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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. DÉBATTRE SANS A PRIORI DE TOUS LES ASPECTS DE LA QUESTION DU NUCLÉAIRE

Après la décision de l'Allemagne d'abandonner le nucléaire et celle du Japon d'arrêter de fait quasiment tous ses réacteurs, il faut admettre que la donne a changé en matière d'énergie électrique. La question du nucléaire ne doit plus être un tabou.

Trois sujets, d'inégale urgence, peuvent, selon votre rapporteur, être « mis sur la table », compte tenu de leurs enjeux en termes d'investissement et donc d'impact sur le coût réel de l'électricité :

- la prolongation de la durée de fonctionnement des centrales actuelles, au sujet de laquelle il convient de prendre rapidement des décisions explicites - ainsi que nous y invitait la Cour des comptes - ;

-  la gestion des déchets, qui nous amène à nous projeter à un horizon multiséculaire ;

- la gestion du risque nucléaire, enfin, dont il est clair qu'il ne peut être supporté in fine que par l'État et constitue donc un engagement hors-bilan à prendre en compte.

Longtemps, le choix nucléaire de la France a été considéré comme une donnée. Aujourd'hui, il y a, incontestablement, débat.

D'un côté, il y a ceux qui considèrent que la France a fait la preuve de sa capacité à maîtriser une technologie décarbonée qui reste compétitive, tout en se montrant exemplaire en matière de sécurité ; de l'autre, on trouve ceux qui estiment que cette filière peut être abandonnée sans dommage, tant pour les risques qui lui sont attachés que pour des raisons économiques, compte tenu des incertitudes et de l'importance des coûts de toute nature à prendre en considération.

Dans le nouveau contexte créé par l'accident de Fukushima et l'inquiétude diffuse qu'il a suscitée, et par l'engouement croissant de l'opinion pour les énergies renouvelables, force est de constater, selon votre rapporteur, que le débat tend à se déplacer pour aboutir à une question simple : faut-il « sortir du nucléaire » ou seulement « sortir du tout nucléaire » ?

La prolongation des centrales actuelles est un enjeu important, ne serait-ce qu'en raison de l'importance des investissements en cause.

Votre commission n'a pas cherché à aboutir à un consensus entre ceux qui veulent abandonner le plus vite possible la filière nucléaire et ceux qui voient dans la prolongation des centrales une façon somme toute économique - sauf dans le cas où l'autorité de sûreté déciderait de fermer des centrales récemment rénovées - de satisfaire aux besoins de la France en énergie électrique en attendant l'arrivée à maturité des nouvelles technologies.

1. La prolongation de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires

La Cour des comptes met en avant, dans la conclusion générale de son rapport de janvier 2012, le caractère stratégique de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires.

On pourrait pourtant se demander si la décision concernant cette prolongation n'est pas d'ores et déjà prise.

En effet, la durée de 30 ans, sur laquelle avait été calculé l'amortissement des centrales lors de leur construction135(*), a d'ores et déjà été dépassée par certaines centrales136(*) et une prolongation au-delà de 40 ans est même prévue explicitement par la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité137(*).

La Cour des comptes indique d'ailleurs avec force que, compte tenu des délais de réalisation des projets (processus d'autorisation, construction des centrales et adaptation des réseaux), « ne pas prendre de décision revient à faire un choix, celui de faire durer le parc actuel au-delà de 40 ans ».

a) L'effet génération : le « papy boom » des centrales françaises

La construction du parc actuel de 58 réacteurs a constitué l'une des plus grandes sagas de l'histoire industrielle française : la majorité des chantiers se sont déroulés, de leur commencement à leur livraison, sur une vingtaine d'années seulement, des années 1970 au début des années 1990.

En contrepartie, ces centrales vieillissent à la même vitesse et leur fin d'exploitation, si elle n'est pas lissée dans le temps, surviendra également de manière rapprochée.

Ainsi, 46 réacteurs arriveront à l'âge de 40 ans138(*) entre début 2017 et fin 2027, soit plus de 4 réacteurs par an en moyenne pendant une période de plus de onze années.

Dans le cas où il serait décidé d'arrêter les centrales à ce stade de leur exploitation, la perte de puissance du parc de production électrique serait très rapide, dès les dernières années de la décennie actuelle.

Évolution de la puissance nucléaire installée du parc nucléaire
pour une durée d'exploitation de 40 ans

Source : données CEA - Enecluc. Graphique Sénat.

Ce « papy boom » pose des difficultés certaines, compte tenu du poids prépondérant de l'électricité nucléaire dans le bouquet électrique.

Plusieurs dizaines de gigawatts d'unités de production ou d'économies d'énergie devraient alors être réalisés en l'espace de quelques années. L'effort à fournir serait comparable à un effort de guerre, pour reprendre la formule employée lors de son audition par M. Gilles-Pierre Lévy, président de la deuxième chambre de la Cour des comptes. Or, les délais de réalisation des projets ne permettent de répondre à ce défi que si des décisions d'investissement sont prises très rapidement.

Une prolongation de l'ensemble du parc ne supprimerait pas ce « papy boom », qu'il repousserait simplement à une échéance ultérieure. Un tel délai permettrait, toutefois, de lisser dans le temps les arrêts de réacteurs afin de rendre l'effort plus soutenable pour les industriels, de réaliser plus d'économies d'énergie (notamment dans le bâtiment, soumis à une forte inertie) et de construire de nouvelles unités de production soit nucléaire, soit renouvelable, soit fossile avec les installations associées : réseau, stockage...

b) Un avantage qui a été monétisé dans d'autres pays mais qui permet de financer les investissements de sécurité et de jouvence

Comme il a été souligné devant votre commission, la prolongation des centrales nucléaires a fait l'objet, dans certains pays, d'une taxe spéciale sur les marges perçues par les exploitants.

En Belgique, le Gouvernement a conclu le 22 octobre 2009 un protocole d'accord avec le groupe GDF Suez, prévoyant la prolongation de 10 ans de la durée d'exploitation des centrales Doel 1, Doel 2 et Tihange 1. En échange a été prévu un investissement de 500 millions d'euros de GDF Suez dans les énergies renouvelables, ainsi que le paiement d'une taxe d'un montant annuel compris entre 215 et 245 millions d'euros entre 2010 et 2014. Ce montant a été porté par la suite à 550 millions d'euros.

Cette taxe est liée selon l'autorité de régulation belge139(*) :

- d'une part, à l'amortissement accéléré sur 20 ans dont a bénéficié l'ensemble du parc de production nucléaire belge, avant l'introduction de la libéralisation. Le parc nucléaire belge est donc intégralement amorti et les producteurs reçoivent des bénéfices qui devraient être compensés pour les consommateurs en retour de leurs efforts passés ;

- d'autre part, à la prolongation de la durée de vie des trois réacteurs, constitutive d'un profit nouveau pour l'exploitant.

En Allemagne, avant l'accident de Fukushima et la décision de sortir du nucléaire, le gouvernement allemand avait signé le 6 septembre 2010 un contrat avec les fournisseurs d'énergie et les exploitants des centrales nucléaires, prévoyant la prolongation de 8 à 14 ans de la durée de vie de ces centrales.

En échange, les exploitants s'engageaient à verser, à proportion de leur production résultant de la prolongation, une cotisation à un fonds fédéral spécial. Les exploitants devaient verser un montant total de 200 à 300 millions d'euros par an jusqu'en 2016.

Cette situation ne peut être transposée telle quelle en France, où les centrales nucléaires ont été amorties au départ sur 30 ans, puis sur 40 ans à partir de 2003. De plus, l'exploitant écoule en France une grande partie de sa production au tarif réglementé de vente (ou désormais à l'ARENH), qui est inférieur aux prix de marché, et ne bénéficie donc pas des mêmes marges qu'en Belgique.

Il n'est toutefois pas exclu qu'une situation similaire à celle constatée en Belgique survienne à l'avenir, notamment lorsque les centrales seront entièrement amorties, ce qui nécessiterait un traitement réglementaire spécifique. Les seuls mécanismes de marché ne peuvent, en effet, pas réduire la rente nucléaire : si, dans d'autres secteurs économiques, l'apparition de coûts de production faibles entraîne une augmentation de l'offre et donc une réduction du prix, la production nucléaire ne peut évidemment pas s'accroître librement, en raison des contraintes réglementaires et des difficultés d'acceptabilité sociale concernant la construction de nouvelles centrales.

Au total, la prolongation de la durée d'exploitation des centrales au-delà de 40 ans, en France, serait source de revenus pour l'exploitant qui rentabiliserait mieux l'investissement de départ, mais aussi de coûts importants : EDF a chiffré à 50, puis 55 milliards d'euros le programme d'investissements qui aura pour fonction principale de permettre une telle prolongation.

Ces dépenses sont d'ores et déjà intégrées dans le prix de l'ARENH fixé par le Gouvernement et devraient donc, aux termes de la loi NOME, être explicitement prises en compte dans les tarifs réglementés de vente d'ici à la fin 2015.

Le mode de fixation de l'ARENH devrait donc garantir la prise en compte, à hauteur des coûts de production et compte tenu de l'amortissement déjà réalisé, des coûts comme des bénéfices liés pour l'exploitant à la prolongation de la durée de vie de ses centrales et à leur mise en conformité avec les normes de sûreté telles qu'elles ont été réévaluées à la suite de l'accident de Fukushima.

c) Un risque économique réel de gaspillage de ressources en cas de non-prolongation par décision de l'ASN ? Ou une solution d'attente qui permet de « voir venir » ?

La prolongation des réacteurs présente plusieurs avantages sur le plan économique, énumérés par la Cour des comptes dans la conclusion générale de son rapport de janvier 2012 :

- en apportant des années d'exploitation supplémentaire, alors que les centrales seront intégralement amorties au bout de quarante années d'exploitation, il accroît tout simplement la rentabilité des centrales nucléaires ;

- la prolongation de la durée d'exploitation des réacteurs éloigne dans le temps la survenance des charges qui seront liées à leur arrêt : démantèlement et construction de nouveaux moyens de production, certainement plus coûteux.

Au total, la commission « Énergies 2050 » a évalué à 1 milliard d'euros le coût de l'arrêt à l'âge de 40 ans, au lieu de 60 ans, d'un réacteur de 900 MW mis en service aux alentours de 1980. Ce coût serait assez nettement inférieur si les coûts de jouvence étaient supérieurs aux prévisions ou si une électricité de substitution pouvait être achetée à un prix inférieur à 70 € / MWh (prix estimé pour une électricité produite par une centrale à gaz).

La prolongation présente également des risques ou des inconvénients :

- en premier lieu la prolongation de centrales initialement prévues pour une durée de fonctionnement de 30 ans nécessite, comme on l'a vu, des travaux de jouvence coûteux. Le programme d'investissements annoncé par EDF représente 950 millions d'euros par réacteur ou 870 000 euros par mégawatt de puissance installée ;

- le vieillissement des centrales pourrait diminuer leur sûreté et la survenance d'un éventuel accident majeur annulerait de loin tous les avantages économiques du nucléaire. Les contrôles de l'ASN ont toutefois pour objectif non seulement que le niveau de sûreté ne diminue pas, mais qu'il s'accroisse avec le temps grâce à la réalisation de travaux de maintenance exigés par des normes de plus en plus strictes. L'autorisation de prolongation n'est en effet donnée que si la centrale remplit les normes de sûreté actuelles ;

- la prolongation des centrales maintient la prépondérance du parc nucléaire actuel, avec le risque potentiel que comporte tout système hautement dépendant envers une technologie unique : une panne technique ou une faille de sécurité affectant un composant générique pourrait entraîner l'arrêt ou la diminution de performance de l'ensemble de l'outil de production. Les économies obtenues par la prolongation seraient alors rapidement annulées par le choc subi par l'ensemble de l'économie et par les particuliers ;

- la prolongation retarde l'application de décisions éventuelles de politique énergétique telles qu'une sortie du nucléaire, une limitation de son poids ou le remplacement du parc existant par des réacteurs de 3génération.

Votre rapporteur souligne que la prolongation à 60 ans repose sur un pari industriel puisqu'aucune centrale nucléaire n'a encore fonctionné pendant une telle durée, la durée maximale d'exploitation d'un réacteur étant jusqu'à présent de 47 ans140(*).

L'aspect financier ne peut toutefois être que l'un des critères de choix d'une politique énergétique et tout particulièrement nucléaire, qui doit également englober les aspects d'environnement, de sécurité et d'éthique.

Sur un plan plus stratégique, la prolongation des centrales actuelles retarde la mise en oeuvre du renouvellement des centrales, ce qui a plusieurs conséquences.


· D'une part, si le choix du nucléaire est confirmé, il pourrait être souhaitable, sur le plan industriel, de lancer un programme de réalisation de centrales de nouvelle génération sans attendre l'obsolescence du parc actuel, afin de profiter des compétences existantes en matière de construction de centrales et d'assurer une « soudure » entre les deuxième et troisième générations du nucléaire.

Un tel programme ferait bénéficier les acteurs de la filière d'un retour d'expérience accru et renforcerait leur crédibilité dans les appels d'offres internationaux.


· D'autre part, dans la perspective du développement des énergies renouvelables, la prolongation des centrales actuelles peut retarder la mise en oeuvre d'un effort massif de recherche, de développement et d'investissement dans la transition énergétique et faire manquer à la France le tournant vers les énergies vertes en l'accrochant à un modèle révolu.

On pourrait toutefois considérer, à l'inverse, que la prolongation des centrales permettrait d'attendre l'arrivée à maturité des technologies permettant le développement des énergies renouvelables (unités de production, mais aussi solutions de stockage et de gestion intelligente des réseaux) et de dégager une « rente nucléaire » qu'il serait possible d'utiliser pour développer des moyens de production de remplacement à base d'énergies renouvelables.

La prolongation des centrales apparaît donc comme une solution d'attente et de moindre coût, mais la frontière entre les bénéfices de l'attente et le coût de la non-action demeure délicate à tracer.

L'exemple des États-Unis : jusqu'à 60 ans, voire au-delà ?

Votre rapporteur a interrogé, par l'intermédiaire de la direction générale du Trésor, le service économique de l'ambassade de France aux États-Unis sur les conditions de la prolongation des centrales nucléaires dans ce pays, où de nombreux réacteurs ont d'ores et déjà reçu l'autorisation de fonctionner au moins jusqu'à l'âge de 60 ans.

« 1. Comment a été prise la décision de prolongation de la durée de vie des centrales américaines ?

Le processus réglementaire de délivrance de licence pour les centrales actuellement exploitées aux États-Unis dépend de l'« Atomic Energy Act ». La « Nuclear Regulatory Commission » (NRC) a délivré des licences d'exploitation pour une durée initiale de 40 ans pour les réacteurs commerciaux. À l'époque cette durée avait été choisie pour des raisons économiques et liées à l'organisation de la concurrence, il ne s'agissait pas d'une limitation d'ordre technique, mais uniquement de l'estimation de la durée d'amortissement de l'investissement en capital.

Par la suite, la NRC a lancé des études sur les effets du vieillissement des réacteurs nucléaires pour arriver à la publication de la procédure « 10 CFR Part 54 » réglementant le renouvellement d'une licence d'exploitation pour une durée maximale de 20 ans. Cette autorisation est accordée réacteur par réacteur, il n'y a pas de restrictions sur le nombre de renouvellements possibles dans l' « Energy Atomic Act ». En 2009, Oyster Creek (New Jersey) fut la première centrale à atteindre les 40 ans d'exploitation. Sur les 104 réacteurs que compte le parc américain, 71 étaient autorisés en août 2011 à être exploités pour 20 ans supplémentaires, 15 autres réacteurs ont demandé un renouvellement de leur autorisation et 17 devraient le faire prochainement. Par le passé, la NRC a déjà déclaré qu'une demande de renouvellement était insuffisante et en a rejeté une autre. La NRC a aussi interrompu le processus d'examen le temps que des informations manquantes lui soient fournies.

Le processus de renouvellement de licence nécessite entre 22 et 30 mois d'instruction pour aboutir à une décision positive ou négative. L'exploitant doit déposer sa demande (entre 500 et 2 000 pages de documentation) auprès de la NRC au maximum 20 ans et au minimum 5 ans avant l'expiration de sa licence et doit fournir :

Un examen de la sûreté (« 10 CFR Part 54 ») où l'exploitant identifie les systèmes, les structures et les composants qui pourront être touchés par le vieillissement de la centrale et indique à la NRC les moyens qui seront mis en oeuvre pour gérer ces aspects techniques. Cet examen porte sur les composants à longue durée de vie, on peut citer, entre autres, la cuve du réacteur, les générateurs de vapeur, la tuyauterie, etc.

Un examen de l'impact environnemental d'un tel renouvellement de licence (« 10 CFR Part 51 ») (conséquences sur la qualité de l'eau et la température de celle-ci pour les espèces animales, etc.). Par ailleurs, cette étude doit donner des informations sur l'impact du transport des déchets à haute activité vers le site de stockage de Yucca Mountain (Nevada).

La NRC étudie et vérifie ensuite les informations fournies par l'exploitant. Un programme d'inspection est mis en place par la NRC avant l'approbation de la demande afin d'apprécier si l'exploitant a respecté les exigences des différentes réglementations. Ces inspections permettent aussi à la NRC de vérifier ses analyses préliminaires. Les inspections testent les méthodes utilisées par l'exploitant pour identifier les structures et les composants susceptibles de vieillir, et vérifient leur état sur place. Après avoir donné son accord pour un renouvellement d'autorisation, la NRC réalise de nouvelles inspections, puis, finalement, d'ultimes inspections avant le début des 20 années supplémentaires d'exploitation. En règle générale, la NRC envoie entre 5 et 8 inspecteurs, trois fois, juste avant et juste après le début de la durée additionnelle d'exploitation. Ces inspections durent 2 semaines chacune, et permettent de vérifier que l'exploitant a respecté ses engagements.

Un examen indépendant de la demande est aussi réalisé par l'« Atomic Committee on Reactor Safeguards » (ACRS) de la NRC, et va fournir des recommandations à la NRC.

Le coût total de la préparation des documents par l'électricien et de l'examen par les services de la NRC est estimé à 20 millions $ US. Il est à la charge de l'exploitant, qui rembourse au Trésor le coût de l'examen effectué par les services de la NRC.

La participation du public dans le processus de renouvellement de licence se fait à plusieurs niveaux, lors de réunions, et les informations fournies par l'exploitant sont par ailleurs rendues publiques.

En outre, la NRC a mis en place en 1989 un nouveau système de licence de construction et d'exploitation combinée, appelée COL, dans un souci de simplification. Les COLs sont réglementées par la procédure « 10 CFR Part 52 ». Comme pour la procédure « 10 CFR Part 54 », ces licences sont valables pour une durée de 40 ans et peuvent être renouvelées, sans limitation, pour 20 ans supplémentaires.

Aux États-Unis, de nombreuses recherches sont actuellement réalisées au sein de l'Administration (Département à l'Énergie, NRC) et de l'industrie pour déterminer si les réacteurs actuels pourront être exploités après 60 ans. Pour l'instant, aucun problème technique n'a été mis à jour susceptible d'interdire la poursuite d'exploitation au-delà de 60 ans.

2. Comment ont été financés les investissements nécessaires au prolongement de la durée d'utilisation des centrales ?

Concernant le financement des investissements nécessaires au prolongement de la durée d'utilisation des centrales, il n'y a pas de chiffres globaux aux États-Unis. Ces informations ne sont généralement pas rendues publiques par les industriels. Néanmoins, on peut extrapoler certains éléments.

La centrale de Fort Calhoun (REP de 476 MWe) située dans le Nebraska dont le renouvellement de l'autorisation d'exploitation a été accordé en novembre 2003, pour la période 2013 - 2033. Les travaux de remise à niveau de la centrale ont commencé en septembre 2006, et se sont étalés sur 85 jours. Ces travaux ont été évalués à 417 millions $ US. L'exploitant a remplacé entre autres les générateurs de vapeur, la tête de cuve, le pressuriseur. L'exploitant avait déjà réalisé une partie des travaux avant le démarrage de la remise à niveau (installation d'un simulateur pour fournir des outils de formation pour le remplacement des composants du système primaire, mise en place d'un site d'entreposage à sec, et le remplacement des condensateurs et des ensembles de séchage).

La centrale d'Oconee (REP 3 x 846 MWe) située en Caroline du Sud. Les autorisations initiales devaient expirer en 2013 et 2014, le renouvellement a été autorisé en mai 2000. Un programme de mise à niveau a été réalisé par l'exploitant, pour un coût estimé à 1 milliard $ US. Les générateurs de vapeur et les têtes de cuves ont été remplacés, ainsi que de nombreux autres équipements.

Il n'y a pas de taxe spécifique sur le renouvellement de l'autorisation d'exploitation. En moyenne, aux États-Unis, une centrale nucléaire génère par an 16 millions $ US en taxes au niveau local et de l'État, et 67 millions $ US en taxes fédérales. Sur les 20 ans d'exploitation supplémentaires, ces sommes sont de 320 millions $ US au niveau local et 1,4 Md USD au niveau fédéral. »

(Source : direction générale du Trésor, contributions des services économiques,
en réponse à un questionnaire de votre rapporteur)

2. La gestion des déchets ou la prise en compte du temps long du nucléaire

On a vu précédemment141(*) que le coût des solutions de stockage des déchets est l'objet d'incertitudes importantes, mais que leur impact devrait demeurer limité sur le prix de l'électricité au kilowatt-heure.

S'agissant toutefois de la gestion à long terme des déchets les plus dangereux, ces incertitudes supposent acquis le principe selon lequel ces déchets seraient enfouis en couche géologique profonde, probablement dans le secteur de Bure, sous réserve des décisions à venir.

Votre commission s'est interrogée sur le niveau de maturité de ce projet et ses modalités de réalisation. Le Parlement, dans les prochaines années, sera en effet amené à se prononcer sur la mise en oeuvre effective du stockage géologique, décision de très long terme sur laquelle il sera difficile de revenir. Une délégation de membres de votre commission s'est rendue sur le site de Bure, dont elle a visité les installations.

Votre rapporteur tient à souligner que les élus locaux et les riverains rencontrés ont manifesté leur extrême prudence lors du lancement du débat public préalable à l'enfouissement.

a) Quelle est la maturité du projet d'enfouissement définitif ?

Le Parlement a été fortement impliqué dans la définition de la politique de gestion des déchets nucléaires, alors que le programme nucléaire lui-même, aussi bien civil que militaire, est resté une initiative du Gouvernement depuis les origines.

Deux lois successives ont tracé le cadre actuel de la gestion des déchets radioactifs : la loi « Bataille » du 30 décembre 1991 et la loi « Birraux » du 28 juin 2006142(*). L'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) a joué un rôle reconnu dans l'élaboration et le suivi de la mise en oeuvre de cette politique.

Il s'agit toutefois d'un processus très progressif.

Le cadre législatif et réglementaire du stockage des déchets à haute activité et
à moyenne activité et vie longue

La loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 a prévu le développement d'axes de recherche sur la réduction du volume et de la toxicité des déchets, sur le stockage des déchets en couche géologique profonde et sur l'étude de procédés de conditionnement et d'entreposage de longue durée des déchets.

Un important débat public s'est tenu en 2005-2006 : pour la première fois, la Commission nationale du débat public menait un débat sur une question de politique générale dans le domaine de l'environnement et non sur un projet d'infrastructure concret.

La loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 a ensuite posé le principe du traitement des combustibles usés (et non leur stockage direct), qui permet de réduire leur quantité et leur nocivité, et celui du stockage réversible en couche géologique profonde pour les déchets radioactifs les plus dangereux.

Cette loi a également fixé le cadre législatif et réglementaire qui gouvernera la création éventuelle du centre de stockage en couche géologique profonde :

- dans un premier temps, un laboratoire souterrain doit étudier les caractéristiques de la couche géologique envisagée : c'est la mission remplie actuellement par le laboratoire souterrain de Meuse - Haute-Marne à Bure ;

- un débat public doit être organisé en 2013 sur la base d'un dossier réalisé par l'ANDRA. Doivent également être consultées la CNEF143(*), l'Autorité de sûreté nucléaire et les collectivités territoriales concernées ;

- la demande de création du centre de stockage doit ensuite être évaluée par l'OPECST ;

- le Gouvernement doit alors présenter un projet de loi définissant les conditions de la réversibilité du stockage. La loi pose, en effet, le principe de la réversibilité sans la définir précisément ;

- ce n'est qu'après la promulgation de cette loi, à l'horizon 2015, et la tenue d'une enquête publique, que peut être accordée l'autorisation de création du centre de stockage en couche géologique profonde, qui serait mis en exploitation en 2025.

L'ensemble du processus recouvre donc plusieurs décennies, alors que le temps législatif est d'ordinaire beaucoup plus rapide. La loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 prévoyait le dépôt par le Gouvernement, avant la fin de 2006, d'un projet de loi « autorisant, le cas échéant, la création d'un centre de stockage des déchets radioactifs à haute activité et à vie longue ». En fait, si le calendrier du dépôt du projet de loi a été respecté, seul le principe du stockage des déchets à haute activité a été inscrit dans la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006, l'autorisation de la création du centre étant, pour sa part, repoussée d'une dizaine d'années.

Compte tenu des délais envisagés, le débat public devrait donc se tenir dès 2013. L'ANDRA constituera d'ici là le dossier qui en sera le support, ce qui suppose qu'elle soit en mesure de conclure scientifiquement sur la faisabilité et les modalités concrètes du stockage sur le site de Bure.

Or, la sûreté du stockage en couche géologique profonde repose sur des paramètres géologiques et physico-chimiques complexes :

- les matières radioactives doivent demeurer confinées et récupérables tant que le centre de stockage n'est pas fermé. Il est donc impératif, dans une zone argileuse profonde où la pression des parois tend à refermer les cavités, de les conditionner et de renforcer les galeries de stockage ;

- le conditionnement des déchets ne peut à lui seul retenir les matières radioactives sur le très long terme (plusieurs milliers d'années). Les propriétés physiques de l'argile doivent donc garantir que ces matières radioactives ne se diffuseront dans l'environnement que sur un rythme extrêmement lent. Ces matières ne doivent pouvoir atteindre le niveau du sol ou les zones souterraines sensibles (nappes phréatiques...) qu'à une échéance telle que la décroissance naturelle de la radioactivité aura supprimé tout danger, en tenant compte également de la dispersion géographique des matières lors de leur diffusion dans le sol.

Analyser les qualités d'un sol et en tirer des conclusions assorties d'un haut degré de certitude pour la capacité de ce sol à retenir les matières radioactives pendant des milliers, voire des centaines de milliers d'années, est un défi scientifique considérable. Les expérimentations portent, par exemple, sur le comportement de la roche suite au creusement des galeries ou face au réchauffement induit par la présence des déchets, sur les propriétés de diffusion et de rétention des éléments et sur la caractérisation de l'eau contenue dans la roche.

Tout en étant favorablement impressionnés par le haut niveau de la recherche menée dans le laboratoire souterrain de Bure, certains membres de votre commission ont constaté lors de leur visite que de nombreux projets de recherche étaient toujours en cours, malgré la proximité des échéances, et que toutes les interrogations n'étaient pas encore levées.

Votre commission, tout en prenant acte du calendrier prévu par le législateur, souligne donc la nécessité incontournable de disposer d'un dossier le plus complet possible sur le plan scientifique afin que, sur un sujet aussi complexe et porteur d'enjeux fondamentaux de très long terme, le débat public puisse se tenir sur des bases solides et incontestables.

b) La réversibilité conçue comme une « assurance-stockage »

Lors de son audition devant votre commission, Mme Marie-Claude Dupuis, directrice générale de l'ANDRA, a rappelé l'incident qui a affecté un centre de stockage de déchets radioactifs installé dans une ancienne mine de sel à Asse, en Basse-Saxe :

« Au départ, cela devait d'ailleurs être une simple expérimentation. Le sel présente des caractéristiques intéressantes, car il est hydrophobe et permet un bon confinement, mais les Allemands ont négligé le fait que cette mine avait tellement été exploitée à fond que la paroi isolant les déchets radioactifs du reste de la couche, qui n'est pas du sel, était devenue si fine qu'il a suffi qu'un peu d'eau s'introduise par une fissure pour dissoudre le sel. Maintenant, les déchets radioactifs baignent dans l'eau... »

À présent, les autorités allemandes pourraient être contraintes de retirer les déchets stockés sur ce site, ce qui devrait entraîner des dépenses considérables parce que le retrait des déchets n'a pas été prévu au départ.

Deux leçons doivent être tirées de cet incident :

- la première est bien entendu qu'il faut approfondir les études afin de limiter au maximum les risques d'erreurs de conception. Mme Dupuis a ainsi indiqué que le projet de Bure veille à abîmer le moins possible la couche d'argile afin de préserver ses qualités ;

- la deuxième est que, toute erreur ne pouvant être évitée dans un projet industriel, il est nécessaire de définir dès le début une solution de repli pour le cas où surviendrait un incident. C'est la philosophie qui prévaut désormais pour la gestion des accidents nucléaires : une centrale devrait pouvoir résister à la perte de ses sources de refroidissement, même si toutes les précautions sont prises par ailleurs pour éviter ce risque144(*). C'est ce qui justifie d'appliquer le principe de réversibilité au stockage des déchets nucléaires.

(1) La réversibilité, un principe inscrit dans la loi

La réversibilité est, selon les termes de M. Claude Birraux, alors député, dans son rapport sur la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006, la possibilité de reprendre les colis de déchets en cas de problème ou de nouvelles possibilités techniques145(*).

L'ANDRA précise qu'il s'agit non seulement d'une possibilité technique (récupérer les colis), mais également d'un processus décisionnel : « La gestion réversible du stockage implique que des décisions seront prises, aux différents stades de l'exploitation, dans le sens d'une poursuite du processus de stockage (mise en exploitation de nouveaux modules de stockage, mise en place progressive des équipements de sûreté passive), d'un maintien en l'état ou d'un retour en arrière »146(*).

Alors qu'aucun choix n'a été fait en 1991, le principe de la réversibilité est posé de manière très ferme par la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006, qui précise que « l'autorisation fixe la durée minimale pendant laquelle, à titre de précaution, la réversibilité du stockage doit être assurée. Cette durée ne peut être inférieure à cent ans. ».

Une définition précise de la réversibilité et de ses conditions ne sera toutefois inscrite dans la loi qu'en 2015, en tenant compte des travaux de l'ANDRA, du débat public et de la consultation des collectivités territoriales.

(2) Une contrainte supplémentaire pour ménager l'avenir

La réversibilité est une contrainte importante sur les travaux. Les alvéoles, longs de plusieurs dizaines de mètres, dans lesquels sont stockés les conteneurs de déchets à haute activité doivent être chemisés d'acier afin de résister pendant un siècle à la pression exercée sur les parois des cavités : la couche d'argile creusée par l'homme a, en effet, tendance à « cicatriser » toute seule, pour reprendre l'image utilisée devant votre commission par M. François-Michel Gonnot, président de l'ANDRA. Des matériels permettant le retrait des colis doivent également demeurer en place et en état de fonctionnement.

À cela s'ajoutent des coûts de surveillance du site : le site doit être instrumenté afin que les équipes de surveillance puissent vérifier à distance que la radioactivité et les autres paramètres physico-chimiques du sol argileux demeurent conformes aux prévisions.

Le choix de la réversibilité entraîne donc un surcoût potentiel et des difficultés techniques que l'on ne saurait négliger.

Il faut toutefois voir dans cette contrainte, non une charge superflue pour des déchets qui ne seront peut-être jamais retirés du centre de stockage, mais une forme d'assurance contre les aléas de toutes sortes qui pourraient affecter l'exploitation du site à partir du moment où, vers 2025, les premiers déchets nucléaires seront stockés dans les alvéoles.

L'ANDRA, s'appuyant sur les travaux des sciences humaines et sociales, a ainsi constaté que la flexibilité, sur un projet qui ne peut s'appuyer sur aucun précédent, permet d'améliorer le processus d'apprentissage et pourrait même être finalement source d'économies, chaque étape bénéficiant du retour d'expérience des travaux déjà menés.

Il est également apparu, lors de la préparation de la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006, que la réversibilité était une condition importante de l'acceptabilité du stockage en couche géologique pour les populations environnantes.

Pour autant, il est important de savoir que la réversibilité est limitée dans le temps. Les contraintes techniques permettront de l'assurer pendant un siècle, peut-être plus, le temps de vérifier que les prévisions scientifiques se vérifient sur les premières décennies, mais le site devra être fermé un jour ou l'autre, notamment pour des raisons de sûreté.

La réversibilité du stockage suppose donc la plus grande transparence des autorités publiques et de l'exploitant, ainsi qu'un dialogue constant avec les populations locales, non seulement à l'occasion du débat public, mais sur le long terme, sur le modèle des commissions locales d'information instituées autour des sites nucléaires.

Votre commission confirme donc la nécessité de maintenir, de manière ferme, le principe de la réversibilité du stockage géologique des déchets radioactifs ultimes, afin de préserver la capacité des générations futures à modifier ou orienter le processus de stockage, voire à agir en réponse à des incidents survenus sur le site de stockage.

3. La question à long terme du risque nucléaire

Parmi les coûts qu'il n'est pas possible de chiffrer précisément, l'enjeu le plus important concerne certainement celui d'un éventuel accident nucléaire.

a) Le coût d'un accident nucléaire majeur, de plusieurs dizaines à plusieurs centaines de milliards d'euros

Le calcul d'une prime d'assurance consiste, en principe, à multiplier une probabilité de survenance d'un dommage par le montant de ce dommage. Cette méthode est toutefois difficile à appliquer au risque d'accident nucléaire en raison de la difficulté de calculer de manière réaliste aussi bien la probabilité de l'accident que son coût.

(1) Quelle est la probabilité de survenance d'un accident nucléaire ?

Selon les résultats des études probabilistes de sûreté menées dans les centrales nucléaires, le risque d'accident entraînant un rejet radioactif important dans l'atmosphère serait de l'ordre de 1 pour 1 000 000 réacteur-an147(*). Ce risque peut paraître relativement faible, même si on le multiplie par le nombre de réacteurs en France (58) et la durée d'exploitation prévisible (30 à 60 années).

Il s'agit, toutefois, d'une estimation théorique, qui mesure la fréquence de fusion du coeur d'un réacteur résultant de défaillances internes. Or, les accidents graves ou majeurs148(*) constatés dans la réalité résultent plutôt d'une série d'événements impliquant souvent des erreurs humaines ou des phénomènes extérieurs sous-estimés.

Il paraît donc difficile d'estimer la « probabilité » réelle de survenance d'un accident nucléaire, tant celle-ci dépend de facteurs humains (erreurs, voire terrorisme) et extérieurs (catastrophes naturelles) qui ne se plient pas à l'analyse probabiliste des ingénieurs.

L'estimation théorique est essentielle pour le constructeur et l'exploitant de la centrale, qu'elle incite à améliorer la fiabilité interne du réacteur, mais elle ne donne qu'une vision insuffisante du risque réel de survenance d'un accident majeur.

Les discours tendant à considérer qu'un accident nucléaire majeur serait impossible en France ne peuvent donc être acceptés. Le président de l'Autorité de sûreté nucléaire, M. André-Claude Lacoste, a ainsi souligné à plusieurs reprises, et notamment lors de son audition devant votre commission, que « personne ne peut garantir qu'il n'y aura jamais d'accident nucléaire en France ».

Il est donc nécessaire d'étudier, hors de toute étude probabiliste, l'hypothèse de la survenance d'un accident nucléaire majeur dans une centrale nucléaire française et d'évaluer son coût.

(2) Un coût difficile à évaluer, mais certainement très élevé

L'IRSN a tenté l'exercice en prenant l'hypothèse d'un rejet contrôlé de substances radioactives, donc d'un accident relativement modéré, en prenant en compte non seulement le coût des dégâts sur le site accidenté, mais aussi les effets sur la population de la contamination radiologique, le coût des territoires décontaminés et les coûts indirects. Le chiffrage obtenu serait de 70 milliards d'euros.

Dans le cas d'un accident très grave tels que ceux de Tchernobyl ou Fukushima, l'IRSN a avancé, en revanche, un coût de l'ordre de 600 à 1 000 milliards d'euros.

L'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), pour sa part, mène depuis 2005, dans le cadre du comité directeur pour la gestion de la phase post-accidentelle (CODIRPA), une réflexion de grande ampleur sur les conséquences d'un accident nucléaire et la gestion post-accidentelle. S'agissant du coût de l'accident, le président de l'ASN a indiqué à votre commission qu'il avait souhaité passer commande d'une étude complémentaire de celle de l'IRSN, mais n'avait pu trouver de soumissionnaire.

La difficulté d'estimation de ce coût tient à plusieurs causes. S'il est possible dans une certaine mesure d'évaluer les coûts directs pour le site (décontamination, perte de revenus due à l'arrêt temporaire ou définitif de l'activité...) et ceux qui résultent des actions d'urgence (évacuation et relogement de la population dans un certain périmètre) ou de la décontamination des territoires, il est beaucoup plus difficile d'estimer le coût des autres conséquences d'un accident nucléaire :

- les conséquences sanitaires d'une contamination radiologique pour la population peuvent survenir à long, voire très long terme ; de plus, il est difficile d'établir un lien certain, chez un sujet, entre la survenance d'une maladie et une exposition à des radiations survenue plusieurs années, voire plusieurs dizaines d'années plus tôt149(*) ;

- l'accident nucléaire a de nombreux effets économiques induits difficiles à évaluer avec précision : perte d'attractivité du territoire, voire du pays entier ; désorganisation de filières économiques reposant sur des fournisseurs ou des gros clients installés en zone contaminée150(*) ; baisse du tourisme ; impact sur la filière industrielle électronucléaire et ses perspectives d'exportation151(*)...

On peut donc considérer que le coût d'un accident nucléaire majeur en France, de gravité comparable à celui de Fukushima, n'est pas connu avec précision, mais qu'il atteindrait probablement un ordre de grandeur de plusieurs dizaines, voire plusieurs centaines de milliards d'euros.

b) Faut-il mettre effectivement à la charge des opérateurs une fraction substantielle des risques ?

Le régime de responsabilité civile applicable au risque nucléaire est fortement dérogatoire du droit commun puisqu'il prévoit une forte limitation de la responsabilité civile des exploitants pour les risques les plus importants causés par les installations dont ils ont la garde.

Ce régime est fondé sur la Convention de Paris du 29 juillet 1960, complétée par la Convention de Bruxelles du 31 janvier 1963 et mis en oeuvre en France par la loi n° 68-943 du 30 octobre 1968 relative à la responsabilité civile dans le domaine de l'énergie nucléaire.

Un système d'indemnisation par tranches a été mis en place, sans toutefois que l'ensemble du risque soit couvert :

un montant d'indemnisation d'au moins 5,75 millions d'euros152(*) est à la charge de l'exploitant. En France, la loi du 30 octobre 1968 a mis à la charge de l'exploitant un montant supérieur, pouvant aller jusqu'à 91,5 millions d'euros par accident survenant sur une installation nucléaire. Cette responsabilité est dite « sans faute » : l'exploitant est engagé, dès lors qu'un accident survient sur son exploitation, sans qu'il y ait besoin d'examiner si cet accident résulte de sa faute ou de celle d'un tiers ;

un montant complémentaire peut être versé, le cas échéant, par l'État où se situe l'installation nucléaire, de manière à atteindre une indemnisation cumulée de 201,25 millions d'euros ;

une troisième tranche est à la charge des États ayant contracté la convention de Bruxelles et permet d'atteindre une indemnisation totale de 345 millions d'euros. Cette tranche est répartie entre ces États en fonction de leur produit national brut et de la puissance thermique nucléaire installée sur leur territoire.

Deux commentaires doivent être apportés :

- d'une part, le montant des trois tranches cumulées est très inférieur au coût réel d'un accident nucléaire majeur tel que ceux de Tchernobyl ou de Fukushima ;

- d'autre part, la responsabilité civile de l'exploitant lui-même, telle qu'elle est prévue par ces conventions, paraît étonnamment basse.

Un protocole signé le 12 février 2004 - et non encore entré en vigueur -prévoit une augmentation substantielle de ces niveaux de responsabilité :

- la responsabilité de l'exploitant pourra être engagée à hauteur de 700 millions d'euros ;

- la part de l'État atteindra 500 millions d'euros et celle des États parties 300 millions d'euros supplémentaires, soit une indemnisation totale pouvant aller jusqu'à 1,5 milliard d'euros.

Ce protocole n'est pas encore ratifié par l'ensemble des États signataires153(*). Le Gouvernement a toutefois déposé sur le bureau du Sénat, le 21 mars dernier, un projet de loi154(*) qui porte au niveau français à 700 millions d'euros le montant de responsabilité de l'exploitant.

Ces montants sont certes significatifs. Ils ne correspondent toutefois qu'au coût d'accidents de portée limitée et en aucun cas à celui d'un accident majeur, qui pourrait atteindre comme on l'a vu plusieurs dizaines ou centaines de milliards d'euros.

Certains pays, tels que l'Allemagne, soumettent l'exploitant d'installations nucléaires à un régime de responsabilité illimitée. Il n'est pas aisé de déterminer le meilleur choix. Quelques pistes de réflexion peuvent toutefois être tracées :

un régime de responsabilité illimitée, qui conduirait l'exploitant à payer sur ses fonds propres la totalité du coût d'un accident nucléaire majeur, est en fait illusoire. Les coûts considérés étant bien plus élevés que les capacités financières d'un exploitant, quel qu'il soit, un tel régime aurait pour conséquence la mise en liquidation de celui-ci et, par conséquent, l'absence d'indemnisation des victimes ;

un régime de responsabilité restreinte, tel que celui qui est actuellement en vigueur en France, peut toutefois paraître comme contraire au principe pollueur-payeur et serait difficile à justifier le jour où surviendrait un accident nucléaire de grande ampleur. Serait-il supportable, pour la société, que l'exploitant d'une centrale qui a été le lieu d'un tel accident ne soit responsable légalement qu'à hauteur de 91 millions, ou même 700 millions d'euros155(*) ? Il est intéressant de constater, comme le fait la Cour des comptes dans son rapport de janvier 2012, que l'opérateur Tepco, exploitant de la centrale de Fukushima, aurait pu, légalement, s'exonérer de sa responsabilité civile en raison du caractère exceptionnel du tsunami : or le président de l'entreprise a fait savoir, face au mécontentement de l'opinion, qu'il n'invoquerait pas cette clause.

Il convient donc de regarder avec attention la manière dont la prise en charge des coûts de l'accident est assurée au Japon. Le régime de la responsabilité illimitée de l'exploitant, institué dans ce pays, a dû être aménagé après l'accident de Fukushima, sans pour autant être remplacé par un régime de responsabilité restreinte tel que celui qui est prévu par les Conventions de Paris et de Bruxelles.

Un organisme d'aide à l'indemnisation des dommages nucléaires, qui regroupe le gouvernement et les compagnies électriques japonaises, apporte désormais un soutien financier à Tepco afin d'éviter la faillite de l'opérateur. Le principe de la responsabilité de l'opérateur demeure en vigueur et celui-ci devra verser de manière durable des contributions exceptionnelles qui reviennent à une forme de tutelle très stricte. Ainsi, devrait-il être amené à supporter de manière certes partielle, mais dans toute la mesure du possible, les conséquences financières de l'accident nucléaire156(*).

Le régime de responsabilité civile mis en place par les Conventions de Paris et de Bruxelles et précisé par Loi n° 68-1250 du 31 décembre 1968 relative à la prescription des créances sur l'État, les départements, les communes et les établissements publics, présente d'autres inconvénients qui ont été soulignés, après le rapport de la Cour des comptes, par les représentants du pool d'assureurs Assuratome reçus par votre rapporteur : les dommages corporels doivent, en principe, être indemnisés en priorité, mais ils surviennent souvent bien après les dommages matériels, les effets d'une contamination radiologique pouvant se manifester après plusieurs années. L'arbitrage serait donc particulièrement délicat dans le cas où le montant des dommages risquerait de dépasser le plafond d'indemnisation.

c) L'État assureur implicite en dernier ressort ? Un engagement au sens de la LOLF non chiffré

D'autres catégories de risques bénéficient d'une couverture illimitée, par l'intermédiaire d'une garantie de l'État.

La Caisse centrale de réassurance (CCR) bénéficie de la garantie de l'État :

- pour pratiquer les opérations de réassurance des risques résultant de catastrophes naturelles (article L. 431-9 du code des assurances) ;

- pour pratiquer les opérations d'assurance ou de réassurance des risques résultant de faits à caractère exceptionnel (états de guerre, atteintes à l'ordre public, troubles populaires, conflits du travail...), lorsque ces risques naissent de l'utilisation de moyens de transport de toute nature, ou se rapportent à des biens en cours de transport ou stockés (article L. 431-4 du même code) ;

- pour octroyer aux exploitants de navires et d'installations nucléaires certaines couvertures (article L. 431-5 du même code) ;

- pour pratiquer les opérations de réassurance des risques résultant d'attentats ou d'actes de terrorisme (article L. 431-10 du même code).

L'exemple du Gareat pour le risque de terrorisme

Le GAREAT (gestion de l'assurance et de la réassurance des risques attentats et actes de terrorisme), mis en place suite à la disparition des capacités de réassurance après les attentats du 11 septembre 2001 aux États-Unis, est un pool de réassurance auquel participent les grands acteurs du secteur.

La couverture est organisée en plusieurs piliers de partage de risque :

- de 0 à 400 millions d'euros, les pertes sont prises en charge par les assureurs (1tranche) ;

- de 400 à 2 000 millions d'euros, les réassureurs interviennent au côté des assureurs (2e et 3tranches) ;

- au-delà de 2 000 millions d'euros, la Caisse centrale de réassurance apporte une réassurance complémentaire avec la garantie illimitée de l'État (4tranche).

Les primes collectées par les assureurs sont transférées au GAREAT et réparties entre les quatre tranches.

Il paraît difficile de transposer tel quel ces régimes « catastrophes naturelles » au risque d'accident nucléaire. En effet, une garantie publique explicite de l'État pourrait apparaître comme une subvention accordée aux exploitants, contraire au principe pollueur-payeur, sans parler de l'atteinte aux principes de concurrence.

Il serait, de plus, difficile de comparer un accident nucléaire, qui dépend souvent d'erreurs humaines ou d'une sous-estimation des risques de la part d'acteurs industriels qui sont de très grandes entreprises, avec les dommages causés par une tempête ou une inondation à des particuliers, des agriculteurs ou des petits entrepreneurs.

Pourtant, les montants en jeu, qui peuvent être de plusieurs dizaines voire centaines de milliards d'euros, dépassent aussi bien les capacités de l'exploitant, même de grande taille, que celles du système d'assurance et de réassurance.

En conséquence, il paraît clair, même si aucun texte ne l'indique explicitement :

- d'une part, que c'est sur l'État que reposerait une grande part de l'indemnisation des particuliers et des entreprises concernés par les conséquences directes de l'accident : contamination des personnes et des biens, évacuation des territoires contaminés ou menacés... ;

- d'autre part, que les coûts induits (réduction d'activité des entreprises sous-traitantes d'entreprises directement impactées, perte d'attractivité pour la région et l'État touchés par l'accident ainsi que pour les produits qui y sont fabriqués, effet pour la société et l'économie d'un scénario « à la japonaise » où tous les réacteurs nucléaires, même non accidentés, sont arrêtés l'un après l'autre...), seraient probablement laissés à la charge de ceux qui en sont victimes ou de la collectivité.

Votre rapporteur s'interroge en conséquence sur la nature du régime de responsabilité civile limitée mis en place pour le risque nucléaire : il s'apparente en effet à une garantie implicite apportée par l'État et donc à une charge publique.

d) La compatibilité de cette garantie implicite avec le droit européen et avec la LOLF

Le bénéficiaire de cette garantie implicite est, de fait, l'exploitant des centrales nucléaires. On peut donc s'interroger sur la compatibilité d'une telle garantie implicite au droit européen de la concurrence : la Commission européenne a mis en cause la garantie implicite dont bénéficieraient, selon elle, certains établissements publics industriels et commerciaux (EPIC) français tels qu'EDF, GDF et La Poste avant leur changement de statut, garantie qui permettait à ces établissements d'obtenir un accès facilité au crédit.

C'est ainsi que M. Philippe Lowe, directeur général de l'énergie à la Commission européenne, a considéré devant la délégation de votre commission qui s'est rendue à Bruxelles que « le nucléaire est subventionné puisque l'accident est socialisé ».

De plus, en droit interne, la loi organique relative aux lois de finances (LOLF)157(*) prévoit dans son article 34 que les garanties de l'État doivent être octroyées dans une loi de finances. Cette obligation s'applique également aux garanties qui existaient déjà préalablement à l'entrée en vigueur de la LOLF (article 61).

La liste des garanties accordées par l'État, dont celles précitées accordées à la Caisse centrale de réassurance, est ainsi inscrite dans la loi du 30 décembre 2003 de finances rectificative pour 2003158(*).

Votre commission s'interroge donc sur l'existence d'une garantie implicite de l'État qui serait déclenchée en cas d'accident nucléaire grave et sur la compatibilité de cette garantie implicite avec le droit européen, d'une part, et les principes fondamentaux de la loi organique relative aux lois de finances, d'autre part.

e) Les discussions autour du montant et de la nature des provisions

Une solution, parfois évoquée pour une meilleure prise en compte de l'impact réel du coût de l'accident nucléaire, est celle de la constitution d'un fonds alimenté par des provisions des exploitants nucléaires.

Ce fonds, dont les coûts seraient alors, logiquement, répercutés sur le prix de l'électricité, reviendrait à « internaliser », mais aussi tout simplement à rendre plus explicites, des coûts post-accidentels aujourd'hui « socialisés » et, de fait, ignorés.

La Cour des comptes, dans son rapport de janvier 2012, estime à 1,41 € / MWh le coût de la constitution d'un fonds de 70 milliards d'euros, alimenté par des contributions annuelles de 580 millions d'euros pendant 40 ans. Le coût relativement faible est dû au choix d'une durée élevée de constitution de la provision et à l'hypothèse d'un taux de rendement annuel des fonds de 5 %159(*).

D'autres mécanismes peuvent être envisagés. M. Guy Brassard, économiste et juriste, a ainsi proposé160(*) la création d'un système d'assurance d'une capacité de 100 milliards d'euros, dont le coût serait de 0,00786 € / kWh, soit 7,86 € / MWh, compatible avec la survenance d'un accident de cette gravité tous les 100 ans. Une prime annuelle de 4 milliards d'euros devrait être payée pendant 18 ans.

En tout état de cause, par-delà la question de son alimentation, la mise en place d'un mécanisme de ce type supposerait que soient définies les conditions de sa mise en oeuvre et que soient désignées les organismes ou autorités chargées de traiter les demandes, sans doute nombreuses et complexes à analyser.

Votre commission considère que le caractère très incomplet du cadre actuel de la responsabilité civile des exploitants nucléaires, manifestement en décalage avec la réalité des coûts d'un accident et potentiellement porteur de difficultés concernant la prise en compte du droit européen et des règles de la LOLF, devrait amener à une réflexion approfondie et à sa révision.


* 135 Depuis 2003, toutefois, EDF a recalculé les amortissements restants sur une durée de fonctionnement de 40 ans (Cour des comptes, rapport de janvier 2012, p. 25).

* 136 21 des 58 réacteurs du parc actuel ont été couplés au réseau avant le 15 février 1982 et avaient donc une durée d'exploitation supérieure à 30 années au moment de la constitution de la commission d'enquête.

* 137 Le rapport du Gouvernement au Parlement sur la PPI électricité pour la période 2009-2020 précisait que « dans une perspective économique et sous réserve de toute exigence en termes de sûreté, la PPI électricité privilégie un scénario central de prolongation au-delà de 40 ans du parc nucléaire actuel ». L'arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la PPI électricité prévoit par ailleurs dans son article 2 la mise en service d'un premier réacteur de troisième génération en 2012 et d'un second en 2017.

* 138 Calculs Sénat. On compte comme point de départ la date de couplage au réseau.

* 139 Commission de régulation de l'électricité et du gaz (CREG), Étude (F)101014-CDC-999 sur l''accord nucléaire en Allemagne et son application en Belgique réalisée en application de l'article 23, §2, 2°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité.

* 140 Parmi les centrales toujours en activité, la plus ancienne, située en Suisse, a une durée d'exploitation de 43 ans.

* 141Cf. p. 63 et suivantes.

* 142 Loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs et loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs. Les dispositions de ces lois sont aujourd'hui reportées, en majeure partie, dans le code de l'environnement.

* 143 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, instituée par la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006.

* 144 De même, l'ASN mène des travaux tendant à définir un plan d'urgence pour la gestion des conséquences immédiates d'un accident nucléaire.

* 145 Rapport n° 3003 (XIIème lég.) de M. Claude Birraux, député, fait au nom de la commission des affaires économiques, sur le projet de loi relatif à la gestion des matières et des déchets radioactifs, déposé le 29 mars 2006.

* 146 ANDRA, Options de réversibilité du stockage en zone géologique profonde, 2009.

* 147 Chiffre cité par la Cour des comptes, Les coûts de la filière électronucléaire, janvier 2012, p. 245. Le rapport de l'ASN de décembre 2011 sur les évaluations complémentaires de sûreté précise le contenu des études probabilistes de sûreté (EPS) qui permettent de calculer la fréquence de fusion du coeur.

* 148 L'échelle INES (International Nuclear Event Scale) possède 7 niveaux. Un accident grave est de niveau 6 et un accident majeur (tel que ceux de Tchernobyl et de Fukushima) de niveau 7.

* 149 Voir sur ce point le rapport n° 18 (2009-2010) de M. Marcel-Pierre Cléach, fait au nom de la commission des Affaires étrangères, déposé le 7 octobre 2009, sur le projet de loi relatif à la reconnaissance et à l'indemnisation des victimes des essais nucléaires français.

* 150 À titre d'exemple, de nombreuses entreprises sud-coréennes et plus généralement non japonaises, sous-traitantes d'industries japonaises installées dans l'est du Japon, ont dû interrompre leur activité pendant la période qui a suivi le tsunami du 11 mars 2011 et l'accident de Fukushima.

* 151 On pourrait mentionner également le coût que représenterait pour l'économie un arrêt rapide de l'ensemble du parc en cas de panne générique, phénomène actuellement observé au Japon. Il paraît également difficile d'évaluer, en probabilité et en montant de dommages, le risque d'une dissémination à long terme dans l'environnement de déchets nucléaires stockés ou celui de détournement de plutonium par des personnes ou des États prêts à l'utiliser de manière malveillante.

* 152 Les montants indiqués dans les conventions sont exprimés en « droits de tirage spéciaux » (DTS), unité de réserve utilisée par le Fonds monétaire international. Les montants en euros indiqués ici sont établis sur la base de 1,15 euro pour 1 DTS, taux retenu par la Cour des comptes.

* 153 L'entrée en vigueur de ce protocole doit être simultanée pour les États membres de l'Union européenne concernés. Or, l'Italie, la Belgique et le Royaume-Uni ne l'ont pas encore ratifié.

* 154 Projet de loi n° 481 (2011-2012) ratifiant l'ordonnance n° 2012-6 du 5 janvier 2012 modifiant les livres Ier et V du code de l'environnement, et modifiant le code de l'environnement, le code de la santé publique et le code de la défense, déposé au Sénat le 21 mars 2012.

* 155 Cette somme concerne la responsabilité civile de l'exploitant à l'égard des tiers : elle n'inclut pas les coûts que subit l'exploitant sur son propre site (décontamination, arrêt du site...), coûts qui peuvent faire l'objet d'une couverture assurantielle différente (assurance dommages).

* 156 Tepco a annoncé, le 21 mai 2012, une augmentation de capital au profit de l'État japonais, qui détiendra plus de 50 % des droits de vote. Le groupe s'est également engagé sur un vaste plan d'économies sur dix ans.

* 157 Loi organique n° 2001-692 du 1 août 2001 relative aux lois de finances.

* 158 Loi n° 2003-1312 du 30 décembre 2003 de finances rectificative pour 2003, article 80.

* 159 Ce montant de 70 milliards d'euros est exprimé en euros courants à la fin de la période de constitution du fonds.

* 160 Guy Brassard, L'assurance du risque nucléaire en France, revue Futuribles, mai 2012 (article tiré d'une étude publiée sous le titre « Les risques majeurs et la garantie financière de l'État » dans la Revue de l'énergie, n° 605, janvier-février 2012).