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Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique

11 juillet 2012 : Coût réel de l'électricité - Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique ( rapport de commission d'enquête )

B. DES COÛTS IMMÉDIATS MODÉRÉS DU FAIT D'UN BOUQUET ÉNERGÉTIQUE MARQUÉ PAR LE POIDS DU NUCLÉAIRE

1. Le nucléaire : une filière historiquement compétitive malgré des incertitudes multiples

La Cour des comptes a calculé que le coût de production au sens du coût courant économique de l'électricité nucléaire produite par le parc existant en France était en 2010 de 49,5 € / MWh.

Ce coût demeure inférieur aux prix de marché comme aux coûts de production de la plupart des autres sources de production d'électricité : on peut en déduire que le parc nucléaire des 58 réacteurs existants apparaît comme compétitif à l'heure actuelle sur le plan économique.

Le parc de production électrique nucléaire français

Le programme nucléaire civil français a commencé dans les années 1950. On regroupe traditionnellement en deux « générations » les réacteurs successivement construits et mis en service :

 le parc de 1re génération et Superphénix : 9 réacteurs, tous arrêtés définitivement.

Ce parc comprend 6 réacteurs de technologie « graphite-gaz » mis en service entre 1963 et 1972 (Chinon A1, A2 et A3, Saint-Laurent A1 et A2, Bugey 1), un réacteur à eau lourde (Brennilis, 1967) et un réacteur à eau pressurisée de puissance limitée (Chooz A, 1967). On peut lui ajouter Superphénix, réacteur à neutrons rapides lancé en 1974, qui avait au départ une vocation industrielle et non pas de recherche.

Le parc de 1re génération, en raison du faible nombre de réacteurs et de leur puissance limitée (hors Superphénix, qui n'a connu qu'un temps de fonctionnement réduit), n'a jamais représenté une part majeure de la production d'électricité française.

 le parc de 2génération : 58 réacteurs répartis sur 19 sites, tous en service ;

Ce parc, d'une puissance installée totale de 63 130 MW, produit la totalité de l'électricité nucléaire actuelle. Le premier réacteur (Fessenheim 1) a été couplé au réseau en mars 1977 et le dernier (Civaux 2) en décembre 1999. Les centrales sont réparties sur le territoire métropolitain, en général le long des grands cours d'eau ou sur les bords de mer. Ce parc est construit sur une technologie à eau pressurisée issue de l'acquisition d'une licence Westinghouse, qui a été développée selon plusieurs « paliers » successifs32(*) :

- CP0 : 6 réacteurs de 900 MW (Bugey, Fessenheim) ;

- CPY : 28 réacteurs de 900 MW (Blayais, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines, Saint-Laurent-des-Eaux, Tricastin) ;

- P4 : 8 réacteurs de 1 300 MW à Flamanville, Paluel et Saint-Alban ;

- P'4 : 12 réacteurs de 1 300 MW (Belleville, Cattenom, Golfech, Nogent-sur-Seine et Penly) ;

- N4 : 4 réacteurs de 1 450 MW (Chooz, Civaux) ;

- EPR : 1 réacteur de 1 600 MW en construction (Flamanville).

Le cycle du combustible

Le cycle du combustible comprend une phase amont (préparation du combustible avant son injection dans le coeur du réacteur) et une phase aval (traitement des combustibles usés et stockage des déchets nucléaires).

 L'amont du cycle :

l'uranium naturel extrait des mines est d'abord transformé chimiquement en hexafluorure d'uranium gazeux (usines Comhurex de Malvési et de Pierrelatte) ;

- ce gaz est ensuite « enrichi », c'est-à-dire qu'une partie de l'uranium 238 est retirée du flux gazeux afin de parvenir à une concentration de 3 % à 5 % d'uranium 235, nécessaire pour son utilisation dans les réacteurs du parc nucléaire actuel (usine Georges Besse d'Eurodif, à Pierrelatte) ;

- les crayons de combustible sont alors fabriqués et emballés (usine Areva de Romans-sur-Isère) ;

 L'aval du cycle :

- le combustible, après quelques années d'utilisation puis de refroidissement (dans une piscine sur le site de la centrale), est retraité afin d'en extraire l'uranium et le plutonium, susceptibles d'une utilisation future (usine Areva de La Hague) ;

- le plutonium, notamment, est utilisé pour fabriquer du combustible MOX utilisé dans certaines centrales (usine Melox de Marcoule) ;

- les déchets considérés comme non valorisables sont stockés dans les sites de l'ANDRA33(*) (voir infra) ou entreposés dans l'attente d'une solution de stockage définitif.

Ce constat doit toutefois être tempéré par l'existence de certaines incertitudes sur les coûts liés au démantèlement des centrales actuelles et au stockage des déchets. On verra plus loin que cette compétitivité de l'électricité nucléaire, qui tient également à une quasi-non-prise en compte des coûts d'assurance, pourrait évoluer dans le futur en fonction de l'évolution du parc nucléaire mais aussi de celle des coûts des autres sources d'énergie.

a) Le coût du nucléaire : une notion à géométrie variable

Dans le rapport de la Cour des comptes, le chiffre le plus souvent cité est sans doute celui du coût de production de l'électricité nucléaire, évalué à 49,5 € / MWh selon la méthode du coût courant économique.

Ce coût, qui comprend les coûts de constitution du parc nucléaire dans leur ensemble, doit être distingué du tarif de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) prévu par la loi NOME, qui prend en compte l'amortissement de ce parc.

(1) Des approches méthodologiques différentes selon les objectifs

Si le prix de l'électricité peut se constater en examinant la réglementation (pour l'électricité vendue aux tarifs réglementés), les tarifications des opérateurs (pour l'électricité vendue aux tarifs libres) ou encore les cotations sur les marchés (pour l'électricité vendue en gros), le coût de production de l'électricité est une notion plus difficile à appréhender.

La Cour des comptes, dans son rapport de janvier 2012, présente d'abord les coûts selon une approche pédagogique, appropriée à la spécificité du parc nucléaire, qui est entièrement constitué aujourd'hui : elle distingue les dépenses passées (construction, recherche passée), les dépenses courantes (coûts d'exploitation, recherche actuelle...) et les dépenses futures (démantèlement, gestion des combustibles usés, gestion des déchets radioactifs).

Lorsqu'il s'agit de calculer un coût de production, elle mesure, en revanche, d'une part, les coûts fixes (construction des centrales, démantèlement), d'autre part, les coûts variables (achat du combustible, charges de personnel, entretien du parc de production...)34(*).

Or plusieurs méthodes existent pour calculer un coût de production global à partir des dépenses ainsi identifiées. La Cour des comptes en considère principalement quatre, qui se différencient surtout par la manière dont est pris en compte le passage du temps sur les investissements initiaux :

le coût comptable : les investissements sont évalués à partir du montant des amortissements inscrits dans les comptes, année après année. Le total des amortissements permet de reconstituer le capital investi dans le parc, mais à sa valeur initiale, sans prendre en compte l'inflation ;

l'approche de la commission Champsaur35(*). Cette méthode calcule un coût de production actuel en prenant en compte la part du capital investi qui n'a pas encore été remboursée. Elle permet, afin de répondre à l'objectif de la loi NOME, de répercuter sur les tarifs la compétitivité du parc nucléaire historique (déjà largement amorti), en prenant en compte les travaux d'investissement nécessaires à sa prolongation, mais pas ceux qui permettraient, le cas échéant son remplacement par d'autres moyens de production ;

le coût comptable complet de production (C3P) qui, par rapport au coût comptable, permet notamment le remplacement du parc en prenant en compte l'évolution des technologies et des normes. L'application de cette méthode exige, d'ailleurs, que l'on soit en mesure d'identifier exactement quelles sont ces « technologies actuelles » et quel est leur coût. La méthode du C3P prend en compte l'amortissement partiel du parc existant ;

le coût courant économique (CCE) : cette méthode, appliquée par EDF au secteur nucléaire, intègre la valeur globale du parc de production, sans tenir compte des amortissements. Ce coût, qui inclut l'inflation, permettrait donc de reconstruire, en fin de vie, un parc identique au parc historique. Cette hypothèse de reconstruction est théorique dans la mesure où l'application des normes de sûreté actuelles imposerait aujourd'hui de recourir à d'autres technologies plus coûteuses que les technologies historiques.

La notion de coût courant économique

L'Autorité de régulation des communications électroniques et des postes (ARCEP) a explicité, dans sa décision n° 05-0834 de 2005, la méthode des « coûts courants économiques » pour valoriser la boucle locale cuivre dans le cas des télécommunications36(*).

Cette méthode permet, dans le cadre de l'ouverture à la concurrence, d'évaluer les coûts de remplacement en fonction des investissements réels de l'opérateur historique, en prenant en compte l'inflation. Elle permet à l'opérateur de financer les renouvellements nécessaires de son réseau, tout en lissant l'effet des cycles d'investissement afin de procurer une meilleure visibilité.

Comme l'a indiqué devant votre commission M. Paul Champsaur, qui était président de l'ARCEP en 2005 et a ensuite présidé les deux commissions qui ont successivement posé le principe de l'ARENH puis proposé le niveau de son prix, la notion de coût courant économique est appropriée pour servir de base à la fixation d'un tarif dans le cas d'un marché où les nouveaux entrants ont le choix entre acheter ou investir (comme le marché des télécommunications), mais pas dans le secteur du nucléaire où le parc n'est pas réellement extensible à court et à moyen terme.

(2) Le chiffrage de la notion de coût courant économique et des autres méthodes

Au total, le coût courant économique de la production d'électricité nucléaire, calculé par la Cour des comptes, a été de 20 172 millions d'euros en 2010, qui se décomposent ainsi :

Dépenses d'exploitation et investissements de maintenance

Coûts d'exploitation

8 824

Autres coûts variables37(*)

3 007

Coût d'utilisation des actifs nucléaires

Loyer économique38(*)

7 880

Démantèlement

461

Total

20 172

Millions d'euros de 2010. Données : Cour des comptes, annexe 15.

Compte tenu d'une production de 407,9 TWh en 2010, le coût unitaire est donc de 49,5 € / MWh en 2010.

Il convient toutefois de prendre garde à la sensibilité de ce chiffre aux variations de certains paramètres :

- en premier lieu, la valeur des investissements passés est prise en compte avec un taux de rémunération de 7,8 %, que la Cour des comptes dit ne pas être en mesure de valider. Si ce taux de rémunération était par exemple de 6 % seulement, le coût d'utilisation des actifs serait de 6,65 milliards d'euros seulement39(*), soit une baisse de 8,4 % sur le coût total ;

- en deuxième lieu, la valeur calculée vaut pour les conditions de production de l'année 2010 : une variation à la hausse ou à la baisse du taux d'utilisation des centrales nucléaires modifierait leur rentabilité dans le même sens ;

- le coût de 49,5 € / MWh ne prend pas en compte le programme supplémentaire de maintenance prévu par EDF et renforcé après les événements de Fukushima, ainsi que les évaluations complémentaires de sûreté menées par l'ASN. Ce programme, d'un montant annoncé de 55 milliards d'euros, renchérirait le coût de production de l'opérateur. En prenant en compte ce programme de maintenance, la Cour des comptes évalue à 54,2 € / MWh le coût courant économique de la production électronucléaire.

Les autres méthodes considérées par la Cour des comptes donnent des estimations différentes :

Résultat des différentes évaluations du coût du MWh en 2010

 

En €2010 / MWh

Coût comptable

33,4 €

Coût de l'approche de la commission Champsaur

33,1 €40(*)

Coût comptable complet de production (C3P)

39,8 €

Coût courant économique (CCE)

49,5 €

Source : Cour des comptes

b) Abstraction faite de l'assurance, il n'y a pas de coûts cachés mais des divergences d'évaluation

La Cour des comptes a effectué une étude approfondie des coûts de l'ensemble de la filière nucléaire civile, couvrant aussi bien les investissements physiques que les dépenses de recherche.

Le schéma suivant rassemble les principales dépenses identifiées par la Cour des comptes qui indique que seules les dépenses d'investissement relatives au parc actuel, ainsi que les charges d'exploitation et provisions d'EDF, ont vocation à être incluses dans le coût de production.

Synthèse des principales dépenses et charges liées au parc nucléaire actuel

Schéma Sénat, à partir des données de la Cour des comptes,
conclusion générale, notamment p. 273 et 281. Les derniers coeurs correspondent à la part de combustible non encore utilisé dans le réacteur au moment de l'arrêt définitif de celui-ci.

(1) Le débat autour de la prise en compte des dépenses de recherche

La Cour des comptes, dans son rapport de janvier 2012, estime à 55 milliards d'euros (monnaie de 2010) les dépenses totales de recherches faites dans le domaine de l'électricité nucléaire depuis le milieu des années 1950, soit environ un milliard d'euros par an. Ce montant a été confirmé devant votre commission par M. Bernard Bigot, administrateur général du CEA.

Au cours des dernières années, un rééquilibrage s'est effectué entre les dépenses publiques de recherche sur l'énergie nucléaire civile et celles consacrées aux nouvelles technologies de l'énergie. Toutefois, celles-ci portent non seulement sur les énergies renouvelables (y compris les biocarburants), mais aussi, notamment, sur le stockage d'énergie et le captage et stockage de CO2 :

en millions d'euros

2007

2008

2009

2010

Énergie nucléaire civile

384,909

399,244

417,211

430,009

Nouvelles technologies de l'énergie

278,008

380,407

488,520

417,094

Ratio NTE/nucléaire

72 %

95 %

117 %

97 %

Source : Commissariat général du développement durable (CGDD),
cité par l'Assemblée nationale41(*)

(a) Le lien entre l'estimation de la Cour des comptes et la filière de production électronucléaire actuelle

Cette somme ne concerne tout d'abord que les dépenses de recherche civile, d'ailleurs difficiles à distinguer des dépenses de recherche militaire jusqu'au milieu des années 1950.

On peut également se demander dans quelle mesure cet effort de recherche a débouché sur le parc de production nucléaire actuel qui fait pleinement partie de l'objet de votre commission d'enquête, c'est-à-dire le parc de 58 réacteurs à eau pressurisée.

La Cour des comptes indique que, sur les 55 milliards d'euros consacrés à la recherche, « 43 Md€2010 ont été dépensés sur le nucléaire actuel (y compris pour les générations antérieures à celles du parc actuel) et 12 Md€2010 pour la filière à neutrons rapides ».

La Cour semble donc englober dans le nucléaire actuel les technologies de « première génération » (graphite-gaz, eau lourde) dont l'exploitation commerciale a été arrêtée par la suite42(*).

La recherche française, notamment au sein du CEA, a porté en majorité jusqu'en 1963 sur la filière graphite-gaz. Puis la première place a été prise à partir de 1964 par la filière à neutrons rapides : après l'arrêt du pilote Phénix et du réacteur Superphénix43(*), cette filière est toujours l'un des principaux axes de la recherche publique44(*) avec le programme Astrid, pour une mise en service commerciale qui n'est pas attendue avant les années 2040.

Le parc de production actuel de 58 réacteurs relève, pour sa part, d'une technologie à eau légère développée aux États-Unis et acquise auprès de Westinghouse par la société française Framatome. Une partie de la recherche française a toutefois bénéficié au parc de production actuel, car la technologie Westinghouse a fait l'objet d'adaptations qui ont permis d'accroître la sécurité des centrales et d'augmenter la puissance unitaire des réacteurs.

S'agissant du cycle du combustible, la recherche française a porté notamment sur la technologie de diffusion gazeuse pour l'enrichissement de l'uranium (amont du cycle) et sur les technologies de traitement et de conditionnement des combustibles usés, pour lesquelles la France a élaboré un savoir-faire unique au monde (aval du cycle)45(*).

La technologie de diffusion gazeuse, qui consommait une quantité considérable d'électricité (l'équivalent de trois réacteurs nucléaires), vient, elle aussi, d'être remplacée par une technologie de centrifugation importée, acquise auprès de la société anglo-germano-néerlandaise Urenco : ce procédé, beaucoup moins consommateur d'électricité, est désormais mis en oeuvre dans la nouvelle usine Georges Besse II du Tricastin, l'usine Georges Besse I ayant terminé son activité le 7 juin 2012 après 33 années d'activité.

La recherche couvre également des programmes de protection et de sûreté nucléaire.

(b) Une participation croissante des industriels ou des autres opérateurs publics

La répartition des dépenses de recherche montre une réduction des dépenses du CEA et une participation croissante, après 1990, des autres opérateurs (ANDRA, IRSN, CNRS) et industriels (EDF, Areva) :

Recherche civile électronucléaire
(en milliards d'euros par an)

Données : Cour des comptes. Graphique Sénat.

Sur la période récente (1990-2010), ces dépenses se répartissent comme suit :

 

Montant en milliards d'euros de 2010

Détails

CEA sur subventions publiques

Nucléaire actuel : 6,2

- réacteurs : 1,6

- cycle du combustible : 2,5

- études support : 2,1

Filière à neutrons rapides : 2,6

dont 1 pour Phénix.

CEA sur financement externe

0,8 à 1,0

 

Autres opérateurs publics

2,8

- ANDRA : 1,5

- IRSN : 1

- CNRS : 0,3

Industriels

8 (estimation)

à parité entre EDF et Areva

Source des données : Cour des comptes

(c) Un montant élevé, mais à relativiser par rapport à la valeur produite par la filière électronucléaire

M. Bernard Bigot, administrateur général du CEA, a fait valoir que, si ces montants paraissent élevés, ils représentent une charge limitée si on la compare à la valeur produite par l'industrie électronucléaire : « la part de la recherche représente au plus 2,2 % de la valeur de l'électricité produite annuellement par la filière nucléaire ».

C'est effectivement l'ordre de grandeur que l'on obtient si l'on rapporte, sur une année donnée, la dépense de recherche (environ un milliard d'euros) à la production électronucléaire (421,1 TWh en 2011), compte tenu de la valeur marchande de l'électricité (110 € / MWh). On obtiendrait toutefois un pourcentage plus élevé si on considérait l'ensemble de la période : jusqu'aux années 1980, en effet, les dépenses de recherche étaient du même ordre qu'aujourd'hui alors que la production électronucléaire était beaucoup plus faible, voire négligeable46(*). De plus, cette valeur de 110 €/MWh, prise comme référence par M. Bernard Bigot lors de son audition, correspond au prix de vente, charges comprises, de l'électricité et non au seul coût de production.

(d) Une prise en compte seulement partielle des dépenses de recherche dans les coûts de l'électricité

Parmi les dépenses de recherche d'un montant de 55 milliards d'euros, 38 milliards ont été financés par des crédits publics (CEA et autres opérateurs publics) et 17 milliards par les industriels. Pour la période actuelle, la Cour des comptes estime les dépenses de recherche en 2010 à 1 056 millions d'euros, dont 295 millions à la charge d'EDF, exploitant des centrales nucléaires, et 414 millions d'origine publique.

Les dépenses publiques ne sont pas, a priori, prises en compte dans le coût de l'électricité.

La Cour des comptes fait toutefois observer que les dépenses financées sur fonds publics, d'un montant total de 644 millions d'euros en 2010 (soit 414 millions pour la recherche et 230 millions pour la sécurité, la sûreté et la transparence), sont proches du produit de la taxe sur les installations nucléaires de base (taxe INB) versée à l'État par les exploitants. Elle en conclut qu'« on peut considérer que cette taxe, spécifique au secteur nucléaire, est destinée à couvrir les dépenses publiques qui lui sont attachées »47(*). On pourrait donc considérer que les dépenses publiques de recherche et de sécurité se reflètent dans les coûts de production de l'électricité nucléaire. Cela ne serait toutefois vrai que depuis un petit nombre d'années, car le produit de la taxe INB a longtemps été très inférieur à son niveau actuel.

Par ailleurs, dans leur contribution au rapport de la Cour des comptes de janvier 2012, les ministères concernés font valoir que « les dépenses de recherche ayant permis de mettre au point les réacteurs du parc actuel constituent des dépenses non récurrentes qu'il ne serait pas nécessaire de répéter si l'on voulait reconstruire un parc à l'identique et pour lequel il n'est donc pas nécessaire de reconstituer le capital. Il convient donc de les exclure du calcul du coût de production. ». Si l'argumentation peut se comprendre sur le plan théorique, il est peu probable dans les faits que soient construites à l'avenir de nouvelles centrales de 2e génération ; les dépenses de recherche afférentes peuvent donc être considérées comme attachées uniquement au parc actuel (sauf dans la mesure où ces dépenses ont également préparé la mise au point de réacteurs de technologie postérieure, tels que l'EPR).

En outre, il convient de noter que, comme dans d'autres secteurs économiques, la recherche publique a des effets induits, difficiles à chiffrer mais qui relèvent de l'intérêt général national, sur l'ensemble de l'économie et notamment sur la création et la stimulation d'acteurs industriels de premier ordre.

Le CEA, désormais troisième déposant de brevets en France48(*), a ainsi joué un rôle de premier plan dans la diffusion de technologies de pointe auprès de partenaires industriels de taille mondiale comme par la création de nombreuses entreprises « start-up ». De plus, comme on l'a vu, une partie importante de ces dépenses publiques a porté et porte encore sur des filières, telles que celle de 4e génération, qui ne correspondent pas à la production électronucléaire actuelle.

Afin de comparer correctement les effets bénéfiques pour l'économie française du choix nucléaire, il conviendrait de considérer le coût d'opportunité : qu'en aurait-il été si les dépenses avaient été orientées différemment ? Une analyse macro-économique et une analyse en termes de stratégie industrielle seraient nécessaires pour pouvoir répondre précisément.

Néanmoins, à titre d'exemple, il convient de considérer que les filières des énergies renouvelables et de l'efficacité énergétique (par exemple dans la rénovation du bâtiment) sont hautement intensives en emploi et, qu'en conséquence, leur développement aurait possiblement pu conduire à une situation économique passée et présente plus favorable.

Il est important de noter que la recherche publique française consacrée à l'énergie s'est concentrée quasi-exclusivement sur la filière nucléaire, au détriment des autres secteurs de l'énergie.

Ainsi, d'après l'Agence internationale de l'énergie, les dépenses cumulées de 1985 à 2002 de recherche et développement publique dans l'énergie ont été consacrées à moins de 2 % aux énergies renouvelables. La recherche dans l'efficacité énergétique a bénéficié d'un soutien du même ordre de grandeur.

S'agissant du développement des énergies renouvelables, lors de son audition du 19 mars, M. Bigot avait concédé que le rattrapage était long : « Il a été demandé au CEA, au moment où sa mission se développait à la fois dans le domaine de l'énergie nucléaire et dans celui des énergies renouvelables, de faire en sorte que, pour un euro dépensé pour le nucléaire du futur, un euro soit consacré aux énergies renouvelables. Nous essayons actuellement de répondre à cette exigence ».

La comparaison entre filières des montants de la recherche réalisée actuellement sur fonds publics a particulièrement alerté votre rapporteur : environ 430 millions d'euros par an - dont 271 millions d'euros pour le CEA - pour le nucléaire, contre 300 millions d'euros par an - dont 84 millions d'euros pour le CEA - s'agissant des énergies renouvelables, selon M. Bernard Bigot. Or, d'après le tableau fourni par le Commissariat général au développement durable (CGDD) pour l'année passée (voir le graphique ci-après), un peu plus de 100 millions d'euros seulement ont été investis en recherche publique sur les énergies renouvelables, soit environ quatre fois moins que pour le nucléaire.

Votre rapporteur souligne donc que la commande de l'État de parité de financement des recherches n'est toujours pas atteinte, loin s'en faut. Alors même qu'Eurelectric, la fédération européenne des producteurs d'électricité, annonce un total de 250 milliards d'euros d'investissements dans les filières renouvelables en Europe d'ici 2020, contre 16 pour les nouvelles capacités nucléaires. Il est inimaginable qu'un pays comme la France, en pointe dans ce secteur, se marginalise par rapport à ses voisins.

Votre commission souligne la nécessité d'un rééquilibrage des programmes de recherche entre nucléaire et renouvelables, la France ne pouvant prendre le risque d'être exclue des marchés économiques majeurs que sont aujourd'hui les énergies renouvelables.

Financement public de la R&D sur l'énergie (France, 2010)

Chiffres : graphique Sénat à partir de chiffres communiqués par le
Commissariat général au développement durable

Quel serait l'impact d'une prise en compte dans les coûts de l'électricité des dépenses publiques de recherche ?

Quelle que soit l'opportunité d'une décision d'imputation des dépenses publiques de recherche sur les factures d'électricité, votre rapporteur s'est interrogé sur le surcoût qu'entraînerait, le cas échéant, un tel choix.

Plusieurs méthodes ont été considérées49(*). Un calcul consistant à réévaluer pour chaque année depuis 1957, en fonction du taux de rendement des actifs, le montant des dépenses annuelles de recherche publique en euros courants, puis à rapporter le montant total à la production du parc électronucléaire estimée sur l'ensemble de sa durée d'exploitation, conclut à un surcoût de 7,37 € / MWh.

Par ailleurs, une application aux dépenses de recherche publique électronucléaire de la méthode du coût courant économique définie par l'ARCEP dans sa décision n° 05-0834 de 2005 fait apparaître une valeur, très proche de la précédente, de 7,13 € / MWh.

La sensibilité de ces estimations à une variation du taux de rendement des actifs ou de la durée d'exploitation du parc électronucléaire est comparable à la sensibilité de l'estimation du coût courant économique du parc de production que présente la Cour des comptes dans l'annexe 15 de son rapport de janvier 2012.

On peut donc estimer à 61 € / MWh environ le coût complet de production de l'électricité nucléaire dans le cas où l'on choisirait d'inclure les dépenses de recherche publique, si l'on part du coût courant économique calculé par la Cour des comptes, compte tenu de l'impact des projets de maintenance post-Fukushima (soit 54,2 € / MWh).

Compte tenu de ces éléments, votre commission souligne qu'un débat peut avoir lieu sur l'opportunité d'une prise en compte partielle des dépenses de recherche publique dans les prix de l'électricité.

Ainsi, une prise en compte des dépenses de recherche publique à hauteur de 50 % pourrait entraîner une hausse du coût de l'électricité de 3 à 4 euros par mégawatt-heure.

(2) Les enjeux du démantèlement

La commission d'enquête s'est tout particulièrement intéressée à l'enjeu du démantèlement, auquel elle a consacré, en tout ou en partie, deux déplacements respectivement à Brennilis (Finistère) et Chooz (Ardennes).

Le calcul du coût complet du nucléaire ne peut en effet se limiter à la période de construction et d'exploitation des centrales nucléaires : il est nécessaire de prendre en compte les charges importantes de traitement du site afin d'éliminer tout danger résiduel, voire de l'ouvrir à d'autres usages.

Ces charges s'étalent sur plusieurs décennies, de sorte que la durée totale d'existence d'une centrale nucléaire (construction, exploitation, démantèlement) peut atteindre un siècle.


· La France a fait le choix du démantèlement « immédiat », c'est-à-dire que les opérations démarrent dès l'arrêt de l'installation (en fait, quelques années après pour les parties de l'installation les plus contaminées). Ce choix entraîne des surcoûts : une période d'attente de 40 ou 50 ans était autrefois envisagée afin d'attendre une diminution naturelle d'activité radiologique qui aurait facilité la réalisation des travaux. Mais il permet de bénéficier d'une meilleure connaissance du site, apportée notamment par les personnes qui ont participé à son exploitation.

Les travaux de démantèlement sont en cours pour huit réacteurs de la « première génération », ainsi que pour le réacteur Superphénix. Les deux chantiers qui devraient s'achever en premier, sont ceux de Chooz A en 2019 (soit 28 ans après l'arrêt de la centrale) et de Brennilis en 2023 (38 ans après l'arrêt)50(*).


· La question du coût du démantèlement fait l'objet de nombreuses incertitudes ; elle ne paraît toutefois avoir qu'un impact limité sur le coût de production de l'électricité.

La Cour des comptes estime à 31,9 milliards d'euros les charges restantes de démantèlement pour les installations nucléaires civiles :

 

Charges brutes restantes de démantèlement
au 31 décembre 2010
(milliards d'euros de 2010)

Installations en exploitation d'EDF

18,4

Installations arrêtées d'EDF

2,5

Installations d'Areva

7,1

Installations du CEA

3,9

Total

31,9

Source des données : Cour des comptes

EDF, interrogé par votre rapporteur, a indiqué que le taux d'exécution, comparant les dépenses engagées au coût total de l'opération tel qu'estimé lors de la dernière révision du devis, était à la fin 2011 de 57,3 % pour Brennilis, de 67,5 % pour Chooz A et de 78,1 % pour Creys-Malville (Superphénix), la déconstruction des autres réacteurs étant moins avancée.

La totalité de cette somme n'est pas reflétée dans le coût courant économique de la production d'électricité nucléaire, tel qu'il est calculé par la Cour des comptes. Celle-ci considère, en effet, séparément le coût du démantèlement du parc de production électronucléaire actuel d'EDF, composé de 58 réacteurs51(*), et le coût du démantèlement des installations arrêtées52(*) et des autres installations (réacteurs de recherche, sites d'entreposage des déchets, usines d'enrichissement de l'uranium, usines de traitement des combustibles usés...).

L'étude du coût du démantèlement des installations de première génération est toutefois riche d'informations sur le coût à prévoir pour le démantèlement futur des 58 réacteurs du parc actuel. Il permet également d'apporter un retour d'expérience aux sociétés chargées du démantèlement.

La Cour des comptes a ainsi calculé que les devis de démantèlement des installations arrêtées avaient, à périmètre constant, connu une augmentation de 17,3 % entre 2006 et 2008. L'évolution a toutefois été contrastée : + 26 % à Brennilis, mais - 23 % à Chooz A.

S'agissant du coût effectif du démantèlement du parc actuel de deuxième génération, il devrait bénéficier :

- de l'expérience acquise sur le parc de première génération d'une part (notamment à Chooz A, réacteur de faible puissance mais de technologie proche de celle du parc actuel) ;

- des économies d'échelle offertes par l'homogénéité du parc actuel, les 58 réacteurs utilisant tous une technologie à eau pressurisée dérivée de la licence Westinghouse acquise au début des années 1970. Ces économies d'échelle auront toutefois des limites, chaque site ayant ses spécificités technologiques et géographiques.

EDF - Coût de démantèlement des installations arrêtées
(millions d'euros de l'année)

Installation

Type

Coût total de démantèlement (devis)

en 2001

en 2003

en 2006

en 2008

Chinon A1, A2 et A3

Réacteurs UNGG

694,7

649,0

586,5

810,0

St-Laurent A1, A2 et silos

822,1

733,0

614,8

803,0

Bugey 1

348,4

373,0

289,9

412,0

Brennilis

Prototype eau lourde

254,0

260,0

265,6

373,0

Chooz A

Exemplaire préfigurant la série REP900 Mwe

245,1

224,0

216,5

220,0

Creys-Malville

Prototype (Superphénix)

941,6

952,0

912,4

943,0

ICEDA
(coût total)

Conditionnement et entreposage

 

230,0

240,8

291,0

APEC

Entreposage combustible

     

36

Total

3 305,9

3 421,0

3 126,5

3 888,0

Source : document communiqué à votre rapporteur par EDF.

Dépenses engagées par EDF depuis 2001
(en millions d'euros de 2011)

Projets

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Total

Total programme 1re génération

165

169

170

174

146

155

159

180

222

223

1 761

Source : données communiquées à votre rapporteur par EDF.


· Un sujet d'interrogation sur les prévisions relatives au coût du démantèlement provient de la comparaison des estimations françaises avec les expériences étrangères, même si les enseignements d'une telle comparaison sont limités en raison des différences de technologies et de réglementations. La Cour des comptes a tenté de corriger ces disparités pour appliquer, par extrapolation, les charges de démantèlement de six pays étrangers au parc des 58 réacteurs français d'EDF.

Le coût estimé en France à partir des informations fournies par EDF (18,4 milliards d'euros) apparaît alors comme le plus faible : ce coût serait de 20 milliards d'euros en Suède, 27,3 à 34,2 milliards d'euros aux États-Unis, 25,8 à 62 milliards d'euros en Allemagne et 38,9 milliards d'euros au Japon.

EDF a fait valoir à votre rapporteur que les spécificités du parc français justifient des estimations de déconstruction plus basses que dans d'autres pays : la standardisation du parc sur une filière (eau pressurisée) moins coûteuse à déconstruire, la présence systématique de plusieurs tranches sur un même site, une puissance unitaire élevée et enfin une organisation industrielle spécifique.


· En tout état de cause, la Cour des comptes considère que, même en prenant en compte cette large marge d'incertitude, l'impact du coût du démantèlement sur le coût de production de l'électricité demeure relativement mineur.

Ainsi, pour un taux d'actualisation de 5 % (inflation comprise), un doublement du devis de démantèlement accroîtrait le coût annuel de production de 1 milliard d'euros, ce qui correspond à une augmentation du coût de production de 5 % seulement. Cette analyse est sensible au choix du taux d'actualisation, comme l'examinera votre rapporteur infra.


· Une meilleure association entre les opérateurs chargés du démantèlement et l'Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) permettrait peut-être de mieux maîtriser la quantité de déchets générée et, par conséquent, le coût global de la gestion des déchets.

Mme Marie-Claude Dupuis, directrice générale de l'Agence, a ainsi indiqué lors de son audition devant votre commission que le centre de stockage de déchets de très faible activité, situé dans l'Aube et ouvert en 2003, était concerné par un remplissage beaucoup plus rapide que prévu, en raison du volume des aciers et gravats issus du démantèlement. Ce centre pourrait donc être saturé d'ici à 2025. Mme Dupuis a plaidé pour une collaboration renforcée avec EDF, le CEA et Areva en amont des stratégies de démantèlement, afin d'optimiser les processus pour éviter l'engorgement de ce centre de stockage.

Votre commission souligne la nécessité de disposer d'un plan précis pour le démantèlement des 58 réacteurs actuels, assorti d'un chiffrage du coût de chaque étape et régulièrement mis à jour en fonction du retour d'expérience des démantèlements en cours, afin de mieux préciser les coûts futurs induits par le parc nucléaire actuel.

Votre commission souligne également que le démantèlement ne doit pas être la « variable d'ajustement » de la filière nucléaire, qui pourrait être tentée de repousser celui-ci dans le temps en cas de difficultés de financement. D'une part, le démantèlement peut constituer une orientation stratégique pour l'industrie nucléaire française dans un monde où de nombreux réacteurs seront mis à l'arrêt dans les décennies à venir. D'autre part et surtout, le maintien à l'arrêt sur l'ensemble du territoire national de nombreux réacteurs non décontaminés, alors que la mémoire de ces installations disparaîtra peu à peu après leur arrêt, présenterait un risque de sécurité certain.

(3) De fortes inconnues relatives au stockage, pour un impact limité sur le prix de l'électricité

Le stockage des déchets radioactifs est confié en France à un établissement public industriel et commercial, l'Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA). Il a fait l'objet d'un cadre législatif auquel le Parlement, notamment à travers l'Office parlementaire des choix scientifiques et technologiques (OPECST), a été et demeure particulièrement attentif.

Le stockage soulève, surtout dans le cas des déchets à vie longue ou à haute activité, des questions relatives à la sécurité et à des choix de société, qui seront évoqués plus loin53(*). Il sera ici question du coût financier du stockage. Son impact sur le coût de l'électricité devrait demeurer relativement limité malgré les grandes incertitudes qui entourent son montant absolu. Une inconnue viendrait s'y ajouter dans le cas où il serait renoncé définitivement à valoriser un jour certaines matières radioactives dans un parc de centrales nucléaires de 4génération.

(a) Les différents modes de stockage des déchets nucléaires

Les déchets nucléaires sont produits non seulement par le parc de production d'électricité qui intéresse directement votre commission d'enquête (62 % en volume), mais aussi par le secteur de la recherche (17 %, dont une partie est liée à la production d'électricité), par les activités de défense (17 % également), ainsi que par l'industrie non nucléaire (3 %) et le secteur médical (1 %).

Dans le cas des déchets issus de l'exploitation des centrales nucléaires, on peut distinguer :

- les combustibles usés qui ne font pas l'objet d'un retraitement et ne sont donc pas valorisables. Certains ont déjà été recyclés antérieurement ;

- certains résidus issus des opérations de fabrication du combustible (amont du cycle) ou de traitement des combustibles usés (aval du cycle) ;

- les déchets issus du démantèlement des installations.

Ces déchets sont classés en fonction de leur niveau d'activité et de leur durée de vie, ce qui a déterminé la construction de plusieurs centres de stockage distincts :

- dans l'Aube, le centre de Morvilliers accueille les déchets de très faible activité (TFA), tandis que le centre de Soulaines accueille les déchets de faible et moyenne activité à vie courte (FMA-VC). Un autre centre de stockage de déchets de faible et moyenne activité, situé dans la Manche, est désormais fermé et fait l'objet d'une surveillance ;

- un projet de centre de stockage de déchets de faible activité à vie longue (FA-VL) est à l'étude, mais a pris du retard en raison de la difficulté à trouver un site d'accueil ;

- un projet de stockage en couche géologique profonde des déchets à haute activité (HA) ou à moyenne activité et vie longue (MA-VL) est étudié sur le site de Bure (Meuse - Haute-Marne).

L'ANDRA prévoit un accroissement important du volume de déchets d'ici à 2030.

Prévision d'évolution des volumes de déchets

Graphique Sénat. Données ANDRA, Inventaire national des matières et déchets radioactifs, édition 2012 - les essentiels. Les déchets à haute activité (HA) ne sont pas représentés
en raison de leur volume très faible.

(b) Les incertitudes entourant les solutions de stockage de déchets à faible et moyenne activité

Deux incertitudes entourent les solutions de stockage de déchets à faible et moyenne activité.

Concernant, d'une part, les déchets de faible activité à vie longue, dont la radioactivité peut se maintenir pendant des milliers, voire des centaines de milliers d'années, l'ANDRA recherche un site de stockage à faible profondeur.

Comme l'a indiqué Mme Marie-Claude Dupuis, lors de son audition devant votre commission, une première tentative a échoué en 2008 après le retrait de deux communes qui s'étaient portées candidates ; un nouveau projet doit être présenté par l'ANDRA au Gouvernement au cours de l'année 2012. Il s'agirait, toutefois, essentiellement de déchets « historiques » issus de l'industrie des terres rares54(*). Leur coût ne concerne donc pas l'exploitation des centrales nucléaires.

D'autre part, et comme cela a été précisé précédemment, le centre de stockage de déchets de très faible activité de Morvilliers risque d'être saturé plus vite que prévu par les déchets de déconstruction.

(c) Des estimations de coût très différentes selon les opérateurs pour le projet de stockage géologique

La principale incertitude, en termes de coût, concerne le projet de stockage en zone géologique des déchets les plus dangereux, dit projet « Cigéo », qui fait l'objet de recherches actuellement au laboratoire souterrain de Meuse - Haute-Marne à Bure : ces déchets sont principalement issus du traitement des combustibles usés.

Les déchets à haute activité, s'ils représentent seulement 0,2 % en volume des 1 320 000 m3 de déchets recensés à fin 2010, concentrent en effet 96,8 % de la radioactivité55(*).

Le chiffrage de ce projet a fait l'objet d'évolutions importantes et n'est pas consensuel.

Une première estimation, réalisée en 2005 par un groupe de travail réunissant, sous l'égide de l'administration, les producteurs de déchets (EDF, Areva, CEA) et l'ANDRA, a conclu à un coût de 13,5 à 16,5 milliards d'euros.

En 2009, l'ANDRA a réalisé une nouvelle estimation de 33,8 milliards d'euros, qu'elle fonde sur les évolutions techniques survenues entre-temps ainsi que sur un accroissement du périmètre du projet.

Les exploitants nucléaires ont présenté pour leur part, fin 2010, des options de conception alternatives pour le stockage (dossier « STI »), dont le coût était estimé à 14,4 milliards d'euros, en retenant des choix techniques, notamment architecturaux, différents.

Lors de son audition devant votre commission, M. Christian Bataille, député, auteur avec M. Claude Birraux de plusieurs rapports sur la gestion des déchets au nom de l'OPECST et rapporteur de la loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs (couramment désignée sous le nom de « loi Bataille »), a souligné avec force le rôle qui doit, selon lui, demeurer celui de l'ANDRA : « si les producteurs - EDF en premier lieu, mais aussi Areva et le CEA, sans oublier les petits producteurs comme les hôpitaux - ont, incontestablement, leur mot à dire s'agissant de la gestion de leurs déchets, c'est à l'ANDRA, organisme public investi par la loi de cette mission, de prendre, au final, les décisions sur les modalités de mise en oeuvre, dans le respect des exigences de sûreté fixées par l'ASN56(*) ».

À la demande de votre rapporteur, l'ANDRA a apporté les explications suivantes au sujet de la différence de conception entre les deux projets :

« L'architecture proposée dans le dossier STI nécessite une plus grande emprise souterraine que l'architecture du dossier 2009 (+ 50 %) et est moins flexible. Certaines options techniques (creusement au tunnelier, allongement des micro-tunnels de stockage HA) avaient également été examinées dans le cadre du dossier 2009. Elles nécessitent toutefois des essais de validation au Laboratoire souterrain pour confirmer leur faisabilité dans le contexte géologique particulier étudié pour le stockage. Ces pistes d'optimisation sont approfondies dans les études en cours menées par l'ANDRA.

Certaines options techniques proposées par les producteurs ne sont pas compatibles en l'état avec les exigences de sûreté en exploitation et à long terme du projet :

- compte tenu du caractère nucléaire et souterrain de Cigéo ainsi que son extension sur plusieurs kilomètres, les conditions de développement d'un incendie seront particulières et différentes de celles des installations nucléaires de surface. L'instruction du dossier 2009 par l'ASN a porté en particulier sur les différences de référentiels et de pratiques entre les installations nucléaires de surface et les ouvrages souterrains (mines, tunnels) ;

- le dossier STI propose une architecture souterraine « monotube » sans disposition particulière pour l'évacuation du personnel ou l'arrivée des secours, ce qui permet de réduire considérablement le linéaire de galeries. La gestion de l'incendie se fonde sur les pratiques des installations nucléaires de surface (fermeture de portes coupe-feu et confinement sur un secteur fermé). Le personnel doit évacuer l'installation en franchissant les portes coupe-feu, la distance à parcourir dans les fumées dépendant notamment de la fermeture effective de ces portes après détection de l'incendie ;

- conformément au Guide de sûreté de l'ASN relatif au stockage, « la conception et l'implantation des liaisons surface-fond devront permettre de limiter la circulation des eaux en prenant en compte la nécessité de réaliser un scellement efficace ». Le dossier STI propose une architecture souterraine avec des puits de retour d'air en extrémité de zone de stockage pour simplifier le circuit de ventilation et réduire le linéaire de galeries. Le dossier 2009 retient en référence l'option d'un regroupement des puits et de la base des descenderies dans une même zone souterraine d'emprise restreinte. Cette disposition est plus robuste vis-à-vis de la démonstration de sûreté après fermeture. 

Dans son rapport d'évaluation de novembre 2011, la CNE57(*) a ainsi estimé que le travail effectué par les producteurs contient des éléments techniques qui méritent examen. Elle a néanmoins relevé que « ce projet satisfait moins bien que le projet 2009 de l'ANDRA l'objectif prioritaire d'impact radiologique le plus réduit possible, compatible avec les conditions techniques et économiques ». »

(Source : ANDRA)

EDF a apporté pour sa part à votre rapporteur les éléments de réponse suivants :

« Le chiffrage du stockage STI (stockage industriel) des producteurs repose sur une architecture de stockage qui intègre toutes les optimisations techniques identifiées par le groupe de travail ANDRA/producteurs/DGEMP58(*)/ASN de 2005, ainsi que le retour d'expérience des trois exploitants nucléaires dans leurs métiers respectifs.

Il procède au choix de solutions simples, dont la faisabilité a déjà été prouvée sur des installations suffisamment comparables et qui font l'objet d'un retour d'expérience industriel. Cette simplicité et cette robustesse sont plus favorables à la sûreté opérationnelle, notamment lors du chantier. Par ailleurs, il répond aux mêmes exigences de sûreté que l'architecture proposée par l'ANDRA, pour la sûreté de long terme. Ces choix permettent de rester dans l'enveloppe initialement retenue pour le coût d'investissement de cet ouvrage (c'est-à-dire 5,6 Md€ à comparer aux 14,6 du chiffrage 2009 de l'ANDRA, soit une différence de 9 Md€).

L'optimisation de l'architecture par les producteurs permet à elle seule une diminution de plus de 75 % du coût d'investissement par rapport au chiffrage ANDRA 2009 :

- ainsi le choix d'une architecture monotube permet de réduire fortement le linéaire de galeries (34 km contre 96 km) et le nombre d'intersections (une centaine contre plus de 500), ce qui conduit à diminuer le coût d'investissement de 2,2 Md€ (tous les montants indiqués dans cette fiche sont aux conditions économiques de 01/2008) ;

- le choix d'une technique de creusement au tunnelier, qui bénéficie d'un retour d'expérience favorable, y compris dans des conditions proches d'un stockage à Bure, permet une diminution de 1,2 Md€ ;

- la différence de coût pour les alvéoles Haute Activité est de 1,4 Md€, dont 0,9 Md€ lié à l'allongement des alvéoles à 120 mètres et 0,5 Md€ à une estimation différente du coût des intercalaires placés entre les colis de déchets ;

- enfin, les différences de méthode retenue pour estimer le personnel en support aux travaux souterrains ont un impact de 2 Md€. Sont pris en compte dans ce poste : le personnel de fonctionnement du chantier en surface, le personnel de fonctionnement des puits liés aux travaux et le personnel de la zone centrale. »

(Source : EDF)

Votre commission ne peut que prendre acte de ces estimations divergentes et appelle à la définition rapide d'un chiffrage cohérent et sans compromis sur les impératifs de sécurité et de réversibilité du stockage, tels qu'ils sont fixés par la loi.

(d) Un impact qui devrait rester modéré en toute hypothèse sur le coût par MWh

La différence de coût entre l'estimation de l'ANDRA et le contre-projet des exploitants nucléaires est considérable et pourrait entraîner une augmentation importante du niveau des provisions constituées par les exploitants pour la gestion des déchets. Il est donc important de mesurer l'impact qu'aurait un doublement de ces provisions sur le coût de l'électricité nucléaire.

La Cour des comptes a réalisé cet exercice et a montré que le coût de production de l'électricité nucléaire augmenterait de 200 millions d'euros par an, soit 1 % environ. L'impact de cette incertitude paraît donc limité si l'on considère le périmètre prévu actuellement pour les projets de stockage des déchets nucléaires.

Comme l'a toutefois fait remarquer à votre rapporteur M. Yves Marignac, directeur du cabinet WISE-Paris, un tel coût supplémentaire de 20 milliards d'euros, s'il survenait brutalement, pourrait nécessiter une réévaluation rapide (et non pas lissée dans le temps comme cela a été le cas pour le premier devis de 2005) du montant des provisions, ce qui aurait un effet beaucoup plus sensible sur le prix de l'électricité.

(e) Un coût non chiffré : l'éventualité d'une requalification en déchets nucléaires de certaines matières considérées comme valorisables

Les projets de stockage de déchets reposent toutefois sur une définition de périmètre qu'il est important d'expliciter.

Les déchets radioactifs sont « des substances radioactives pour lesquelles aucune utilisation ultérieure n'est prévue ou envisagée »59(*).

Or, la France, contrairement à d'autres pays exploitant l'énergie nucléaire, envisage la réutilisation future d'une proportion importante des matières issues de l'exploitation nucléaire. Ces matières, considérées comme valorisables, ne sont donc pas classées comme des déchets et les centres de stockage actuels ou en projet ne sont pas nécessairement dimensionnés pour les accueillir. Il s'agit de sous-produits du cycle du combustible :

- uranium appauvri, écarté lors de la phase de l'enrichissement de l'uranium naturel ;

- uranium de retraitement, issu du retraitement des combustibles usés ;

- plutonium, issu également du retraitement ;

- thorium, dont Areva détient un stock à Cadarache.

Certaines de ces matières peuvent, dans une certaine mesure, être réutilisées dans le parc actuel. En particulier, l'uranium appauvri est associé avec du plutonium pour fabriquer du combustible MOX, utilisé dans certaines centrales nucléaires françaises ; quant à l'uranium de retraitement, il peut être à nouveau enrichi pour servir de combustible60(*). Le MOX usagé lui-même est considéré comme valorisable.

Toutefois, les stocks de ces matières se constituent à un rythme tel que leur réutilisation dans le parc de production actuel n'est pas envisageable. En fait, le plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs (PNGMDR) 2010-2012 envisage surtout leur réutilisation dans le parc de centrales nucléaires de 4génération. Il souligne ainsi que la quantité de plutonium mobilisable à l'horizon 2040, comme résidu du fonctionnement des centrales actuelles, permettrait de démarrer environ 25 réacteurs à neutrons rapides.

Des quantités importantes de matières dites valorisables sont actuellement entreposées en France : l'inventaire de l'ANDRA comptabilisait, fin 2010, 272 000 tonnes d'uranium appauvri, 24 100 tonnes d'uranium de retraitement, 80 tonnes de plutonium et 9 400 tonnes de thorium.

Si la France renonçait un jour au développement d'un parc nucléaire de 4génération, ces matières, dont les stocks auront encore augmenté d'ici là, devraient être reclassées en déchets radioactifs.

S'agissant du combustible usé et du carburant MOX usagé, l'éventualité du stockage fait l'objet de provisions de la part d'EDF.

En revanche, le PNGMDR souligne que des études nouvelles seraient nécessaires si l'uranium appauvri n'était plus valorisé, ajoutant que « les ordres de grandeur des volumes considérés, s'il fallait considérer ces matières comme des déchets, sont de nature à modifier considérablement l'ampleur des projets de stockage ». Or les stocks d'uranium appauvri devraient atteindre 450 000 tonnes en 2030, contre 272 000 tonnes aujourd'hui61(*).

Quel coût pour un stockage des matières radioactives « valorisables » ?

Votre rapporteur s'est interrogé sur le coût que représenterait la requalification en déchets nucléaires des matières radioactives dites valorisables, et donc de leur stockage.

Un poste essentiel de ce coût résiderait très probablement dans le stockage de l'uranium appauvri qui en constitue une part essentielle62(*). Cet uranium appauvri, compte tenu de l'importance des quantités produites, ne pourrait être réutilisé à grande échelle que dans des réacteurs de 4e génération (réacteurs à neutrons rapides), dont la mise en oeuvre est à ce jour hypothétique ; encore représenterait-il alors, selon le PNGMDR, « une ressource pour plusieurs millénaires ». De plus, compte tenu du caractère hypothétique de la mise en oeuvre industrielle des réacteurs à neutrons rapides, votre rapporteur ne cache pas ses doutes à l'égard d'une résorption effective, même à long terme, des quantités d'uranium appauvri actuellement entreposées.

Il note d'ailleurs que ces stocks d'uranium appauvri sont d'autant plus importants qu'ils ne proviennent pas seulement de la fabrication du combustible nucléaire utilisé dans les 58 réacteurs français : Areva enrichit, en effet, de l'uranium sur le site de Pierrelatte pour le compte de clients étrangers et conserve la propriété de l'uranium appauvri qui en résulte63(*).

Votre rapporteur constate, s'agissant du coût du stockage éventuel de cet uranium appauvri en le comparant au coût de stockage des différentes catégories de déchets :

- d'une part, que l'uranium appauvri, en raison de son contenu radiologique, ne pourrait pas selon le PNGMDR être considéré comme un déchet à très faible activité (TFA), ni comme un déchet stockable en surface dans les installations actuellement en exploitation ;

- d'autre part, que, selon le rapport de la Cour des comptes de janvier 2012, « dans les conditions actuelles, le stockage de l'uranium appauvri représente de l'ordre de 76 000 m3, ce qui correspond en volume à un ordre de grandeur comparable à l'ensemble des déchets devant être stockés dans le centre géologique profond » (dont le coût est estimé à 35,9 milliards d'euros selon le dernier devis de l'ANDRA). La Cour fait toutefois valoir que le contenu radiologique de l'uranium appauvri, inférieur à celui de l'uranium naturel, ne nécessite pas les mêmes conditions de stockage que les déchets à haute activité et moyenne activité à vie longue qui font l'objet du projet de Bure ;

- enfin, si l'on considère la catégorie intermédiaire des déchets à faible activité à vie longue, le rapport de la Cour des comptes indique que « le coût futur de gestion des déchets à faible activité et vie longue représenterait un total de 806 M€ de charges brutes », pour un volume de 190 000 m3. Ce coût ne correspond toutefois qu'à un projet de stockage peu profond, dans un site exploité pendant 20 ans et surveillé pendant 30 ans seulement. Or, votre rapporteur considère que, compte tenu des risques particuliers que pourrait poser une dissémination de l'uranium appauvri dans l'environnement ou sa récupération par des personnes mal intentionnées64(*), son stockage nécessiterait des mesures bien plus importantes.

Votre rapporteur considère donc raisonnable une estimation du coût du stockage de l'uranium appauvri et des autres matières « valorisables » de l'ordre de quelques milliards d'euros au moins.

À titre indicatif, un financement sur 20 ans d'un projet de stockage d'un coût de 4 milliards d'euros pourrait être financé par un provisionnement de 180 millions d'euros par an avec un taux de 5 %.

En tout état de cause, une nouvelle filière de gestion à long terme devrait donc être mise en place pour gérer ces stocks, car les ordres de grandeur concernés ne permettent pas d'envisager un stockage dans le cadre des centres de stockage existants ou en projet.

Il en est de même du thorium, qu'il s'agisse des stocks d'Areva ou de ceux de Rhodia, non liés à l'industrie électro-nucléaire. L'Autorité de sûreté nucléaire, doutant du développement à court ou moyen terme d'une filière de valorisation des matières thorifères, a recommandé d'étudier la possibilité de les stocker en tant que déchets de faible activité à vie longue et de « sécuriser financièrement la gestion à long terme de ces substances »65(*).

En tout état de cause, comme l'a fait observer Mme Marie-Claude Dupuis devant votre commission, un parc de réacteurs de 4génération produirait lui-même des déchets de haute activité et de moyenne activité à vie longue, dont le volume n'est pas connu actuellement.

Votre commission partage, en conséquence, la demande de la Cour des comptes tendant à ce que les études scientifiques sur le stockage éventuel de l'uranium appauvri soient complétées d'un volet relatif au coût que celui-ci représenterait pour Areva.

Votre rapporteur souligne également que d'autres coûts devraient être pris en compte, même s'ils ne sont pas certains et dépendent de circonstances naturelles ou humaines :

- un éventuel accident nucléaire pourrait remettre en cause toute l'équation économique de la filière nucléaire et pourrait faire l'objet d'un mécanisme d'assurance, qui est examiné infra ;

- si la filière nucléaire est présentée comme participant à l'indépendance énergétique réelle de la France, il faut souligner qu'un calcul en énergie finale montre que l'indépendance énergétique de la France réelle est bien inférieure (voir encadré infra). De plus, même si la concentration en énergie de l'uranium permet de constituer des stocks afin de résister aux chocs d'approvisionnement, il n'en reste pas moins que, à moyen terme, la filière nucléaire pourrait être affectée par l'instabilité de certains pays tels que le Niger ;

- l'actualité internationale doit inciter à maintenir la plus grande vigilance à l'égard des risques de dissémination nucléaire. Les activités de retraitement de l'uranium, fondées sur la promesse hypothétique et à long terme d'une réduction du volume des déchets à haute activité, entraînent pour le moment la constitution et le déplacement sur le territoire français de stocks de matières telles que le plutonium qui pourraient être utilisées dans des armes nucléaires. À l'étranger, la multiplication des pays utilisant l'énergie nucléaire suscite toujours la crainte que, par transfert de technologie et apprentissage, certains pays acquièrent la maîtrise de l'enrichissement de l'uranium et de la fabrication d'armes. Enfin, il ne faut pas négliger les risques de guerre civile ou de troubles terroristes dans des pays maîtrisant déjà ces technologies.

D'une manière générale, votre rapporteur considère que l'impossibilité d'associer un coût à ces risques, au motif qu'ils dépendent de comportements des États ou de phénomènes naturels qui ne peuvent être intégrés dans les modèles économiques, ne doit pas conduire à les négliger dans les politiques publiques : l'impact de la filière nucléaire est non seulement financier, mais aussi également environnemental, géopolitique et éthique.

Nucléaire et indépendance énergétique

L'indépendance énergétique est calculée en France comme le rapport entre la production nationale et la consommation nationale d'énergie primaire (c'est-à-dire l'énergie comprise dans le combustible). Ce rapport était de 51,2 % en 201066(*).

Or, votre rapporteur fait observer que les deux tiers de l'énergie primaire produite dans les centrales nucléaires sont dissipés sous forme de chaleur, ce qui n'est pas le cas de la plupart des autres formes d'énergie (hydraulique, éolien, photovoltaïque, pétrole et gaz...). Le nucléaire occupe donc une place beaucoup moins importante dans l'énergie qui est effectivement injectée dans les réseaux : l'indépendance énergétique est plutôt de l'ordre de 29 % si l'on raisonne en termes d'énergie finale (calcul Global Chance).

Votre rapporteur rappelle également que, de nos jours, le combustible nucléaire utilisé dans les centrales françaises, si une grande partie de sa valeur ajoutée provient des étapes de conversion et d'enrichissement réalisées en France, provient d'uranium qui est importé de pays qui, pour certains, ne présentent pas tous les meilleurs caractères de stabilité. Tout en étant conscient que la possibilité de stocker des quantités importantes d'uranium permet de lisser l'impact de crises d'approvisionnement ponctuelles, il considère que l'électricité nucléaire ne devrait pas être comptabilisée comme participant à l'indépendance énergétique de la France au même degré que des énergies réellement locales.

(4) Les discussions technique et politique sur la prise en compte des dépenses futures

Le secteur nucléaire est caractérisé par le poids du long, voire du très long terme : si la durée d'exploitation des réacteurs envisagée par les différents pays qui les exploitent peut être de 30, 40, voire 60 ans, la durée complète d'activité sur un site donné sera probablement de l'ordre du siècle si l'on compte la phase de la construction et celle du démantèlement.

Il ne suffit donc pas de mesurer le montant en valeur absolue des dépenses futures (démantèlement, gestion des combustibles usés et des déchets). Il faut souligner l'importance des sommes consacrées au provisionnement de ces dépenses futures ainsi que l'impact du choix du taux d'actualisation.

(a) Le principe du provisionnement

Le principe retenu est celui du provisionnement : les exploitants doivent placer sur un compte spécial des sommes qui permettront, le moment venu, de faire face à ces charges. Le montant des sommes à provisionner est un paramètre stratégique.

Une approche extrêmement prudente consisterait à bloquer exactement le montant absolu des charges futures, soit 79,3 milliards d'euros selon l'estimation de la Cour des comptes.

En pratique, il est admis de provisionner une somme inférieure à ce montant absolu, en considérant qu'une somme dans le futur n'a pas la même « valeur » qu'une somme aujourd'hui.

En effet, les actifs bloqués procurent un certain rendement sur le long terme, ce qui permet effectivement à une somme inférieure de produire le montant désiré.

C'est ainsi que les provisions inscrites dans les états financiers des principaux exploitants sont de 38,4 milliards d'euros en 2010 :

Millions d'euros
de 2010

EDF

AREVA

CEA

ANDRA

Total

Charges brutes en millions d'euros

62 097,1

10 464,2

6 770,2

83,5

79 415,0

Provisions

28 296,5

5 604,3

4 453,3

41,3

38 395,4

Données : Cour des comptes, janvier 2012

Le débat sur l'utilisation des titres de RTE
comme actif dédié au provisionnement des charges futures

Une modification du cadre réglementaire67(*) survenue en 2010 a permis à EDF de « flécher » 50 % des titres de sa filiale RTE vers le provisionnement des charges futures nucléaires, pour une valeur de 2,3 milliards d'euros. Comme le fait observer la Cour des comptes dans son rapport de janvier 2012, ce choix suscite quelques observations :

- l'inclusion des titres d'une filiale, dont l'activité est liée à celle de la maison-mère, ne permet pas une diversification des risques ;

- EDF ne pourrait guère, le cas échéant, vendre ces titres qu'à l'État (donc en accroissant les charges publiques) afin de régler les charges futures. L'opérateur explique toutefois qu'il s'agit en fait d'affecter les dividendes versés par RTE au portefeuille d'actifs dédiés, et non de prévoir la vente du réseau de transport d'électricité lui-même.

Votre rapporteur reconnaît que les actifs de RTE présentent une certaine garantie de stabilité : comme l'indiquait devant votre commission M. Gilles-Pierre Lévy, président de la deuxième chambre de la Cour des comptes, les actifs de RTE présentent une valeur liée aux nécessités du transport de l'électricité et leur rentabilité est d'ailleurs fixée par la Commission de régulation de l'énergie. Les titres de RTE présentent donc l'avantage de disposer d'une rentabilité non soumise aux aléas de court terme du marché et sans doute corrélée, dans une certaine mesure, aux charges à couvrir68(*).

Il se demande toutefois si cette rentabilité est garantie sur le long terme, alors même que la transition énergétique va, comme on le verra infra, entraîner une véritable reconfiguration des réseaux électriques. En particulier, l'émergence des énergies renouvelables, prônée par tous, mais aussi la possible fermeture progressive des centrales nucléaires entraîneront une modification de la géographie des réseaux.

Le réseau existant, lié à la répartition des centrales actuelles sur le territoire national, pourrait ainsi perdre une partie de sa valeur lorsque celles-ci fermeront, c'est-à-dire au moment précis où il sera nécessaire de régler les dépenses de démantèlement, sauf, bien sûr, si de nouvelles centrales nucléaires étaient construites au même endroit.

De plus, la mise en oeuvre, grâce aux progrès du stockage, d'une réelle décentralisation de la production et de la consommation d'électricité contribuerait, elle aussi, à réduire l'utilité des réseaux de transport d'électricité à très haute tension actuels, qui sont d'ailleurs soumis à des difficultés d'acceptation de plus en plus grandes de la part des populations concernées.

Votre rapporteur se demande au final si l'affectation partielle, par l'opérateur, des titres du réseau de transport au provisionnement des charges futures ne risque pas de limiter les choix futurs.

Il relève également les propos forts tenus devant votre commission par M. André-Claude Lacoste, président de l'Autorité de sûreté nucléaire, qui considérait comme contraires à l'esprit de la loi non seulement l'affectation des titres de RTE, mais également la manière dont le CEA a constitué des provisions relatives à ses propres charges futures : « certaines situations me paraissent rigoureusement contraires à la loi : c'est ainsi qu'une partie des provisions pour le démantèlement du CEA s'est transformée en créances sur l'État. Nous sommes nombreux à ne pas avoir une très haute opinion de la valeur d'une créance sur l'État dans un tel domaine. Historiquement, le démantèlement d'une installation nucléaire s'est déjà trouvé en grand péril faute d'un financement qui devait être assuré directement par l'État ».

(b) Le choix du taux d'actualisation

Le taux de couverture nécessaire dépend du taux d'actualisation choisi pour les dépenses futures.

L'actualisation permet d'« écraser » considérablement les charges de long terme. Pour un taux de 5 % (ou 2,94 % si l'on soustrait une inflation de 2 %), une somme actuelle de 100 euros couvrirait une charge future de 163 euros dans 10 ans, de 265 euros dans 20 ans et de 1 147 euros (soit 426 euros en monnaie de 2012) dans 50 ans.

L'énormité de ces chiffres a conduit certains analystes à proposer l'application d'un taux d'actualisation moins élevé pour les durées très longues69(*).

En pratique, la réglementation70(*) prévoit que le taux d'actualisation ne doit pas être supérieur au taux de rendement des actifs utilisés pour la provision ; il est de surcroît limité par un plafond égal à la moyenne, sur quatre ans, du taux des obligations d'État à échéance constante à 30 ans majoré de 1 point, soit 5,24 % au 31 décembre 2010. C'est un taux de 5 % qu'ont retenu aussi bien EDF et Areva que le CEA. Ce taux inclut l'inflation, de sorte que le taux réel est de l'ordre de 3 %.

La Nuclear Decommissioning Authority du Royaume-Uni a retenu pour sa part un taux d'actualisation réel de 2,2 % (auquel il faut ajouter l'inflation), tandis que de grands exploitants continentaux (E.ON, Vattenfall, RWE, EnBW) utilisent des taux d'actualisation comparables à EDF.

L'impact du choix du taux d'actualisation retenu sur le niveau des provisions est considérable, surtout pour celles qui sont destinées à couvrir des charges de très long terme.

La Cour des comptes souligne la « fragilité » des prévisions relatives au taux de rendement des actifs dédiés au provisionnement des charges de long terme. Un rendement inférieur imposerait un réajustement des provisions, d'autant plus brutal qu'il arriverait tard. L'impact d'une variation du taux d'actualisation serait la suivante, par rapport au taux d'actualisation de 5 % :

Sensibilité des provisions à une variation du taux d'actualisation : impact calculé par rapport au montant des provisions 2010 calculées avec un taux de 5 %

Taux d'actualisation

3 %

4 %

5 %

EDF

+ 15 313 M€

+ 5 936 M€

0

Areva

+ 2 000 M€

+ 1 059 M€

0

CEA

+ 1 198 M€

+ 507 M€

0

Variation (M€)

+ 18 511 M€

+ 7 502 M€

0

Source : Cour des comptes, rapport de janvier 2012, p. 179

En termes de coût par mégawatt-heure, la Cour indique que le choix d'un taux d'actualisation de 4 % entraînerait une augmentation de 162 millions d'euros du coût annuel de production de l'électricité nucléaire.

En réponse à une question de votre rapporteur, EDF a précisé que, dans l'hypothèse d'un taux nominal de 3 %, le coût annuel récurrent augmenterait de 400 millions d'euros, soit un impact sur le coût de production de près de 1 € / MWh.

Votre rapporteur considère que, sur le long terme, rien ne garantit que le rythme de provisionnement ainsi défini sera suffisant. Il pourrait en fait être pris dans un véritable effet de ciseau entre le montant des dépenses futures et le niveau des sommes provisionnées :

d'une part, les dépenses futures pourraient être plus coûteuses que ce qui est prévu aujourd'hui. Ces dépenses futures sont, en effet, calculées sur l'hypothèse d'un taux d'inflation de 2 %, ce qui correspond à l'objectif de long terme de la Banque centrale européenne pour ce qui concerne l'évolution générale des prix.

Or, les dépenses futures du nucléaire pourraient croître à un rythme supérieur à l'inflation, car elles dépendent plutôt de l'évolution des coûts des travaux relatifs au démantèlement et à la gestion du combustible et des déchets. La Cour des comptes souligne que, sur la période 2002-2008, l'index des travaux publics a augmenté de 32,5 % et celui des travaux en souterrain de 26,1 %, alors que les prix à la consommation progressaient de 11,9 % seulement ;

d'autre part, les sommes provisionnées pourraient produire un rendement moins élevé que celui qui est aujourd'hui utilisé. Les sommes provisionnées sont, en effet, supposées produire un rendement de 5 % par an sur le long terme afin de constituer, le moment venu, les sommes nécessaires pour couvrir les charges futures.

Comme l'a remarqué M. Gilles Pierre Lévy, président de la deuxième chambre de la Cour des comptes, lors de son audition devant votre commission, « si l'on considère la rentabilité des actifs financiers au cours du dernier siècle, on constate que les actions ont rapporté en moyenne plus de 5 % par an. Cela étant posé, ce qui s'est produit une fois dans l'histoire ne se reproduira pas forcément une deuxième fois. Autrement dit, notamment en période de crise financière, on peut se demander si ces actifs rapporteront bien 5 % par an sur plusieurs décennies... »

Votre rapporteur note, pour sa part, que le taux de croissance suit une pente plutôt descendante sur le long terme : de 5,9 % par an en moyenne dans les années 1960, il est passé à 4,1 % dans les années 1970, 2,3 % dans les années 1980, 1,9 % dans les années 1990 et même 1,3 % dans les années 2000 (décennie il est vrai marquée par une récession exceptionnelle)71(*). Le choix d'un taux nominal réel de 3 % pour l'avenir, qui est implicite dans le taux nominal de 5 %, lui paraît donc pour le moins audacieux et contraire aux principes de prudence qui doit gouverner tout provisionnement.

S'appuyant sur un raisonnement analogue, M. Pierre Radanne a ainsi proposé, lors de son audition devant votre commission, l'adoption d'un taux de 1,5 à 2 % correspondant au taux de croissance du PIB actuellement envisagé sur la très longue période. Ce choix paraîtrait plus raisonnable à votre rapporteur.

Il considère aussi qu'il serait intéressant d'étudier un mécanisme alternatif dans lequel les dépenses les plus lointaines seraient actualisées à un taux moins élevé que les dépenses proches : l'application d'un même taux sur une longue période revient, en effet, à négliger les intérêts des générations futures.

S'agissant toutefois du coût de l'électricité, l'impact d'une variation du taux d'actualisation des dépenses futures paraît limité, surtout si cette variation demeure relativement faible. La Cour des comptes calcule ainsi qu'une baisse à 4 % du taux d'actualisation augmenterait ainsi le coût de production de l'électricité de 0,8 % seulement. Votre rapporteur souligne, toutefois, qu'un éventuel ajustement à la baisse du taux d'actualisation serait plus facile à supporter si elle survenait tôt, de manière à donner plus de temps aux entreprises concernées pour rehausser le niveau de leurs provisions au montant nécessaire pour couvrir les charges de long terme.

En conclusion, votre commission estime nécessaire de mieux prendre en compte l'augmentation considérable que représenterait, sur le niveau absolu des provisions, une baisse du taux d'actualisation ou une inflation importante du coût des travaux.

Elle suggère également que soient conduites une étude et une évaluation de modes différents d'actualisation pour les charges de très long terme, par exemple en fixant un taux d'actualisation très bas au-delà de 30 ans, compte tenu des expériences internationales.

Elle souligne enfin la nécessité de disposer de garanties très fortes sur le niveau de rendement des actifs placés en provisions, s'agissant de placements de très long terme.

c) Vers une articulation plus étroite entre coûts et tarifs par l'effet de la loi NOME
(1) L'ARENH facteur de concurrence ?

Le dispositif de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH), instauré par la loi NOME72(*), a deux impacts importants sur les marchés de l'électricité :

il offre aux fournisseurs d'électricité un accès à un volume important et relativement bon marché d'électricité nucléaire, dont seul disposait auparavant EDF, exploitant des centrales ;

à terme, il servira de base au calcul des tarifs réglementés de vente aux particuliers.

Les fournisseurs d'électricité peuvent donc désormais couvrir une partie des besoins de leurs clients de France continentale avec de l'électricité achetée au prix de l'ARENH, soit 42 € / MWh, le complément devant comme auparavant être acheté sur le marché (ou à un producteur). Les gestionnaires de réseau peuvent également y avoir recours pour couvrir leurs pertes.

Ce mécanisme partage ainsi entre les fournisseurs l'avantage-coût dont bénéficie l'opérateur historique du fait de la possession d'un parc nucléaire, largement amorti, produisant une électricité à coût modéré.

Quant aux tarifs réglementés de vente, ils seront progressivement établis, d'ici à la fin 2015, en tenant compte, comme on l'a vu précédemment de l'addition du prix de l'ARENH, du coût du complément à la fourniture d'électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d'acheminement de l'électricité (transport et distribution), des coûts de commercialisation et d'une rémunération normale.

Dans la mesure où l'électricité nucléaire occupe une part prépondérante du bouquet électrique, l'ARENH constituera un élément essentiel des coûts de production pris en compte dans le cadre des tarifs réglementés.


· Un débat concerne le mode de fixation du prix de l'ARENH. Aux termes de la loi73(*), ce prix couvre la rémunération des capitaux et les coûts d'exploitation, mais aussi la prolongation de l'exploitation (qui suppose des coûts d'investissement ou de maintenance) et la couverture des charges de long terme.

Le décret devant préciser les méthodes d'identification et de comptabilisation de ces coûts n'ayant pas été publié, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a dû élaborer sa propre méthodologie, en se fondant sur les travaux de la seconde commission présidée par M. Paul Champsaur, réunie en 2011 pour fournir des éléments de réflexion relatifs au prix de l'ARENH.

La commission Champsaur a proposé un prix de l'ARENH de l'ordre de 39 € / MWh. La CRE a retenu dans son avis74(*) une approche similaire, considérant que le prix de l'ARENH devait être compris entre 36 et 39 € / MWh, dont :

- 25 € / MWh au titre des charges opérationnelles ;

- 5 € / MWh au titre des investissements de maintenance et d'allongement de la durée d'exploitation ;

- entre 6 et 9 € / MWh au titre du coût du capital.

Le Gouvernement a finalement fixé un prix de 42 € / MWh à compter du 1er janvier 201275(*), en se fondant sur les travaux de la commission Champsaur, de la Commission de régulation de l'énergie et sur une estimation du surcoût qu'entraînera, pour l'exploitant, l'application de nouvelles normes de sécurité après l'accident nucléaire de Fukushima. Les conséquences de cet accident n'avaient pas pu être prises en compte par la commission Champsaur.


· Ce niveau de 42 € a fait l'objet de jugements divers
. EDF considère qu'il s'agit d'un seuil minimal de rentabilité et plaide pour que le prix de l'ARENH prenne en compte le renouvellement, à technologie constante, de l'outil de production, ce qui reviendrait à fixer l'ARENH au niveau du coût courant économique. En revanche, certains fournisseurs considéraient le niveau de 42 € comme trop élevé et supérieur aux coûts réels.

Le choix de prendre en compte, dès maintenant, dans le prix de l'ARENH le coût des travaux d'amélioration de la sûreté post-Fukushima n'allait pas de soi.

La CRE, dans son avis sur la fixation du prix de l'ARENH, a souligné que ce coût additionnel devra être pris en compte « à mesure qu'il se matérialisera dans les comptes d'EDF, comme c'est le cas des autres dépenses en capital couvertes par le prix de l'ARENH ». M. Philippe de Ladoucette, président de la CRE, a toutefois considéré devant votre commission que ce point n'était pas constitutif d'une rente en faveur de EDF : « Si les 3 euros par mégawatt-heure de provision pour Fukushima - c'est-à-dire la différence entre ce que nous avions calculé, 39 euros, et les 42 euros constituant aujourd'hui le prix de l'ARENH -, sont surestimés, ils représenteraient une avance de trésorerie faite à EDF, avance que devrait logiquement rembourser l'opérateur » .

En tout état de cause, il convient de noter, s'agissant de l'impact sur l'évolution des prix, que le prix de l'ARENH, fixé au début par le Gouvernement, sera à l'avenir fixé par la Commission de régulation de l'énergie et qu'il servira à la fixation des tarifs réglementés de vente. À cet égard, M. Philippe de Ladoucette a souligné devant votre commission l'effet qu'aura cette convergence sur l'évolution des tarifs réglementés de vente : « la loi NOME prévoit que la période intérimaire jusqu'à 2016 doit être mise à profit pour faire en sorte que les tarifs réglementés de l'électricité rattrapent le prix de l'ARENH. Or, aujourd'hui, l'écart est de 4 % pour les « tarifs bleus » et de 5 % pour les tarifs professionnels. ».

(2) Des appréciations divergentes sur l'efficacité du dispositif

Au-delà du prix de l'ARENH, ses modalités mêmes ont fait l'objet de jugements contrastés devant votre commission.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez, a indiqué que la mise en place de l'ARENH avait permis à son entreprise de retrouver certains gros clients industriels, mais qu'elle n'avait pas atteint son objectif pour les clients particuliers en raison du « ciseau tarifaire » constitué par un tarif de vente (déterminé par référence aux tarifs réglementés) inférieur à l'ARENH.

Par ailleurs, M. Frédéric de Maneville, président de Vattenfall France, a fait valoir que les clauses d'utilisation de l'ARENH présentaient une certaine rigidité, de sorte que les opérateurs qui dépendent de l'ARENH pour leur approvisionnement, peuvent difficilement proposer des contrats d'effacement à leurs clients : ils doivent, en effet, disposer de clients dont la courbe de consommation est relativement stable et prévisible.

2. La montée en puissance des énergies renouvelables
a) L'énergie hydroélectrique : l'énergie renouvelable actuellement prépondérante

L'énergie hydroélectrique est une source d'énergie renouvelable produite en exploitant la force motrice des cours d'eau, des chutes d'eau, voire des marées ou des courants marins.

On peut distinguer76(*) :

- les installations au fil de l'eau - d'une puissance installée de 7,6 GW - pour lesquelles la capacité du réservoir amont ne permet pas de stockage. Ces installations se trouvent notamment sur les grands fleuves et la production est dite « fatale ».

- les usines de type « éclusée » - d'une puissance installée de 4,3 GW - dont la capacité du réservoir amont est de taille intermédiaire et permet de stocker l'eau selon des cycles journaliers.

- les usines « de lac » - d'une puissance installée de 9 GW - qui disposent d'un réservoir amont dont la capacité permet un stockage sur une durée longue. Elles apportent de la puissance garantie au système électrique.

- les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) - d'une puissance installée de 4,4 GW - qui permettent de remonter l'eau dans un réservoir lors des heures creuses pour la turbiner lors de la pointe (cf. infra).

(1) Une part significative de notre mix électrique (12 %)

Avec plus de 25 GW installés en 2008, la France dispose du deuxième parc installé en Europe, après la Norvège. La production annuelle atteint une moyenne d'environ 70 TWh, soit 12 % de la production électrique française (en 2009) et 90 % de la production d'électricité renouvelable en France. Il faut cependant noter que cette production peut varier fortement d'une année à l'autre, selon la pluviométrie.

L'hydroélectricité est très localisée sur le territoire et se répartit sur trois zones géographiques : les Alpes avec 15,7 GW, les Pyrénées avec 2,5 GW et le Centre avec 7,2 GW.

Le potentiel d'installations nouvelles en France est assez limité. Néanmoins, des études ont été réalisées dans chaque bassin hydrographique afin de déterminer si la construction de nouvelles installations hydroélectriques était possible, tandis que le renouvellement des concessions des installations existantes (cf. infra) permettra d'augmenter leur efficacité énergétique ou leur puissance installée. Au final, la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité 2009-2020 prévoit une augmentation de 3 GW de la puissance installée et de 3 TWh de la production, d'ici 2020.

Au niveau mondial, avec 3 000 TWh, l'hydroélectricité représente 16% de la production électrique, ce qui en fait la troisième source de production électrique derrière le charbon (40 %) et le gaz (19 %), mais devant le nucléaire (15 %)77(*).

Le premier producteur mondial est la Chine, avec 500 TWh, suivi du Brésil et du Canada (370 TWh chacun) et des États-Unis (350 TWh).

(2) La « plus belle source de production d'électricité »

Comme le déclarait devant votre commission M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez, « l'hydraulique est la plus belle source de production d'électricité ». Et, en effet, ses qualités sont nombreuses.

Tout d'abord, elle présente de nombreux avantages pour le système électrique : elle est prédictible et lorsqu'elle est issue de barrages ou d'éclusées, elle constitue la seule forme de stockage d'énergie à grande échelle, ce qui permet de faire face aux pics de consommation électrique : en effet, l'électricité des grands barrages est très rapidement mobilisable car ces installations peuvent fournir de très grosses puissances en moins d'un quart d'heure.

D'autre part, il s'agit d'une énergie renouvelable, qui ne produit ni gaz à effet de serre, ni déchet. Le parc des barrages français permet à notre pays d'éviter 1,5 milliard d'euros d'importation de gaz et de faire l'économie des émissions de gaz à effet de serre correspondantes78(*).

Enfin, elle est produite sur notre territoire, participant donc à notre indépendance énergétique. De plus, s'agissant d'une énergie locale, elle permet à de nombreuses communes rurales de développer des activités économiques et de loisirs, auxquelles s'ajoute le potentiel d'emplois liés à l'activité.

En revanche, les installations hydroélectriques peuvent avoir un effet perturbateur sur le milieu naturel et les écosystèmes. En effet, l'eau des rivières, notamment, donne lieu à de multiples usages : eau potable, eau agricole, eau industrielle, eau « paysage », eau « ludique » avec la pêche et les sports d'eau vive. C'est pourquoi ces installations doivent limiter leur impact sur le milieu, notamment en préservant des passages ou des modes de gestion pour les espèces (poissons migrateurs) et pour les sédiments, et assurer un débit permettant de garantir des conditions nécessaires au développement de la vie en aval de l'installation, ce « débit réservé » devant être égal à au moins un dixième du débit moyen du cours d'eau d'ici 2014.

(3) Une réglementation spécifique selon la puissance de l'installation

On distingue deux régimes, selon la puissance des installations :

- les installations de moins de 4,5 MW : elles appartiennent à des particuliers, des entreprises ou des collectivités, maîtres d'ouvrage, qui les exploitent et revendent l'électricité ainsi produite. Elles nécessitent l'obtention d'une autorisation, délivrée par le préfet pour une durée limitée, et dont les règles d'exploitation sont fonction des enjeux environnementaux (régime d'autorisation) ;

- les installations de plus de 4,5 MW : elles appartiennent à l'État et sont construites et exploitées par un concessionnaire, pour le compte de l'État (régime de concession). Pour les installations entre 4,5 MW et 100 MW, la concession est délivrée par le préfet, alors qu'au-delà de 100 MW, ce sont le Premier ministre et le ministre en charge de l'énergie qui la délivrent. Les premières concessions ont été accordées dans les années 1920, pour des durées de 75 ans, ce qui permettait d'amortir l'investissement de construction. Le renouvellement des concessions donne lieu à des contrats de durée moindre.

Les installations hydroélectriques de moins de 12 MW bénéficient d'un tarif d'achat incitatif, et d'une obligation d'achat par EDF.

(4) L'enjeu du renouvellement des concessions

La France compte près de 400 concessions hydroélectriques qui représentent plus de 95 % du total de la puissance hydroélectrique installée, soit environ 24 GW. Ces concessions ont été, la plupart du temps, attribuées pour une durée de 75 ans, à l'issue de laquelle les biens de la concession font retour à l'État qui peut alors décider de renouveler la concession.

Le « premier paquet » ouvert à la concurrence entre 2012 et 2016 représente près de 5 GW. D'ici 2050, toutes les concessions devront avoir été renouvelées, en mettant en concurrence un nombre important d'exploitants, pour prendre en compte la fin des monopoles et l'ouverture des marchés à la concurrence internationale.

Le renouvellement des concessions sera l'occasion de moderniser et d'optimiser le parc existant : Le choix se fera sur des critères économiques (redevance versée à l'État), énergétiques (mesures proposées par les exploitants en ce qui concerne l'amélioration de l'efficacité énergétique) et environnementaux (mesures proposées par les exploitants concernant la qualité des milieux aquatiques).

b) Un développement récent du fait de la conjonction d'une double impulsion nationale et européenne

Au cours de la présente décennie, la part des énergies renouvelables devrait sensiblement croître au sein du bouquet énergétique français, notamment sous l'effet du paquet énergie-climat adopté par l'Union européenne en 2008, qui fixe aux États membres des objectifs dits « trois fois vingt » à atteindre d'ici à 2020.

Ainsi, la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables, qui décline une partie de ces objectifs, assigne à la France la cible contraignante, d'une part, de 23 % d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation d'énergie finale brute, en 2020 - à comparer avec une part de 10,3 % en 2005. Il est à noter que cet objectif a été repris dans notre droit national à l'article 2 de la loi dite « Grenelle II » (loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en oeuvre du Grenelle de l'environnement).

Comme l'a rappelé M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), lors de son audition par votre commission le 14 mars 2012, la part de ces énergies devra même s'élever à 27 % dans le bouquet de production d'électricité, ce qui signifie qu'un effort particulier doit être mené en la matière.

Or, par le passé, notre pays ne s'est pas toujours montré exemplaire : il n'a ainsi pas atteint l'objectif communautaire79(*), certes non contraignant, de produire ainsi 21 % de son électricité en 2010 (dans la réalité, cette proportion ne s'est élevée qu'à 15 %). Dans les années à venir, il va s'agir de développer particulièrement la production d'origine éolienne et photovoltaïque, le potentiel de progrès de l'hydraulique apparaissant relativement faible.

Afin de remplir ces objectifs, l'État dispose de plusieurs instruments.

c) Des objectifs concrétisés dans une programmation pluriannuelle des investissements

Tout d'abord, le traditionnel exercice de la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité (PPI) prend la forme d'un rapport au Parlement établi par le ministère chargé de l'énergie, permet de fixer un cap et des orientations auxquels peuvent se référer l'ensemble des acteurs, qu'ils soient publics ou privés. Le dernier exercice, qui embrasse la période 2009-2020, fait référence à l'objectif national de 23 % de production d'énergie à base d'énergies renouvelables.

Cette PPI retient pour 2020 des objectifs de développement de :

25 000 MW d'éolien répartis entre 19 000 MW à terre et 6 000 MW en mer ;

- 5 400 MW de solaire ;

- 2 300 MW de biomasse ;

3 TWh/an et 3 000 MW de capacité de pointe pour l'hydraulique.

Évolution programmée de la puissance installée d'unités de production d'électricité d'origine renouvelable entre 2010 et 2020

Sources : RTE, PPI 2009-2020

Pour permettre d'atteindre ces objectifs, un plan de développement des énergies renouvelables a été annoncé par M. Jean-Louis Borloo, alors ministre de l'Écologie, de l'énergie, du développement et de l'aménagement durables le 17 novembre 2008. La PPI souligne, notamment, la mise en place de schémas régionaux de l'air, du climat et de l'énergie censés permettre de faire émerger, au niveau des territoires, les potentiels et les voies de développement des énergies renouvelables et la « convention d'engagements pour le développement d'une hydroélectricité durable en cohérence avec la restauration des milieux aquatiques ».

d) Des instruments opérationnels de politique publique
(1) Les appels d'offres

Aux termes de l'article L. 311-10 du code de l'énergie, lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la PPI, notamment, ceux concernant les techniques de production et la localisation géographique des installations, l'autorité administrative peut recourir à la procédure d'appel d'offres.

Les critères servant à l'élaboration du cahier des charges de l'appel d'offres sont les mêmes que ceux énumérés à l'article L. 311-5 du même code, relatifs à l'autorisation d'exploiter une installation de production, à savoir :

- la sécurité et la sûreté des réseaux publics d'électricité, des installations et des équipements associés ;

- le choix des sites, l'occupation des sols et l'utilisation du domaine public ;

- l'efficacité énergétique ;

- les capacités techniques, économiques et financières du candidat ou du demandeur ;

- la compatibilité avec les principes et les missions de service public, notamment avec les objectifs de PPI et la protection de l'environnement ;

- le respect de la législation sociale en vigueur.

Les appels d'offres sont ouverts à toute personne exploitant ou désirant construire et exploiter une unité de production, installée sur le territoire d'un État membre de l'Union européenne ou, dans le cadre de l'exécution d'accords internationaux, sur le territoire de tout autre État, et ses modalités sont définies par décret en Conseil d'État.

Cette procédure a récemment été retenue pour créer les capacités d'éolien offshore, projets dont la taille justifie clairement ce mode d'action. Les résultats ont été dévoilés début avril, trois (Saint-Nazaire, Courseulles-sur-Mer et Fécamp) des cinq lots attribués à cette date l'ont été à un consortium au sein duquel figurent EDF et Alstom, un quatrième (Saint-Brieuc) l'étant à un autre groupement comprenant Areva et l'espagnol Iberdrola, le cinquième (Le Tréport) ayant été déclaré infructueux.

(2) Les obligations d'achat

D'autre part, sous réserve de la nécessité de préserver le fonctionnement des réseaux, EDF et, le cas échéant, les entreprises locales de distribution (ELD) sont tenus de conclure, lorsque les producteurs intéressés en font la demande, un contrat pour l'achat de l'électricité produite sur le territoire national par, notamment, les installations de production d'électricité qui utilisent des énergies renouvelables.

Les modalités de cette obligation d'achat sont définies à la section 1 du chapitre IV du titre Ier du livre III du code de l'énergie (articles L. 314-1 à L. 314-13).

Un arrêté conjoint des ministres chargés de l'économie et de l'énergie, pris après avis de la CRE, définit les conditions d'achat, en particulier le tarif. Actuellement, les conditions sont les suivantes pour les deux principales sources d'énergie :

- pour l'éolien terrestre, le tarif s'élève à 82 € / MWh, sur une durée de quinze ans ;

- pour le photovoltaïque, un arrêté du 4 mars 2011 définit une grille de tarifs par types d'installations ayant vocation à décroître tous les trimestres en fonction de coefficients définis par la CRE. Une fois le contrat conclu, le tarif en vigueur au moment de la signature s'applique pendant vingt ans. Pour l'heure, tous ces tarifs restent très supérieurs à ceux de l'éolien terrestre. À titre d'exemple, depuis le 1er avril 2012, le tarif d'achat de l'électricité produite à partir de l'énergie radiative du soleil pour une installation de moins de 3 kWc intégrée au bâti et située sur un bâtiment à usage principal d'habitation s'élève à 370,60 € / MWh.

Il est à noter que, sous réserve du maintien des contrats en cours, le principe de l'obligation d'achat peut être partiellement ou totalement suspendu par l'autorité administrative, pour une durée qui ne peut excéder dix ans, si cette obligation ne répond plus aux objectifs de la PPI.

e) La croissance exponentielle des capacités
(1) L'évolution récente de la part des énergies renouvelables

En 2011, les productions d'origine éolienne et photovoltaïque ont augmenté de manière significative. Il faut dire que la France partait de loin.

Ainsi, selon RTE, en termes de puissance installée, l'éolien a progressé de 15 % et le photovoltaïque de 300 % sur la seule année 2011.

En termes de production, les éoliennes ont couvert 2,5 % de la consommation nationale annuelle (et ont produit à hauteur de 21 % de la capacité installée), le photovoltaïque demeurant plus marginal (production à hauteur de 15 % de la capacité installée), RTE soulignant toutefois que, pour la première fois, cette source d'énergie a produit plus de 1 % de la consommation nationale à certains moments du mois de juillet.

(2) Le poids croissant de la CSPE

L'ensemble des charges relatives au développement doit être supporté par le consommateur, au travers de la contribution au service public de l'électricité (CSPE), qui figure sur la facture électrique de chacun.

En effet, selon les dispositions de l'article L. 121-6 du code de l'énergie, les charges imputables aux missions de service public assignées à EDF et aux DNN sont intégralement compensées.

L'article L. 121-7 énumère ces charges, parmi lesquelles se trouvent « les surcoûts qui résultent, le cas échéant, de la mise en oeuvre des dispositions [de l'article] L. 314-1 (relatif à l'obligation d'achat des productions d'origine renouvelable) par rapport aux coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ».

À cet égard, divers éléments méritent d'être mis en valeur :

- à ce jour, le montant de la CSPE acquittée par le consommateur reste modéré, la loi de finances rectificative pour 2011 en ayant fixé le montant à 9 euros/MWh jusqu'au 30 juin 2012, puis à 10,5 euros/MWh jusqu'au 31 décembre 2012 ;

- néanmoins, ces montants résultent d'un déficit de CSPE qui, contra legem, n'a pas été ajustée au fil des ans de façon à compenser les charges de service public à l'euro près aux opérateurs sur lesquels elles reposent. En effet, jusqu'en 2010, il revenait au ministre chargé de l'énergie d'arrêter annuellement le montant de la CSPE sur proposition de la CRE. Après plusieurs années de non-revalorisation de la CSPE, un nouveau dispositif a été mis en place par la loi de finances pour 2011. Depuis lors, si le ministre chargé de l'énergie ne prend pas d'arrêté fixant le montant de la contribution due pour une année donnée avant le 31 décembre de l'année précédente, le montant proposé par la CRE entre en vigueur le 1er janvier (dans la limite d'une augmentation de 0,003 euro par kWh par rapport au montant applicable avant cette date).

Le déficit cumulé de CSPE depuis 2007 a évolué comme retracé par le graphique suivant ; il s'établissait à 3,8 milliards d'euros à fin 2011. En pratique, du fait de dispositions réglementaires prévoyant que les petits distributeurs sont servis en priorité80(*), seul le groupe EDF supporte actuellement ce déficit, comme son président, M. Henri Proglio, l'a souligné devant votre commission d'enquête.

Évolution du déficit cumulé de CSPE à la charge d'EDF
(en milliards d'euros)

Sources : CRE, EDF

Votre rapporteur souligne qu'à ce stade, la part de la CSPE due au soutien de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables ne compte que pour 52 % du total des charges de service public. Sur la facture du consommateur de début 2012, cette fraction de la CSPE ne représente donc que 4,68 € / MWh ; si la CSPE était à son niveau réel estimé par la CRE, soit 13,7 € / MWh, ce montant serait de 7,12 /MWh.

Ce montant apparaît raisonnable, même s'il est appelé à croître dans les années à venir (cf. infra), pour ensuite progressivement s'atténuer en fonction de l'évolution des prix du marché.


* 32 Source : site Internet de l'Autorité de sûreté nucléaire, Les centrales nucléaires.

* 33 Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs.

* 34 Voir l'annexe 15 du rapport de la Cour des comptes de janvier 2012, qui calcule, d'une part, le montant des dépenses d'exploitation et des investissements de maintenance, d'autre part, le coût d'utilisation des actifs nucléaires (y compris le démantèlement).

* 35 Il s'agit de la commission, présidée par M. Paul Champsaur, qui a eu pour mission, en 2011, de faire des propositions sur la détermination du prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH).

* 36 Décision n° 05-0834 de l'Autorité de régulation des communications électroniques et des postes, en date du 15 décembre 2005, définissant la méthode de valorisation des actifs de la boucle locale cuivre ainsi que la méthode de comptabilisation des coûts applicable au dégroupage total.

* 37 Les autres coûts variables incluent le tarif agent, les coûts liés au régime de retraite et aux avantages de long terme au personnel, à l'entretien du parc immobilisé, au coût de portage du stock, au coût du dernier coeur et au coût des relations avec RTE.

* 38 Le loyer économique est le coût annuel de rémunération et de remboursement du capital qui permet, à la fin de vie du parc, de reconstituer en monnaie constante le montant de l'investissement initial. Autrement dit, il serait financièrement équivalent pour un opérateur de payer ce « loyer » ou de construire un nouveau parc avec les technologies d'origine (choix bien entendu théorique, la reconstruction d'un parc de deuxième génération supposant des autorisations qui ne sont pas à l'ordre du jour).

* 39 Commission de régulation de l'énergie, citée par la Cour des comptes dans son rapport de janvier 2012, p. 342.

* 40 Ce coût de 33,1 € ne correspond pas à l'évaluation d'environ 39 € donnée par le rapport de la commission Champsaur, car celle-ci prenait en compte le programme d'investissements de maintenance d'un montant de 50 milliards d'euros, annoncé alors par EDF pour la période 2011-2025. Les calculs présentés dans le présent tableau sont faits sur la base d'une durée de fonctionnement des centrales nucléaires de 40 années, avec le montant d'investissements de maintenance réalisé en 2010.

* 41 Assemblée nationale, rapport n° 3805 fait au nom de la commission des finances, de l'économie générale et du contrôle budgétaire sur le projet de loi de finances pour 2012 par M. Gilles Carrez, rapporteur général, député, 12 octobre 2011.

* 42 Le dernier réacteur de 1re génération, au Bugey, a été arrêté en 1994.

* 43 La Cour des comptes inclut Superphénix dans les coûts de recherche, faisant observer que ce réacteur d'une puissance de 1 200 MW, construit pour produire de l'électricité, a finalement été reconverti en outil de recherche.

* 44 Le CEA a consacré 97 millions d'euros à la filière à neutrons rapides en 2010. Le projet de démonstrateur ASTRID, réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium de 4génération, a reçu par ailleurs une subvention de 650 millions d'euros au titre des investissements d'avenir.

* 45 La Cour des comptes indique également que le CEA a également travaillé sur des procédés alternatifs (programmes Chemex et Silva), pour un coût total supérieur à 2 milliards d'euros de 2010, procédés qui n'ont pas été retenus pour une exploitation industrielle.

* 46 En prenant l'hypothèse d'une durée d'exploitation des centrales nucléaires de 40 années, d'une valeur de l'électricité égale à 110 € / MWh et d'une production annuelle moyenne égale à celle de 2011, le rapport entre les dépenses de recherche (55 milliards d'euros) et la valeur totale produite sur la durée d'exploitation globale du parc est de 2,97 %.

* 47 Cour des comptes, Les coûts de la filière électronucléaire, janvier 2012. Voir également l'annexe 9 de ce rapport qui retrace l'évolution de la taxe INB : le produit de celle-ci a crû de 87 M€ en 1998 à 128 M€ en 2000, 345 M€ en 2005 et 580 M€ en 2011.

* 48Les deux premiers déposants de brevets étaient, en 2011, les groupes PSA Peugeot Citroën et Safran (Institut national de la propriété industrielle, Palmarès des principaux déposants de brevets publiés en 2011, 27 mars 2012).

* 49 Les calculs sont effectués à partir des données fournies par la Cour des comptes pour les dépenses de recherche publique et des hypothèses qu'elle a adoptées, à savoir notamment un taux de rémunération des actifs de 7,80 %.

* 50 Cour des comptes, Les coûts de la filière nucléaire, janvier 2012, p. 89.

* 51 Il convient de compter, avec les 58 réacteurs, quatre installations associées à leur exploitation : deux magasins interrégionaux d'entreposage du combustible neuf (Chinon et Bugey), une base de maintenance nucléaire (Tricastin) et un atelier de traitement des matériaux irradiés (Chinon).

* 52 Il s'agit de huit réacteurs dits de première génération : filières gaz-graphite (Chinon A1, A2 et A3, Saint-Laurent A1 et A2, Bugey 1), eau lourde (Brennilis), eau pressurisée (Chooz A), ainsi que du réacteur Superphénix et de trois installations annexes.

* 53 Voir infra, 2e partie I.B.2. « La gestion des déchets ou la prise en compte du temps long du nucléaire » pages 188 et suivantes.

* 54 Les terres rares sont des minéraux stratégiques utilisés généralement dans des domaines de haute technologie. Le Plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs 2010-2012 (PNGMDR) précise que les déchets FA-VL incluent des déchets contenant du radium « qui proviennent essentiellement du traitement de minéraux contenant des terres rares, utilisés pour la fabrication de composants électroniques, de pots catalytiques dans l'industrie automobile et dans la métallurgie fine ».

* 55 Source : ANDRA, Inventaire national des matières et déchets radioactifs, édition 2012 - les essentiels.

* 56 Autorité de sécurité nucléaire.

* 57 Commission nationale d'évaluation du financement des charges de démantèlement des installations nucléaires de base et de gestion des combustibles usés et des déchets radioactifs.

* 58 Direction générale de l'énergie et des matières premières

* 59 Code de l'environnement, article L. 542-1-1.

* 60 Le ré-enrichissement de l'uranium de retraitement est actuellement effectué en Russie, pour des raisons techniques, mais la nouvelle usine Georges Besse II, au Tricastin, doit avoir la capacité de réaliser cette opération en France. L'uranium de retraitement ré-enrichi est actuellement utilisé comme combustible dans la centrale de Cruas.

* 61 ANDRA, Inventaire national des matières et déchets radioactifs, édition 2012 : les essentiels.

* 62 Les stocks d'uranium appauvri étaient, à la fin 2010, de 272 000 tonnes sur un total de 366 980 tonnes de matières valorisables.

* 63 Voir le PNGMDR, p. 41.

* 64 L'uranium appauvri contient un mélange d'uranium 235 et d'uranium 238, dont les périodes radioactives sont respectivement de 710 millions et 4,5 milliards d'années. Les effets de l'uranium appauvri, notamment utilisé dans des munitions, font l'objet de controverses.

* 65 Avis n° 2009-AV-0075 du 25 août 2009 de l'Autorité de sûreté nucléaire sur les études remises en application du décret n° 2008-357 du 16 avril 2008 en vue de l'élaboration du Plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs 2010-2012.

* 66 Commissariat général au développement durable, Bilan énergétique pour 2010.

* 67 Décret n° 2010-1673 du 29 décembre 2010 portant modification du décret n° 2007-243 du 23 février 2007 relatif à la sécurisation du financement des charges nucléaires

* 68 Il est en effet raisonnable d'estimer que les investissements dans le réseau de transport d'électricité sont d'autant plus rentables que la production d'électricité et par conséquent les charges futures de traitement et de stockage des déchets sont importantes.

* 69 Le rapport de la Cour des comptes de janvier 2012 cite notamment la commission Charpin-Dessus-Pellat, auteur d'un rapport au Premier ministre sur la filière nucléaire en juin 2000. Il s'agit aussi d'une recommandation d'économistes spécialistes de l'actualisation, tels les professeurs Christian Gollier et Martin L. Weitzman, tout particulièrement dans le cadre des choix de politique relatives au changement climatique ( How Should the Distant Future be Discounted when Discount Rates are Uncertain?, CESIfo Working Paper n° 2863, décembre 2009).

* 70 Décret n° 2007-243 du 25 février 2007 relatif à la sécurisation du financement des charges nucléaires.

* 71 Calculs Sénat, à partir du produit intérieur brut en volume mesuré par l'INSEE.

* 72 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité.

* 73 Loi NOME, article 1er, aujourd'hui à l'article L. 337-14 du code de l'énergie.

* 74 Délibération de la CRE du 5 mai 2011 portant avis sur le projet d'arrêté fixant le prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique à 42 € / MWh à compter du 1er janvier 2012.

* 75 Un prix intermédiaire de 40 € / MWh a été fixé pour le second semestre de 2011.

* 76 Source : ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie.

* 77 Source : Syndicat des énergies renouvelables.

* 78 Source : Syndicat des énergies renouvelables.

* 79 Figurant à l'annexe 1 de la directive 2001/77/CE du Parlement européen et du Conseil du 27 septembre 2001 relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité.

* 80 Article 15 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des charges de service public de l'électricité.