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Ce rapport de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) est rédigé en vue de la mise en œuvre du nouveau dispositif faisant suite à l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) qui prend fin le 31 décembre 2025. Il présente l'évaluation par la CRE du coût complet de production du parc nucléaire historique d'EDF, soit toutes les installations nucléaires qui produisent de l'électricité et dont l'autorisation initiale d'exploiter a été délivrée avant le 1er janvier 2026. Il est ainsi constitué de 57 tranches, incluant Flamanville 3, mais exclue les futures tranches à venir ("EPR2").
À l'issue de son analyse des données transmises par EDF, la CRE retient un coût complet du nucléaire de 60,3 € /MWh pour la période 2026-2028. Pour la période triennale suivante (2029-2031), elle l'évalue à 63,4 €/MWh.
Le rapport traite en particulier des aspects suivants :
- La trajectoire prévisionnelle de production nucléaire, intégrant une analyse contextuelle des risques industriels et d'exploitation auxquels EDF est confrontée pour sa production ;
- L'analyse par composante de coûts, du coût complet du parc nucléaire historique, permettant de déterminer le niveau des charges comptables d'exploitation, des charges de capital et de deux composantes extra-comptables (rattrapage des charges induites par la réforme des retraites, charges de post-exploitation).
1. Synthèse
1.1. Méthodologie d'évaluation
1.2. Contraintes industrielles et échéances du parc nucléaire historique sur les périodes triennales considérées
1.3. Coût complet du nucléaire historique évalué par la CRE
1.4. Production prévisionnelle
1.5. Charges comptables d'exploitation
1.5.1. Charges de combustible
1.5.2. Achats et consommations externes
1.5.3. Charges de personnel
1.6. Charges d'investissement
1.6.1. Coût moyen pondéré du capital applicable au parc nucléaire historique
1.6.2. Valeur nette comptable du parc nucléaire historique
1.7. Rattrapage des effets de la réforme des retraites de 2004
1.8. Communication de la CRE
2. Cadre juridique et compétence de la CRE
2.1. Cadre juridique du rapport
2.1.1. Cadre juridique du versement nucléaire universel
2.1.2. Cadre juridique de l'évaluation des coûts complets du nucléaire historique
2.2. Compétence de la CRE
3. Contexte du nucléaire français sur les périodes triennales considérées
3.1. Présentation du parc nucléaire historique
3.2. Le programme de Grand Carénage
3.2.1. Rappel sur le programme de Grand Carénage
3.2.2. Retour sur l'avancée des grands chantiers du Grand Carénage
3.2.3. Enjeux à partir de 2025
3.3. Le programme START 2025
3.4. Le démarrage de l'EPR Flamanville 3
3.5. Projet de construction des EPR 2
3.6. Enjeux sur l'aval du cycle : projet pérennité résilience et aval du futur
4. Méthode générale retenue en 2023 et évolution du contexte
4.1. Rappels sur la méthode proposée par la CRE dans son rapport de 2023
4.1.1. Une approche fondée sur les coûts comptables de production et des briques extracomptables
4.1.2. Un CMPC tenant compte du contexte de régulation de la production nucléaire alors envisagé
4.2. Adaptation du coût du nucléaire au nouveau dispositif juridique
4.2.1. La période concernée par l'évaluation des coûts est plus courte
4.2.2. L'adaptation de certaines briques au cadre réglementaire
4.2.3. L'adaptation du CMPC au nouveau dispositif juridique
4.2.4. La continuité méthodologique
4.2.5. Hypothèses structurantes retenues
5. Coûts déclarés par EDF
5.1. Synthèse des coûts déclarés par EDF
5.2. Ajustements proposés par la CRE et repris par EDF
5.2.1. Retraitement des recettes issues de la fourniture de services systèmes
5.2.2. Retraitement de la rémunération du stock
5.2.3. Retraitement de la date de mise en service des nouveaux CAPEX
5.2.4. Révision de la taxe sur les installations nucléaires de base
5.2.5. Prise en compte du TURPE 7 dans la composante d'injection d'électricité
5.2.6. Impact de l'inflation sur les coûts déclarés par EDF
5.3. Ajustements en application du décret
5.4. Ajustement concernant la prise en compte de l'effet de la taxe sur l'utilisation de combustible nucléaire dans le CMPC
5.5. Synthèse des coûts déclarés par EDF après application du décret et de la loi
6. Production prévisionnelle du parc nucléaire
6.1. Présentation générale
6.1.1. Le niveau de production du parc constitue une donnée structurante de l'évaluation de la CRE
6.1.2. Déterminants l'estimation de production
6.1.3. Principaux facteurs pouvant affecter la trajectoire de production sur la période visée
6.2. Production prévisionnelle déclarée par EDF à la CRE et méthode associée
6.3. Puissance installée du parc historique hors FLA 3
6.3.1. Trajectoire de puissance installée déclarée par EDF
6.3.2. Analyse de la CRE
6.4. Trajectoire de disponibilité du parc historique hors FLA 3
6.4.1. Définition et historique
6.4.2. Trajectoire de disponibilité déclarée par EDF à la CRE
6.4.3. Analyse de la CRE
6.4.4. Conclusion sur la trajectoire de disponibilité du parc
6.5. Taux d'utilisation du parc historique hors FLA 3
6.5.1. Définition et historique
6.5.2. Trajectoire d'utilisation déclarée par EDF
6.5.3. Analyse de la CRE
6.5.4. Conclusion sur la trajectoire d'utilisation du parc de 56 tranches
6.6. Production prévisionnelle de FLA3
6.7. Synthèse et production prévisionnelle retenue par la CRE
7. Charges comptables d'exploitation
7.1. Présentation de la déclaration d'EDF
7.1.1. Généralités et approche méthodologique
7.1.2. Analyse générale de la trajectoire d'OPEX du parc nucléaire
7.2. Charges de combustible
7.2.1. Contexte et appréciation globale du niveau des charges de combustible dans la déclaration d'EDF avec les investissements dans l'aval du cycle
7.2.2. Achats consommés de combustible nucléaire
7.2.3. Dotations aux provisions aval
7.2.4. Aval du futur
7.2.5. Coût du combustible de l'EPR Flamanville 3
7.2.6. Synthèse
7.3. Appréciation générale des trajectoires d'OPEX hors combustible
7.3.1. Analyse des prévisions du PMT 23-25 en regard du réalisé
7.3.2. Appréciation de la trajectoire PMT 25-27
7.3.3. Analyse macro des trajectoires du business plan long-terme (BPLT)
7.3.4. Analyse globale de la trajectoire hors combustible et APCO
7.4. Achats et fonctions support
7.4.1. Achats imputés aux CNPE du parc historique hors FLA 3
7.4.2. Achats de maintenance en arrêt du parc historique hors FLA 3
7.4.3. Achats OPEX hors DPN du parc historique hors FLA 3
7.4.4. Fonctions supports et appui (FSA) du parc historique hors FLA 3
7.4.5. Achats de l'EPR de FLA3
7.4.6. Synthèse
7.5. Charges de personnel et tarif agent
7.5.1. Effectifs
7.5.2. Charges de personnel
7.5.3. Tarif Agent
7.6. Impôts et taxes
7.7. Autres produits et charges opérationnels (APCO)
7.8. Recettes externes et contrats RTE
7.8.1. Contrats RTE
7.8.2. Recettes externes
7.9. Production stockée et immobilisée (PSI)
7.9.1. OPEX Capexisées
7.9.2. PSI DPN AT
7.9.3. PSI de DTEAM
7.9.4. PSI Ingénierie et autres entités
7.10. Synthèse des OPEX hors combustible
8. Charges comptables d'investissement et rémunération du capital
8.1. Présentation de la déclaration d'EDF
8.2. Coût du capital
8.2.1. Présentation
8.2.2. Méthode de calcul retenue
8.2.3. Déclaration d’EDF
8.2.4. Approche paramètre par paramètre
8.2.5. Synthèse
8.3. Coûts d'investissement relatifs au programme industriel d'EDF
8.3.1. Présentation générale des trajectoires de CAPEX du parc nucléaire historique
8.3.2. CAPEX futurs du parc nucléaire historique hors FLA 3
8.3.3. Maintenance courante hors OPEX capexisées
8.3.4. OPEX Capexisées
8.3.5. CAPEX futurs de FLA 3
8.4. Amortissements
8.4.1. Amortissement de la VNC fin 2024 du parc nucléaire historique hors FLA 3 au périmètre DPN
8.4.2. Amortissement du stock de pièces de rechange immobilisées
8.4.3. Amortissement des actifs des entités hors DPN
8.4.4. Amortissement des nouveaux CAPEX
8.4.5. Amortissement des immobilisations en cours du parc historique
8.4.6. Amortissement des dépréciations pour allongement des actifs de contrepartie
8.4.7. Amortissements de FLA 3
8.5. Base d'actifs
8.5.1. VNC de référence fin 2024
8.5.2. Évolution de la VNC
8.6. Rémunération du capital
8.7. Coût de portage du stock
8.7.1. Présentation du poste et de la déclaration d'EDF
8.7.2. Analyse de la CRE
8.8. Synthèse
9. Analyse des composantes spécifiques
9.1. Rattrapage retraites
9.1.1. Présentation du poste de coûts
9.1.2. Méthode proposée par EDF
9.1.3. Analyse de la CRE
9.2. Charges de post-exploitation
9.2.1. Présentation du poste de coûts
9.2.2. Présentation de la déclaration d'EDF : évolution du poste de coûts
9.2.3. Analyse de la CRE
10. Coûts complets de production
10.1. Coûts complets de production pour la période 2026-2028 et la période 2029-2031
10.2. Évolution du coût entre le rapport 2023 et le rapport 2025
11. Éléments pouvant être pris en compte dans la fixation des tarifs de taxation et d'écrêtement
11.1. Description du fonctionnement de la taxe
11.2. Effet de la taxation sur la couverture des coûts d'EDF
11.3. Les recettes du marché de capacité et des services systèmes
Annexe – Éléments de comparaison aux opérateurs internationaux
Eléments de comparaison sur la disponibilité
Limites associées à la comparaison du coût calculé par le CRE avec les estimations disponibles dans la littérature
Limites associées à la comparaison du coût calculé par la CRE avec les estimations de l'AIE et de la NEA
Limites associées à la comparaison du coût calculé par la CRE avec les estimations du NEI et de TVO
Glossaire
- Type de document : Rapport d'étude
- Pagination : 219 pages
- Édité par : Commission de régulation de l'énergie