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C. UNE FILIÈRE ÉNERGÉTIQUE COMPÉTITIVE

La controverse relative à l'énergie nucléaire ne porte pas uniquement sur ses risques et ses inconvénients, mais aussi sur son intérêt économique intrinsèque.

Les partisans du nucléaire font valoir que cette filière énergétique permet de produire de l'électricité en masse et à bas prix. Ses adversaires estiment qu'elle n'est pas si rentable lorsque l'on prend en compte la totalité des coûts. Votre rapporteur a donc cherché à se faire une opinion sur ce point essentiel du débat.

Après avoir rappelé l'enjeu que représente l'industrie nucléaire européenne, il convient d'examiner les bases de la compétitivité de la filière électronucléaire par rapport aux autres sources de production d'électricité, et les conséquences de la libéralisation du marché européen de l'électricité.

1. Une industrie concentrée et exportatrice

Les entreprises productrices d'électricité qui exploitent des centrales nucléaires sont, par définition, réparties dans les huit Etats membres qui ont fait ce choix énergétique. Mais l'industrie nucléaire proprement dite, qui fournit à ces entreprises les réacteurs et le combustible, est bien plus concentrée et n'intéresse en fait qu'un très petit nombre de pays européens.

a) Une concentration croissante pour la construction de réacteurs

Jusqu'à très récemment, les constructeurs de centrales nucléaires étaient au nombre de trois seulement dans l'Union européenne : Framatome (France), Siemens (Allemagne) et Asean Brown Boveri (Suède/Suisse).

Chacune de ces trois entreprises a forgé sa compétence sur son marché national respectif avant de s'internationaliser par des exportations ou des participations. Framatome a acquis une expérience précieuse dans les réacteurs à eau pressurisée (REP), grâce à la standardisation sans équivalent du programme nucléaire français, tandis que ABB est le spécialiste européen des réacteurs à eau bouillante (REB) et que Siemens maîtrise les deux technologies.

La concentration de ce secteur d'activité, déjà forte, est en train de se renforcer. En effet, Framatome et Siemens ont annoncé en décembre 1999 leur intention de fusionner leurs activités nucléaires dans une société contrôlée à 66 % par la première. Les deux entreprises collaboraient déjà au sein d'une filière commune, Nuclear Power International, pour le développement de l'European Pressurized water Reactor (EPR). Ce rapprochement, qui doit encore recevoir l'aval de la Commission européenne, portera le nouveau groupe au premier rang mondial, devant les américains Westinghouse et General Electric et le canadien Candu reactors.

En 1999, le chiffre d'affaires de Framatome dans le domaine nucléaire devrait être de 2 milliards d'euros, pour un effectif de 9 000 personnes. Pour Siemens, le chiffre d'affaires serait de 1,1 milliard d'euros et le nombre d'employés de 4 100.

La décision du gouvernement allemand d'abandonner le nucléaire, comme l'absence de décision du gouvernement français relative au lancement d'un premier prototype de l'EPR, n'ont sans doute pas été étrangères à la décision de Siemens de se séparer de ses activités nucléaires.

Quasi simultanément, le 30 décembre 1999, ABB a rendu publique son intention de céder ses activités nucléaires à British Nuclear Fuels Limited (BNFL). Le prix de vente serait de 3,1 milliards de francs, ce qui correspond à un an de chiffre d'affaires, et 3 000 salariés sont concernés.

BNFL, dont le métier d'origine est le traitement du combustible, s'était déjà diversifiée au mois de mars 1999, en rachetant les activités nucléaires du constructeur américain Westinghouse. Framatome était également intéressée par le rachat des activités nucléaires d'ABB mais a dû renoncer, car une concentration Framatome-Siemens-ABB dans ce secteur se serait vraisemblablement heurtée au veto de la Commission européenne. Celle-ci n'a pas encore donné son aval aux deux concentrations annoncées.

b) Un quasi duopole pour la production de combustibles nucléaires

Dans le secteur des combustibles, la concentration de l'industrie nucléaire européenne est aussi grande que dans celui de la construction des réacteurs. Il convient de distinguer ici selon les différentes étapes du cycle du combustible.

1. Pour la production d'uranium naturel, la Cogema est le seul producteur européen, avec une production de 6000 tonnes qui la situe au deuxième rang mondial, derrière le canadien Cameco (10 500 tonnes).

2. Pour la conversion des concentrés d'uranium en hexafluorure d'uranium, opération nécessaire préalable à l'enrichissement du minerai, cinq grands convertisseurs couvrent la quasi-totalité du marché mondial. Le numéro un mondial est la Cogema, via sa filiale Comurhex. Au sein de l'Union européenne, seul BNFL possède également des capacités de conversion.

Capacités annuelles de conversion de l'uranium dans l'Union

(en tonnes)

 

1995

2000

France (Comurhex)

14 000

15 500

Royaume-Uni (BNFL)

6 000

6 000

Source : Commission européenne - PINC 96

3. En ce qui concerne l'enrichissement de l'uranium, deux consortiums internationaux se partagent le marché européen : Eurodif, sous contrôle majoritaire français, et Urenco, consortium néerlando-germano-britannique.

Capacités annuelles d'enrichissement de l'uranium dans l'Union

(en 103 Unités de Travail de Séparation (UTS)

 

1995

2000

2010

France (Eurodif)

10 800

10 800

1 0 800

Allemagne/Pays-Bas/Royaume-Uni (Urenco)

3 450

4 000

4 500

Source : Commission européenne - PINC 96

4. La fabrication des combustibles est l'étape du cycle de l'uranium qui était jusqu'à présent la moins concentrée dans l'Union européenne, puisque l'on compte cinq entreprises productrices : FBFC, filiale commune de Framatome et Cogema en France et en Belgique ; Siemens en Allemagne, Enusa en Espagne, ABB Atom en Suède et BNFL au Royaume-Uni.

Capacités annuelles de fabrication de combustible
à base d'uranium dans l'Union

(en tonnes de métal lourd)

 

1995

2000

France/Belgique (FBFC-Cogema)

1 550

1 550

Allemagne (Siemens)

950

400

Espagne (ENUSA)

220

250

Suède (ABB Atom)

400

600

Royaume-Uni (BNFL)

1 920

1 920

Source : Commission européenne - PINC 96

5. Pour la fabrication de combustible MOX, par recyclage du plutonium présent dans les combustibles usés, la Cogema est la seule entreprise européenne disposant de capacités opérationnelles, soit 190 tonnes par an dans ses trois usines de Cadarache, Marcoule et Ressel. Toutefois, BNFL envisage de mettre bientôt en service une unité de production d'une capacité de 120 tonnes par an dans son usine de Sellafield.

6. Enfin, pour le retraitement des combustibles usés, la Cogema et BNFL sont les deux seules entreprises européennes à disposer de capacités industrielles sur leurs sites respectifs de La Hague (1 600 tonnes par an) et Sellafield (900 tonnes par an).

Ainsi, dans le secteur des combustibles nucléaires, la Cogema est la seule entreprise de l'Union européenne présente à toutes les étapes du cycle, avec une position à chaque fois dominante. La décomposition de son chiffre d'affaires par activité est donc particulièrement significative.

Chiffre d'affaires 1998 de la Cogema par activité

 

en MF

en M€

Mines

2 851

435

Enrichissement

7 871

1 200

Combustibles

2 582

394

Retraitement

14 712

2 243

Ingénierie et services

3 421

521

TOTAL

31 437

4 793

Source : Cogema

L'autre grande entreprise européenne spécialisée dans les combustibles nucléaires, le britannique BNFL, avait un chiffre d'affaires moitié moindre en 1998, de 1,487 milliard de livres.

c) Une industrie pourvoyeuse d'emplois et exportatrice

Le Programme indicatif nucléaire pour la Communauté (PINC) adopté en 1996 par la Commission relève que " plus de 90 % du coût de l'énergie nucléaire correspond à des services fournis par des opérateurs économiques de l'Union européenne. Ce secteur a donc largement recours, directement ou indirectement, à la main-d'oeuvre indigène ".

Selon cette même source, le cycle du combustible, la construction des centrales nucléaires, les services et les équipements de l'industrie nucléaire, la production d'électricité et les organismes de sûreté fournissent plus de 220 000 emplois, souvent hautement qualifiés, dont 100 000 en France, 40 000 en Allemagne, 40 000 au Royaume-Uni, 15 000 en Espagne, 10 000 en Belgique, 7 000 en Suède et 4 000 en Finlande. A la fois directement et indirectement, l'industrie nucléaire procure du travail à 400 000 personnes en Europe.

Les emplois chez les producteurs d'électricité, qui sont les plus nombreux, ne sont pas vraiment spécifiques à l'industrie nucléaire. En effet, les exploitants ont besoin de personnel aussi bien dans les centrales thermiques classiques que dans les centrales nucléaires.

Toutefois, la " teneur en emplois " de la filière nucléaire est plus élevée en exploitation que celle de la filière gaz : 105 emplois par TWh/an pour la première, contre 70-85 emplois par TWh/an pour la seconde. La filière charbon fait un peu mieux, avec 100 emplois par TWh/an, en raison de l'intensité en emplois des activités d'extraction. Mais, compte tenu du déclin des mines de charbon européennes, il s'agit d'emplois localisés dans des pays tiers.

Pourvoyeuse d'emplois, l'industrie nucléaire européenne est aussi exportatrice.

S'agissant des ventes de centrales à l'étranger, le marché mondial s'est rétréci en raison du gel des programmes nucléaires dans la plupart des pays concernés, sauf en Asie. Néanmoins, les constructeurs européens, forts de leur savoir-faire technologique, parviennent encore à emporter des marchés face à leurs concurrents américains, russes et canadiens.

Framatome a exporté deux tranches nucléaires en Afrique du Sud, deux en Corée et deux en Chine, où il est en train d'en construire deux autres. ABB est en train de construire deux tranches nucléaires en Corée du Sud. Siemens a exporté une tranche nucléaire au Brésil et une en Argentine, où elle est en train d'en construire une autre.

Mais, indépendamment des ventes de centrales neuves qui deviennent rares, les constructeurs européens exportent des équipements, ainsi que des services de conseil et de maintenance pour le parc installé. Ainsi, dans le chiffre d'affaires nucléaire de Framatome, les services représentent 24 % et les équipements 28 %, alors que la part des réalisations nouvelles n'est que de 11 % (le solde de 38 % correspond au combustible nucléaire).

S'agissant des combustibles nucléaires, la répartition du chiffre d'affaires de la Cogema est caractéristique des capacités exportatrices de ce secteur. Avec un montant de 12,7 milliards de francs en 1998, les ventes à l'étranger de la Cogema représentent 40 % de son chiffre d'affaires total. La répartition géographique de ces exportations est retracée dans le tableau suivant :

Répartition géographique des exportations de la Cogema en 1998

 

en MF

en M€

Europe

5 930

904

Asie

4 274

652

Amérique du Nord

1 930

294

Autres pays

586

89

TOTAL

12 720

1 939

Source : Cogema

Cette même année, BNFL a réalisé 490 millions de livres d'exportations, soit 33 % de son chiffre d'affaires.

Ce rapide tour d'horizon montre que les enjeux purement industriels du nucléaire en Europe, même s'ils ne sont pas déterminants aux yeux des adversaires de cette filière énergétique, sont néanmoins importants.

Votre rapporteur relève toutefois qu'un très petit nombre d'Etats membres est intéressé à ces aspects industriels, encore inférieur à celui des Etats membres concernés par l'exploitation de centrales nucléaires. En pratique, après la cession des activités nucléaires d'ABB à BNFL et la fusion de celles de Siemens et Framatome, l'Europe se retrouvera dans une situation de quasi duopole franco-britannique.

Ce fait politiquement important ne doit jamais être perdu de vue par tout observateur du débat sur l'énergie nucléaire au sein de l'Union européenne.

2. Les bases de la compétitivité du nucléaire

Rappelons que la décision prise par certains pays occidentaux d'engager des programmes électronucléaires de grande ampleur a été provoquée par le premier choc pétrolier de 1973, et confortée par le second choc pétrolier de 1979. A l'époque, il s'agissait d'un choix stratégique, dans lequel les considérations de sécurité d'approvisionnement et d'indépendance ont été déterminantes.

Mais avec la baisse ultérieure des cours du pétrole et le " contre-choc " pétrolier de 1986, les considérations de rentabilité comparée des différentes filières énergétiques sont redevenues d'actualité. Il est aujourd'hui légitime de s'interroger sur la compétitivité économique réelle de la filière nucléaire, au-delà de la conjoncture qui a favorisé son décollage.

Votre rapporteur peut ici s'appuyer sur l'excellent rapport relatif aux coûts de production de l'électricité fait en février 1999 par MM. Christian Bataille et Robert Galley, dans le cadre de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (3(*)).

a) L'importance des investissements et des économies d'échelle

Par comparaison avec les autres modes de production d'électricité, le nucléaire se caractérise par l'importance des investissements nécessaires. Les dépenses d'investissement représentent plus de 60 % des coûts de production pour une centrale nucléaire, contre un peu plus de 20 % pour une centrale à gaz.

C'est pourquoi il est plus rentable, pour un pays qui veut développer une filière nucléaire nationale complète et autonome, de se doter d'un parc de centrales nucléaires étendu, afin de répartir les frais d'études et de conception sur un grand nombre d'unités. Encore faut-il que ce parc soit standardisé autour d'un modèle unique de centrale nucléaire, ce qui est le cas en France, en Allemagne et en Suède, mais moins vrai au Royaume-Uni. Les économies d'échelle résultant de la standardisation sont amplifiées par l'augmentation de la puissance des centrales mises en service : 900, puis 1300 et 1450 MWh pour la France.

L'allongement de la durée de vie économique des installations contribue également à diminuer la part des investissements dans le coût de revient du KWh. Les centrales nucléaires françaises ont été conçues initialement pour être amorties sur 20 ans. Leur durée de vie a été portée successivement à 25, puis à 30 ans, et pourrait bientôt atteindre 40 ans.

Inversement, le renforcement constant des normes de sûreté des centrales nucléaires tend à accroître le coût d'investissement initial.

Enfin, le taux de disponibilité des centrales nucléaires, c'est-à-dire la proportion du temps où elles sont effectivement en phase de production, qui est un paramètre essentiel de leur rentabilité économique, tend à s'améliorer. Grâce à l'expérience accumulée, le fonctionnement des centrales nucléaires européennes est mieux maîtrisé en exploitation, tandis que l'amélioration de la qualité des combustibles a permis d'espacer les opérations de rechargement des réacteurs, pendant lesquelles la production d'électricité doit être suspendue. Ainsi, les pays de l'Union européenne ont les taux de disponibilité les plus élevés du monde.

Source : EDF

On remarquera que la France est l'Etat membre dont les centrales nucléaires ont le taux de disponibilité le plus faible. Cela s'explique par le fait que, depuis 1997, le parc français est entré dans une phase de grosses opérations d'entretien destinées à prolonger la durée de vie des réacteurs nucléaires au-delà du terme initialement prévu. Leur taux de disponibilité s'en trouve abaissé en dessous de leur niveau habituel, qui est plus proche de 90 %.

Néanmoins, même avec un taux de disponibilité anormalement bas de 82,6 %, la France se classe encore devant les Etats-Unis (81,6 %), le Japon (80,8 %), le Canada (65,4 %) et la Russie (65,3 %).

Le projet d'EPR conçu par Framatome et Siemens s'est fixé pour objectif un taux de disponibilité de 90 %.

b) Une compétitivité réelle pour une exploitation en base

La marge de compétitivité du nucléaire par rapport aux modes de production d'électricité à partir d'énergies fossiles tend à se réduire en raison des progrès technologiques réalisés par ces derniers au cours des dernières années.

Bénéficiant des technologies de l'aéronautique, les récentes turbines à gaz à cycle combiné atteignent un taux de rendement énergétique (4(*)) supérieur à 50 %, alors que celui des réacteurs nucléaires avoisine les 35 %. Même une filière plus traditionnelle comme le charbon à réussi à améliorer considérablement son taux de rendement. Les chaudières à charbon pulvérisé et les chaudières à lit fluidisé récemment développées atteignent un taux de rendement de 45 %.

Un concept de réacteur actuellement à l'étude, le HTGR (High Temperature Gaz Cooled Reactor , pourrait permettre d'élever à 50 % le taux de rendement énergétique de la filière nucléaire. Dans l'immédiat, grâce à l'économie de combustible sur laquelle elle repose, la filière nucléaire actuelle reste comparativement compétitive, comme le montre le tableau ci-dessous, extrait du dernier Programme indicatif nucléaire commun.

Coûts comparés de la production d'électricité aux prix de 1991

(en écus/1000 KWh)


 

Investissement

Exploitation et entretien

Combustible

TOTAL

Taux d'actualisation de 5 % par an



Nucléaire

11 - 22

3,7 - 12

4 - 8

22 - 40

Charbon

7 - 15

3,7 - 11

13 - 26

26 - 74

Gaz

4,5 - 9

1,8 - 5,2

19 - 42

26 - 56

Taux d'actualisation de 10 % par an


Nucléaire

19 - 74

4 - 12

4,5 - 7

33 - 60

Charbon

15 - 26

7 - 11

13 - 26

33 - 60

Gaz

7 - 17

2,2 - 5,2

19 - 38

30 - 60

Source : Agence pour l'Energie nucléaire de l'OCDE

Ce tableau montre que le nucléaire, pour un taux annuel d'actualisation de 5 %, a une fourchette de coût d'investissement supérieure de moitié à celle du charbon et double de celle du gaz. Pour un taux d'actualisation de 10 %, sa fourchette de coût d'investissement est plus du double de celle du charbon, et plus du triple de celle du gaz.

En revanche, quel que soit le taux d'actualisation retenu, la fourchette de coût du combustible du nucléaire est près de quatre fois inférieure à celle du charbon, et près de sept fois inférieure à celle du gaz.

Au total, la filière nucléaire est nettement plus économique que les deux filières à énergies fossiles, pour un taux d'actualisation de 5 %, et reste à leur niveau de compétitivité, pour un taux d'actualisation de 10 %.

Cette analyse comparative de coûts appelle deux remarques.

Premièrement, la rentabilité du nucléaire, compte tenu de l'ampleur et de la durée des investissements, est très dépendante du taux d'actualisation retenu, qui reste une convention comptable. A l'inverse, une centrale à gaz est amortie en six années. Mais la rentabilité future du nucléaire est insensible aux aléas relatifs à l'évolution des cours de l'uranium, à la différence des filières reposant sur des énergies fossiles.

Deuxièmement, ces calculs de rentabilité sont valables pour un fonctionnement des centrales nucléaires en base, c'est-à-dire de manière continue toute l'année. Pour faire face aux pointes de la consommation d'électricité, qui fluctue beaucoup selon la période de l'année et les heures de la journée, les centrales thermiques classiques sont plus compétitives, parce que plus souples d'usage.

Ces analyses économiques comportent enfin des marges d'incertitude relatives aux coûts de démantèlement, à la gestion des déchets radioactifs et au coût d'un éventuel accident nucléaire.

L'estimation du coût de démantèlement d'une centrale nucléaire est fondée sur l'expérience acquise lors des opérations de déclassement des réacteurs de recherche, ainsi que des expériences étrangères. Les premiers résultats du démantèlement de la centrale française de Brennilis montrent que le taux de 15 % des investissements provisionné par EDF est plausible. Le savoir-faire acquis au fur et à mesure des démantèlements permettra d'ailleurs probablement d'en abaisser le coût.

L'incertitude, comme le relevait la Cour des Comptes dans son rapport public pour 1998, est plus de nature financière qu'économique. Il n'est pas évident de conserver dans le temps, en maintenant leur valeur et leur liquidité, des provisions pour charges futures aussi importantes.

Les coûts liés au traitement et à la gestion sur de très longues périodes des déchets nucléaires n'ont pas pu être évalués de manière précise par les auteurs du rapport précité de l'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques.

Ceux-ci se risquent toutefois dans leur conclusion à l'appréciation suivante : "on  estime à l'heure actuelle que le coût de gestion de l'aval du cycle représente 5 à 10 % du coût du kilowattheure. Avec une gestion intégrée et complète de l'ensemble du cycle, la dépense devrait passer à environ 20 % du coût total.

Ce coût est évidemment à comparer à celui de la gestion des déchets produits dans d'autres filières énergétiques. (...) La seule base de comparaison dont on peut faire état est celle du coût de désulfuration d'une centrale thermique à charbon qui est de l'ordre de 10 à 20 % du coût du KWh produit. L'aval du cycle nucléaire représenterait donc une dépense d'un ordre de grandeur parfaitement acceptable ".


Enfin, les coûts liés à un accident nucléaire ne peuvent être pris en compte dans les prix de revient que d'une manière probabiliste, par nature sujette à débats. Mais votre rapporteur, considérant l'accumulation des années d'expérience sans accident majeur et l'amélioration constante des techniques de sûreté, estime que le risque d'accident est in fine plus un problème d'appréciation politique qu'une question de calcul économique.

3. Les implications de la libéralisation du marché européen de l'électricité

a) Les principes de la directive relative au marché intérieur de l'électricité

Après la seconde guerre mondiale, les Etats aujourd'hui membres de la Communauté européenne ont développé leurs réseaux électriques à travers des sociétés en situation de monopole, publiques ou privées. C'est dans ce cadre monopolistique initial que les programmes électronucléaires européens ont été mis en oeuvre.

Mais, à partir des années 1980, le mouvement de libéralisation du secteur électrique lancé aux Etats-Unis s'est trouvé relayé en Europe par le Royaume-Uni, puis par la Commission européenne. Celle-ci a considéré que les fortes variations des prix de l'électricité d'un Etat membre à l'autre, ainsi que leur niveau globalement élevé, trahissaient une distorsion de concurrence dommageable à la compétitivité des entreprises européennes et à l'achèvement du marché intérieur. Elle a donc proposé de libéraliser le marché européen de l'électricité.

Une première étape, consensuelle, a été franchie dès 1990 avec l'adoption de deux directives, sur la transparence des prix de l'électricité (5(*)) et sur le transit de l'électricité entre Etats membres (6(*)).

La seconde étape, visant au démantèlement des monopoles nationaux de production, d'importation et de production d'électricité, a été beaucoup plus longue à aboutir.

En effet, le cheminement de la directive du 19 décembre 1996 sur les règles communes pour le marché intérieur de l'électricité a été difficile. La négociation de ce texte de libéralisation a duré sept années, à partir de la présentation par la Commission d'un avant-projet en 1989.

D'un côté, des Etats membres comme le Royaume-Uni et l'Allemagne faisaient confiance à la concurrence pour assurer le bon fonctionnement du marché européen de l'électricité. De l'autre côté, des Etats membres comme la France mettaient l'accent sur les contraintes de service public qui s'imposent à l'industrie électrique, ainsi que sur la nécessité de maintenir une programmation à long terme de la politique énergétique intégrant les considérations de sécurité d'approvisionnement.

Le texte finalement adopté en 1996 est un compromis entre ces deux positions, qui repose sur les principes suivants :

- suppression du monopole de production et libéralisation des marchés nationaux en trois paliers successifs, déterminés par le niveau de consommation électrique des clients, dits " consommateurs éligibles " : 40 GWh en 1999, 20 GWh en 2000 et 9 GWh en 2003, ces seuils correspondant à des parts de marché, respectivement de 25 %, 28 % puis 30 % ;

- désignation dans chaque Etat d'un gestionnaire du réseau de transport d'électricité, distinct de " l'opérateur historique " ;

- accès des tiers au réseau sur la base d'un tarif public ou négocié ;

- système d'appel d'offre ou d'autorisation pour la création de nouvelles installations de production ;

- dissociation comptable entre les activités de production, de transport et de distribution d'électricité, pour éviter les distorsions de concurrence liées aux subventions croisées ;

- possibilité pour les Etats d'imposer aux entreprises électriques des missions de service public, sous réserve qu'elles soient clairement définies, non discriminatoires et contrôlables.

La directive, entrée en vigueur le 19 février 1997, donnait aux Etats membres deux ans pour sa transposition en droit interne. La France est le seul pays, avec le Luxembourg, à n'avoir pas strictement respecté cette échéance, la loi française de transposition ayant été adoptée avec un an de retard (7(*)) .

Ce texte permet aussi aux Etats membres de libéraliser plus rapidement que prévu leurs marchés nationaux de l'électricité.

La France, la Grèce et le Portugal sont les seuls pays qui s'en tiennent aux seuils minima d'ouverture fixés par la directive. L'Autriche, la Belgique, le Danemark, l'Irlande, l'Italie, le Luxembourg, les Pays-Bas et l'Espagne sont allés légèrement au-delà. La Finlande, l'Allemagne, la Suède et le Royaume-Uni ont entièrement libéralisé leurs marchés. Au total, le marché européen de l'électricité est ouvert dès 2000 aux deux tiers, mais avec de fortes disparités selon les Etats.

b) Des conséquences ambivalentes pour la filière électronucléaire

Le processus de libéralisation du marché européen de l'électricité constitue à la fois un risque et une chance pour la filière électronucléaire.

Le premier effet de l'ouverture et de l'unification de marchés nationaux de l'électricité jusque-là monopolistiques est une pression à la baisse des prix au consommateur, et une compétition accrue entre les producteurs. Cet effet de concurrence est d'autant plus fort que le rythme de progression de la consommation d'électricité en Europe est freiné par les politiques d'économies d'énergie, tandis que les capacités de production installées sont globalement excédentaires.

Dans ce nouveau contexte, l'avantage va à la technologie des cycles combinés au gaz, souple et peu exigeante en capital. Elle requiert un investissement moindre que le nucléaire, qui peut être réalisé en deux ans et récupéré sur six années seulement. A cette échéance, le risque financier inhérent aux fluctuations des cours du gaz est assez maîtrisable.

De son côté, la filière nucléaire apparaît handicapée par l'importance des investissements nécessaires, même si leur durée d'amortissement est extensible.

Par ailleurs, les coûts de démantèlement des centrales ou de gestion des déchets peuvent s'avérer supérieurs aux prévisions, et le durcissement des contraintes réglementaires de sûreté peut renchérir les coûts d'exploitation. Le producteur risque alors de se retrouver avec des marges très étroites. Ce risque est d'autant plus grand que les centrales nucléaires manquent de souplesse d'exploitation, et ne sont pleinement rentables qu'en fonctionnement de base.

Toutefois, ces inconvénients sont de nature à décourager surtout les entrants sur le marché et les nouveaux investissements dans le nucléaire. Au contraire, l'investissement déjà réalisé peut constituer une véritable rente pour les exploitants actuels de centrales nucléaires.

Le principal électricien européen, EDF, dispose ainsi de capacités d'exportation sans équivalent grâce à un parc de centrales nucléaires excédant les besoins du marché français. Alors que son coût moyen de production du KWh électronucléaire est de 18 à 20 centimes actuellement, son coût marginal tombe à 11 centimes une fois l'investissement initial amorti. La " surcapacité " nucléaire de la France est communément estimée à 12 tranches de 900 MWh, soit 10 000 MWh. En fait, EDF n'a guère d'autre choix que de trouver un exutoire dans les exportations d'électricité pour rentabiliser ses investissements.

Cette situation propre à la France peut être considérée comme une opportunité pour l'ensemble de l'Union européenne, dont les entreprises bénéficient de l'avantage compétitif procuré par le bas prix de l'électricité française d'origine nucléaire.

Prix hors TVA de l'électricité dans l'industrie au 1er juillet 1997

(France = base 100)

 

Grande industrie

Petite industrie

 

(consommation de 50 millions de kWh par an)

(consommation de 160 000 kWh par an)

Grèce

96

90

France

100

100

Danemark

103

66

Luxembourg

106

122

Belgique

109

136

Pays-Bas

111

129

Portugal

116

112

Irlande

121

134

Espagne

124

96

Italie

138

137

Allemagne

140

131

Royaume-Uni

146

129

Autriche

151

142

Finlande

nd

69

Suède

nd

nd

Source : EDF

Mais, dans un contexte de rapprochements et de fusions accélérés entre les électriciens européens, cet avantage historique d'EDF est parfois perçu comme une forme de dumping déloyal. Les gouvernements britannique et allemand se sont ainsi offusqués des récentes prises de participation d'EDF sur leurs marchés domestiques.

En effet, tirant les conséquences de la libéralisation du marché européen de l'électricité, EDF cherche actuellement à se diversifier hors du nucléaire par des prises de participation dans les entreprises énergétiques des autres Etats membres et par un rapprochement avec GDF. L'objectif est de parvenir à une structure de production plus équilibrée, avec un socle de 66 % seulement d'électricité d'origine nucléaire, le surplus étant fourni par des sources d'énergie plus flexibles.

Au total, il semble douteux aujourd'hui qu'un opérateur privé sur le marché européen de l'électricité se lance dans un projet d'investissement nucléaire. A cet égard, il est significatif que Siemens et ABB se soient défaits de leurs activités nucléaires au profit des groupes publics que sont Cogema et BNFL.

De même, la privatisation en 1995 des centrales nucléaires au Royaume-Uni n'a porté que sur les plus récentes, réunies au sein de British Energy. Les plus anciennes sont restées dans le giron public, gérées par Magnox Electric, qui a été fusionné en 1997 avec BNFL. Récemment, le gouvernement de M. Tony Blair a fait part de son intention de mettre sur le marché 49 % du capital de BNFL d'ici le 1er juillet 2000.

Toutefois, en dépit de sa libéralisation, l'évolution du marché européen de l'électricité ne dépend pas seulement de la concurrence entre les entreprises. Les Etats ont conservé une capacité réelle de régulation par l'intermédiaire de deux instruments :

- d'une part, ils peuvent imposer aux entreprises électriques " des obligations de service public, dans l'intérêt économique général, qui peuvent porter sur la sécurité, y compris la sécurité d'approvisionnement, la régularité, la qualité et les prix de fourniture, ainsi que la protection de l'environnement " (8(*)). Ces critères sont plutôt de nature à avantager le nucléaire ;

- d'autre part, les Etats peuvent orienter les décisions d'investissement, grâce aux mécanismes prévus par la directive d'autorisations ou d'appels d'offre.

Le gouvernement britannique a ainsi décrété en décembre 1997 le gel des autorisations de nouvelles centrales au gaz, en raison du risque d'approvisionnement que ferait peser sur le pays le recours exagéré à une seule source d'énergie primaire, qualifié de gaz rush.

Sur ce point, l'analyse du récent rapport sur le nucléaire publié par la Documentation française (9(*)) mérite d'être citée : " La directive sur le marché intérieur de l'électricité laisse donc aux Etats membres la possibilité de conserver, s'ils le souhaitent, une initiative certaine concernant la nature des nouvelles installations de production électrique. Le développement d'un projet nucléaire reste envisageable à l'initiative des pouvoirs publics.

Une telle démarche nécessitera néanmoins la réunion de conditions bien particulières : débouchés assurés, prix garantis sur une période longue, et visibilité réglementaire. Ce n'est que dans ces conditions que les risques afférents au nucléaire tels qu'ils sont perçus par les investisseurs, qu'ils soient privés ou publics, deviendront acceptables. Le nucléaire sera donc plus que jamais un choix politique, et dépendra de la volonté des gouvernements à le promouvoir
 ".

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