinement au-delà.
     Le coût d'une tranche N4, hors frais de palier, serait en effet supérieur de 4% par rapport à celui d'une tranche P'4 mais avec un gain de puissance de 9%.
     Les marchés passés pour la première paire de tranches N4 (chaudière, groupe turbo alternateur) semblent confirmer cette hypothèse.
     Le coût de construction d'une tranche N4, au rythme de deux tranches par an, ressortirait donc à 5.094 F/kW installé aux conditions économiques du 1er janvier 1984.

     - environ 7.100 francs pour des centrales N4 et pour un rythme d'engagement de 2 tranches par an (2.800 MWe);
     - environ 7.825 francs pour des centrales P'4 avec un rythme d'engagement très ralenti; dans cette hypothèse, le passage au palier N4 compenserait les surcoûts liés à la réduction des programmes.

     1.2 Centrales au charbon
     1.2.1 Coût de construction de la centrale en développement (hors désulfuration)
     La centrale qui a servi de référence pour évaluer le coût de développement des tranches 600 MW au charbon est celle de CORDEMAIS 4 et 5.
     Il a été procédé à un raccordement des dépenses faites par E.D.F. sur ce site à celles faites par CDF sur CARLING 6. Cette analyse a fait apparaître que les dépenses engagées sur les deux sites étaient assez voisines sur les éléments comparables - elles sont légèrement inférieures à CORDEMAIS - bien que le coût de construction total de CARLING 6 soit inférieur de 7% à celui de CORDEMAIS; cette différence semble s'expliquer uniquement par le caractère très favorable du site de CARLING, où les travaux préliminaires de viabilité, de terrassement et de parc à charbon étaient inexistants.
     Le choix de CORDEMAIS 4 et 5 comme point de départ de l'évaluation du coût de développement de la centrale charbon paraît donc fondé, hors le problème spécifique posé par la chaudière. Pour des raisons d'opportunité, les chaudières adoptées à CORDEMAIS sont identiques à celle de CARLING 6, et conçues pour brûler des charbons à forte teneur en cendres.

     Un abaissement des coûts des centrales charbon est toutefois possible, à l'horizon étudié, par un changement de palier:
     - la réalisation d'un nouveau palier en cycle supercritique conduirait, selon CDF, à un surcoût de construction et de frais de maître d'œuvre de 0,5% et à des gains de consommation de combustibles de 2%; selon EDF, le surcoût de construction est plutôt voisin de 4%, et les gains sur la consommation seraient de 1,5%;
     - les constructeurs français étudient un palier de 900 MW. A titre de sensibilité on a supposé qu'il pourrait en résulter un abaissement des coûts de construction et de maître d'œuvre des centrales à charbon de 6%.

     b) Intérêts intercalaires
     Ils sont évalués, sur les centrales E.D.F., à 18% du coût de construction majorés des frais de maître d'œuvre.
     L'analyse des dépenses faites par CDF sur le site de CARLING 6 a montré que, sur ce cas particulier, le montant des intérêts intercalaires s'était élevé à 16,35% du coût de construction majoré des frais de maître d'œuvre. La facilité du site de CARLING expliquerait cette légère différence.

     c) Frais de pré-exploitation
     La valeur retenue - 82 F /KW - est identique, en francs constants à celle retenue en 1982.
     Exprimés en francs du 1er janvier 1984 par KW, les coûts d'investissement d'une centrale 600 MW ressortent donc aux valeurs suivantes:

     1.2.4 Coût de l'investissement de désulfuration
     Pour les coûts de désulfuration, deux solutions techniques ont été envisagées, qui conduisent à des rendements d'épuration très différents:
     - un procédé de lavage des fumées au calcaire, qui conduit à des rendements de 90% pour des rapports Ca/S de 1,2;
     - un procédé d'injection de chaux dans la chaudière, développé par CDF, avec lequel on espère obtenir un rendement de 60% avec un rapport Ca/S de 3 pour un charbon de qualité moyenne.
     Il est vraisemblable que, pour un rythme d'engagement de tranches à charbon élevé - 4 tranches par an -, les rendements d'épuration demandés seraient différents de ceux qu'on peut envisager pour des rythmes d'engagements faibles, comme dans le programme français de ces dernières années.

Lavage des fumées au calcaire: 1.070
Injection de chaux en chaudière: 141

     1.3 Centrales au fuel
     Compte tenu de l'absence de construction récente de telles centrales, on a conservé, sans examen complémentaire, l'hypothèse antérieure d'une décote de l6% par rapport au prix d'une centrale à charbon.
     Les coûts d'investissement (hors désulfuration), par kW installé et aux conditions économiques du 1.1.84, seraient donc les suivants:

 1 tranche/ an     2 tranches/an     4 tranches/an 
   4.869 F             4.673 F           4.561 F

Francs du 1.1.84 par kW 
Coût de construction ..............................................................2368
Frais de maître d'œuvre..............................................................71
 Intérêts intercalaires ..................................................................221
Coût d'investissement ..............................................................2660

     D'autres types d'équipements de pointe (utilisant par exemple des combustibles issus du charbon) seront probablement disponibles au cours de la décennie prochaine.
     Il apparaît prématuré de les considérer au même titre que les turbines à gaz classiques pour des mise en service en 1992.

     2.1 Valeurs retenues en 1982
     Les valeurs retenus en 1982 pour les charges totales d'exploitation étaient les suivantes, exprimées en monnaie du 1er janvier 1984:

     2.2 Valeurs proposées en 1983
     Les valeurs retenues en 1982 supposaient une augmentation à monnaie constante d'environ 3% par an de ces charges d'exploitation, celle valeur résultant de l'expérience passée.
     Le groupe de travail a estimé que dans le futur les facteurs de dérive devaient être mieux maîtrisés: une dérive moyenne de 2% a donc été retenue. Elle intègre les dérives élémentaires des charges de main-d'œuvre, de matière et de la fiscalité.
     Pour les centrales nucléaires les effectifs considérés sont ceux prévus dans les organigrammes-guides pour des centrales organisées en contre de production nucléaire et mises en service en 1992.
     Il convient de noter que la baisse de la valeur moyenne actualisée des charges d'exploitation par rapport à l'année précédente est imputable à la réduction de la dérive retenue par le groupe de travail (passage de 3 à 2%).
     En ce qui concerne les turbines à gaz la forte baisse des charges d'exploitation provient essentiellement de la modification de la puissance de référence (cf.l.4).
     Les valeurs proposées en 1983, pour une centrale mise en service en 1992 sont les suivantes:

     L'amortissement de ces charges sur le prix du kWh variera bien sûr suivant la durée d'appel des centrales.

     Les travaux du Groupe Long Terme Energie pour la préparation du 9e Plan ont servi de référence à l'élaboration du présent document. Toutefois, devant l'incertitude qui pèse sur les prix de l'énergie entre 1990 et 2020, il a paru raisonnable de retenir pour le charbon des scénarios contrastés, reflétant les avis différents des experts.
     L'évolution du cours du dollar depuis le début de 1983 a eu une importance considérable sur les prix des combustibles importés. Après consultation des représentants du Ministère de l'Economie et des Finances, les scénarios utilisés ont été établis sur la base d'un cours du dollar de 7,50 FF, valeur d'équilibre retenue pour l'horizon fixé. On examinera cependant la sensibilité des coûts de référence à un écart de 1 F, en plus ou en moins, du cours du dollar par rapport à cette estimation moyenne (fourchette de 6,5 FF à 8,5 FF).
     Les prix de combustibles mentionnés dans ce rapport sont exprimés en francs ou en dollars du 1er janvier 1984, sauf mention contraire.

     3.1 Combustible nucléaire
     Le Groupe Long Terme Energie du 9e Plan n'a pas fait d'hypothèses particulières en matière d'évolution du prix du combustible nucléaire.
     3.1.1 Uranium naturel
     Il est difficile de donner un chiffre précis pour le prix actuel de l'uranium naturel, car le marché spot ne couvre qu'une faible part des approvisionnements, et les contrats à long terme, qui font l'objet d'une négociation particulière, présentent une grande inertie.
     Il est indéniable que le marché de l'uranium traverse encore une profonde dépression; ainsi, malgré le léger renversement de tendance enregistré pendant le 1er semestre 1983, on trouve sur le marché spot de l'uranium naturel au prix de 24$/lb U.
     Les avis sont assez partagés sur l'évolution des prix dans un proche avenir: certains producteurs estiment qu'un retournement va avoir lieu dans quelques années; par contre d'autres observateurs considèrent que les difficultés des compagnies d'électricité sont durables, et qu'elles entraîneront à nouveau des reventes de quantité d'uranium permettant d'alléger la trésorerie des compagnies. Il en résulterait une baisse plus grande des prix de l'uranium sur le marché spot.
     En définitive, on a retenu comme prix actuel de l'uranium naturel la valeur de 630 F le kilo, sur la base des prix moyens constatés en France en 1983 (*) pour l'exécution des contrats en cours.
     On suppose que le prix de 700 F /kg serait atteint en 1990 et celui de 850 F/kg en l'an 2000, soit une augmentation moyenne de 2% par an à partir de 1985.
     Le groupe de travail a estimé qu'aucun élément tangible ne lui permettait de retenir pour le long terme un scénario de tension sur le marché de l'uranium naturel, tel qu'il pourrait résulter par exemple d'une reprise certaine des programmes nucléaires. En conséquence, le rythme d'augmentation à prix constant de 2% par an a été prolongé au-delà de l'an 2000. Une hypothèse différente n'aurait en tout état de cause qu'une faible sensibilité sur le coût final du kWh nucléaire.

     3.1.2 Le cycle du combustible nucléaire
     (coûts pour une production d'électricité en base)
     a) conversion en hexafluorure d'uranium UF6
     Aucune évolution n'est à noter. Le coût de la conversion de l'U₃O₈ en UF6 passe donc, par transposition aux conditions économiques du 1.01.84, à 42,4 F/kg d'uranium.

     b) enrichissement
     Le coût actuel de l'enrichissement par la société EURODIF s'établit à 970 F par UTS aux conditions économiques du 1er juillet 1983. Les clauses du contrat en cours entre E.D.F. et son fournisseur, valables jusqu'en 1990, permettent de prévoir une décroissance des coûts de l'ordre de 2% par an, ce qui conduit à la valeur de 912 F par UTS en 1990, en francs du 1.1.84.
     Sans pouvoir préjuger des futurs accords commerciaux, il a été retenu au-delà de 1990 un maintien à franc constant du prix de l'enrichissement à 912 F par UTS, valeur voisine de celle retenue en 1982.

     c) fabrication
     Le coût actuel de la fabrication des éléments combustibles est estimé à 1.430 F /kg d'uranium. Il se décompose approximativement en 75% pour la fabrication proprement dite et 25% pour les dépenses de calcul de cœur, d'amortissement des frais d'études, de provision pour garantie, etc.
     Contrairement à l'estimation faite en 1982 on peut penser que le poste «calculs et frais d'études divers» ne devrait pas sensiblement diminuer durant les 10 prochaines années.
     En conséquence, le coût de 1.430 F/kg d'uranium serait maintenu constant jusqu'en 1992, puis pourrait baisser de 1% par an en raison de gains de productivité.

     d) retraitement, conditionnement et stockage des déchets
     Le coût du retraitement est basé sur le devis de l'usine UP3 auquel s'ajoutent les frais de mise en route et le coût des piscines de stockage d'attente.
     Depuis 1982 le devis a dû être revu nettement à la hausse, compte tenu de l'état d'engagement des dépenses; en contrepartie le poste «aléas» a pu être légèrement réduit.
     Le coût moyen actualisé à prendre en considération passe donc à 6.150 F /kg d'uranium que l'on peut décomposer comme suit:

     3.1.3 Coût global du combustible nucléaire pour une production en base
     Le combustible nucléaire actuellement utilisé présente les caractéristiques suivantes:
     · enrichissement initial à l'équilibre: 3,1% 
     · taux de combustion au déchargement:33.000 MW j/t 
     Il nécessite un arrêt pour rechargement après un fonctionnement d'environ onze mois.
     L'expérience acquise à ce jour permet d'envisager l'adoption d'un combustible pouvant supporter des irradiations plus importantes et permettant d'allonger la durée des campagnes jusqu'à environ seize mois de fonctionnement. Il présente les caractéristiques suivantes:
     · enrichissement initial à l'équilibre: 4,22%
     · taux de combustible au déchargement: 45.000 MW j/t
     Au total les hypothèses développées précédemment aboutissent à un coût de combustible nucléaire en moyenne actualisée de 6,2 à 6,4 c/kWh, se décomposant comme suit:

     3.2 Charbon
     L'hypothèse sur l'évolution du prix du charbon a une influence importante sur la compétitivité relative du kWh charbon et du kWh nucléaire.
     Compte tenu des incertitudes qui affectent les prévisions sur l'évolution des prix des combustibles fossiles, il a paru prudent de retenir cette année deux scénarios contrastés, encadrant l'hypothèse du Groupe Long Terme Energie.
     3.2.1 Hypothèses du Groupe Long Terme Energie du 9° Plan
     Le Groupe Long Terme Energie a considéré que la structure de l'industrie charbonnière semble garantir le maintien d'un marché international suffisamment compétitif pour empêcher les producteurs de s'approprier toute la rente minière.
     Après analyse des coûts techniques et des facteurs de dérive, l 'hypothèse retenue pour le charbon repose sur un prix, de 47 $/t au cours de l'année 1983.
     Après avoir connu de fortes hausses en 1981 le prix du charbon a enregistré une baisse en 1982/1983 en raison d'une certaine surcapacité de l'offre par rapport à la demande et de la conjoncture dans l'activité du frêt maritime.
     3.2.3 Perspectives
     Il convient de faire abstraction des phénomènes conjoncturels enregistrés ces dernières années sur le marché du charbon.
     Selon les experts, les coûts techniques de production conduiraient en 1983 à un prix CIF de 37 $/t à 40 $/t pour le charbon d'Afrique du Sud, et à un prix de 50 à 58 $/t pour le charbon produit par les nouvelles mines de la côte Est des U.S.A. La dérive des coûts de production serait de 1 à 2% par an.
     Le prix moyen du charbon importé sera donc fonction de la répartition de nos approvisionnements entre les différents pays fournisseurs, des rentes différentielles que certains producteurs (Afrique du Sud par exemple) pourraient prélever, de la mise en exploitation de nouvelles mines à bas coûts de production (Colombie par exemple), du rôle que joueront les mines de la Côte Est des U.S.A. pour fixer un prix directeur du charbon importé, de l'éventuelle amélioration des conditions du transport du charbon (aménagement des ports sur la Côte Est des U.S.A. en particulier).

     Elle suppose en outre:
     - un coût du transport port-centrale de 55 F /t;
     - un pouvoir calorifique moyen du charbon de 6.300 th PCS/t.

     3.3 Fuel lourd
     3.3.1 Hypothèses du Groupe Long Terme Energie du 9^e Plan
     Les diminutions actuelles du prix du pétrole ne sont pas jugées représentatives des mouvements de longue période. En tendance les prix devraient être en effet fortement orientés à la hausse: au moins 3% par an en moyenne jusqu'à la fin du siècle à partir du prix de 1983 (27,7 $/baril pour le pétrole).
     Cette hypothèse centrale conduit à un prix du baril qui pourrait se situer autour de 56 $ à la fin du siècle.
     Deux variantes prenant un cheminement différent ont été retenues:
     - l'une supposant un nouveau «choc pétrolier» au début des années '90;
     - l'autre supposant une stagnation durable de la demande se traduisant par une moindre progression des prix.

     3.4 Fuel lourd distillé
     Le fuel lourd contient des impuretés métalliques en quantités trop importantes pour être utilisé dans les turbines à gaz sans risque de corrosion des ailettes, eu égard à la température de fonctionnement élevée de ces pièces mécaniques.
     L'écart de prix entre le fuel pour turbines à gaz et le fuel lourd provient du traitement pour éliminer les impuretés métalliques et tient compte de l'étroitesse du marché. Il est pour une part indépendant du prix du pétrole (amortissement des installations, etc.) et pour une autre part, au contraire, directement lié à ce prix (coût de l'énergie consommée pour la distillation)
     Aucun approvisionnement n'étant prévu en 1983, aucune modulation des hypothèses ne peut être faite facilement.
     Le différentiel est de 11 c/th à l'heure actuelle par rapport au fuel lourd. On a supposé qu'il évoluerait comme le prix du fuel lourd rendu centrale. La chronique des prix du fuel pour TAG est alors la suivante:

    Cette année comme l'an passé, le groupe de travail a décidé de réexaminer les hypothèses retenues pour un fonctionnement en base et de calculer des coûts de référence pour des durées d'appel plus courtes.

     4.1 Fonctionnement en base
     En 1982, les coûts de référence ont été calculés pour une durée de vie des équipements de 25 ans pour le thermique classique et de 21 ans pour le nucléaire, à compter de la mise en service industriel. La durée de vie ainsi que les durées annuelles de fonctionnement à la fois du thermique classique et du nucléaire ont fait l'objet d'un nouvel examen:
     - L'expérience acquise conduit à penser que les centrales thermiques nucléaires sont susceptibles de fonctionner en base pendant une durée d'au moins 25 ans, analogue à celle retenue pour une centrale thermique classique fonctionnant en base.
     - Les études menées s'appuyant sur le fonctionnement des centrales nucléaires dans le monde ainsi que sur l'expérience acquise pour le programme nucléaire français, ont permis de mettre en évidence le bon fonctionnement des centrales en cours de première année et le respect des normes Péon en cumulé. En conséquence, il n'a pas paru opportun de changer les hypothèses des normes Péon.
     - L'expérience acquise en matière de gestion du combustible des tranches PWR et de réalisation des travaux lors des arrêts pour entretien rechargement permet d'envisager des modifications qui permettront d'augmenter la disponibilité globale des installations. Il serait ainsi possible d'une part de réduire la durée des arrêts de deux semaines, et d'autre part d'allonger la durée des campagnes grâce à un combustible pouvant supporter des irradiations plus importantes. Ce mode de fonctionnement a été examiné en variante, la durée totale actualisée d'une centrale fonctionnant en base serait ainsi portée à 64.400 heures au lieu de 61.940 heures avec la gestion actuelle (détail du calcul en annexe 0-2). La valeur retenue en 1982 était de 58.500 heures.
     - En ce qui concerne les centrales thermiques classiques, le taux d'indisponibilité a été réexaminé sur la base du fonctionnement réel de ces centrales. Ainsi leur durée prévisionnelle de fonctionnement au cours de la phase adulte est portée à 6.600 h au lieu de 6.540: Dans ces conditions, la durée de fonctionnement totale actualisée retenue pour une centrale thermique classique fonctionnant en base est de 66.480 heures au lieu de 62.600 heures en 1982 (détail du calcul en annexe 0-2).

     4.2 Fonctionnement pour de plus faibles durées d'appel
     Les coûts de référence ont également été calculés pour de plus faibles durées d'appel correspondant à un fonctionnement en semi-base (4.000, 2.000, 1.000 heures) ou en pointe (400 heures).

REMARQUE:
     La durée d'appel de la centrale nucléaire théoriquement marginale sera de l'ordre de 3.000 heures en 1990. En fait il n'y a pas à proprement parler de centrale nucléaire marginale, car toutes les tranches pourront moduler en même temps. Cette durée illustre cependant bien la place qu'occupera le nucléaire dans le bilan électrique.

V. RESULTATS.
     5.1 Hypothèses de référence
     Les hypothèses de référence sont résumées dans les tableaux 0-1 à 0-4, le tableau 1-1 donne les coûts de référence pour des durées d'appel variant de 8 760 à 400 heures.
     Les principales conclusions sont les suivantes:
     5.1.1 Production en base
     La compétitivité relative des différents modes de production est légérement modifiée par rapport aux résultats de l'étude menée en 1982.
     Le rapport du prix du kWh produit dans une centrale charbon (hors désulfuration) par le prix du kWh produit dans une centrale nucléaire passe en effet de 1,63 à 1,44 (6). Cette évolution est surtout la conséquence des changements d 'hypothèses sur le prix du charbon: le coût du combustible baisse de 17% par rapport aux hypothèses retenues en 1982.

     5.2 Variantes
     5.2.1 Paramètres pris en compte
     On a testé la sensibilité des hypothèses de référence aux paramètres suivants:
     - Coût d'investissement de la production nucléaire: diminution de 5% conformément à l'objectif prévu par .E.D.F. pour le nouveau palier N4; ou au contraire augmentation de 10 à laquelle pourrait contribuer, entre autres facteurs, une nouvelle réduction du rythme d'engagement;
     - modification de la gestion des centrales nucléaires par allongement des campagnes et réduction des arrêts pour entretien-rechargement;
     - coût d'investissement de la production charbon: réduction de 6% à la suite du passage à un nouveau palier (900 MW);
     - prix du charbon: autour de l'hypothèse de référence (47$/t; 1,5% de dérive), deux scénarios ont été étudiés à titre de sensibilité: l'un supposant un prix de 52 $/t en 1983 et une dérive de 2% par an, l'autre supposant un prix de 47 $/t ne dérivant pas; 
     - cours du dollar de 6,5 francs à 8,50 francs au lieu de 7,5 francs retenu en référence.

· Coûts d'investissement et d'exploitation
 

· Prix des combustibles:

· Prix de l'uranium naturel: 698 F /kg en 1990 + 2% par an jusqu'en 2017 (1.192 F/kg)

H1 - Hypothèse I:
· investissement nucléaire: - 5% (N4)
· gestion du nucléaire en campagnes longues
· prix du charbon: 52 $/t, 2% de dérive
· désulfuration des fumées par lavage au calcaire
· 1 $ = 8,50 FF

H2 - Hypothèse I:
· investissement nucléaire: + 10%
· investissement charbon: - 6%
· prix du charbon: 47 $/t, pas de dérive
· désulfuration des fumées par injection de chaux
· 1 $ = 6,50 FF