Les « coûts cachés » du nucléaire en France, du mythe à la réalité

centrale nucléaire

Depuis quelques années, la propagande écologiste s’est orientée vers une dénonciation des « coûts cachés » du nucléaire. Un copieux rapport de la Cour des comptes a permis de faire le point sur ces assertions.

Depuis quelques années, la propagande écologiste s’est orientée vers une dénonciation des « coûts cachés » du nucléaire. Un copieux rapport de 430 pages de la Cour des comptes, commandé en 2011 par François Fillon, a permis de faire le point sur ces assertions. Les conclusions de la Cour sont claires : les coûts intègrent toutes les dépenses passées, présentes et à venir.

Par Jean Fluchère, ancien responsable de la centrale du Bugey (Ain).
Un article du site Imposteurs.

En 2011, le premier ministre François Fillon, devant les assertions des opposants au nucléaire sur les coûts « cachés » et pour éclairer le débat, a demandé à la Cour des Comptes un audit sur le sujet. Les magistrats de la Cour ont réalisé cet audit dont les conclusions ont été présentées à la presse en mars 2012 par le Président, Didier Migaud. Les conclusions, dont des extraits sont donnés plus bas, sont claires : les coûts du nucléaire en France intègrent :

  • Les dépenses passées, R&D, ingénierie, investissements, intérêts intercalaires (intérêts payés sur les emprunts pendant la construction avant la mise en service qui correspond au début des amortissements) ;
  • Les dépenses présentes d’exploitation, de maintenance, de combustibles et de charges diverses ;
  • Les dépenses futures de déconstruction et de fin de cycle des combustibles. Extrait du rapport : « Dans les différents calculs de coût de production, ces dépenses sont bien prises en compte. Elles sont estimées aujourd’hui à 18,4 Md€2010, en charges brutes, pour le démantèlement des 58 réacteurs du parc actuel et à 3,8 Md€2010 pour les derniers cœurs ».

La Cour considère cependant que la façon de prendre en compte la rémunération des capitaux investis (dit plus simplement, la constitution des provisions pour le renouvellement du parc) doit être revue. Elle recommande d’adopter la méthode du coût courant économique (CCE) : le calcul du coût global moyen sur toute la durée de fonctionnement, utile notamment pour comparer les coûts de différentes formes d’énergie. Dans cette approche, on cherche à mesurer le coût annuel de rémunération et de remboursement du capital permettant, à la fin de vie du parc, de reconstituer en monnaie constante le montant de l’investissement initial (c’est-à-dire le montant qui permettrait de reconstruire, à la fin de vie du parc, un parc identique au parc historique).

Pour faire ce calcul, EDF retient la méthode du coût courant économique qui permet la prise en compte du coût du capital dans le calcul du coût moyen de la production d’électricité nucléaire en la combinant avec le modèle financier, dit « modèle d’évaluation des actifs financiers » (MEDAF), d’usage courant chez les industriels, qui fournit une estimation du taux de rendement attendu par le marché pour un actif financier en fonction de son risque systémique.

Le coût de rémunération et de reconstitution du capital investi y est mesuré à travers un loyer économique à échéances annuelles constantes sur toute la durée de fonctionnement du parc. Ce loyer est calculé de façon à permettre à un investisseur d’être remboursé et rémunéré de son investissement à la hauteur de sa valeur réévaluée à la fin de sa durée de vie. En d’autres termes, le loyer économique, calculé en euros constants, reflète le prix qu’un fournisseur serait disposé à payer s’il avait à louer le parc nucléaire plutôt qu’à le construire. Cette approche ne tient pas compte des conditions historiques de financement de la construction du parc et cherche à donner une idée de ce que coûterait aujourd’hui sa reconstruction à technologie constante. Elle permet de calculer le coût global moyen, pour l’exploitant, de production du parc nucléaire sur toute sa durée de vie.

La méthode de calcul d’EDF a été vérifiée par la Cour qui en a établi une version modifiée. Les résultats de cette méthode sont sensibles au taux de rémunération du capital choisi et, à l’inverse, ils ont une faible sensibilité à la durée de fonctionnement des centrales, ce qui ne permet pas de l’utiliser pour calculer l’impact financier induit par un allongement de la durée de vie du parc.

Le tableau ci-dessous fait ressortir que la méthode de calcul EDF donne 20 146 M€ en 2010 pour 20 172 M€ pour le CCE calculé suivant la méthode de la Cour.

Le tableau ci-dessous donne les résultats du calcul de la Cour des Comptes à savoir 49,5 €/MWh en coût complet. (À comparer à la seule taxe Allemagne sur les EnR qui était de 39,5 €/MWh en juillet 2012).

La Cour a calculé l’incidence de l’investissement de 55 Md d’€ d’ici 2025 pour intégrer tout le retour d’expérience de l’accident de Fukushima. Elle conclue que le coût courant économique du MWh augmenterait de 9,5 % en € 2010 d’ici 2025.

Recommandation de la Cour sur le démantèlement

Les coûts de démantèlement d’EDF, comme ceux d’AREVA et du CEA, font l’objet de calculs et de suivis réguliers qui montrent, d’une part, qu’en règle générale, les devis ont tendance à progresser dans le temps malgré les progrès des méthodes d’élaboration du fait de la nouveauté de ces sujets et du manque de retour d’expérience dans ce domaine, et que, d’autre part, ces augmentations sont périodiquement intégrées dans les comptes des exploitants, réduisant donc les risques de dérapages significatifs.

À titre illustratif et avec un calcul simplifié, à taux d’actualisation inchangé (5%) :

  • si le devis de démantèlement augmentait de 50% : le coût annuel de production de l’électricité nucléaire progresserait de 505 M€, soit + 2,5% du coût de production total ;
  • si le devis de démantèlement doublait (+100 %) : le coût annuel de production augmenterait de 1 milliard. Cela ne représenterait toutefois qu’une augmentation du coût de production du MWh de 5 %.

La grande dispersion des résultats des comparaisons internationales montre l’incertitude qui règne dans ce domaine. (À noter cependant que les chiffres obtenus sur des démantèlements complets de tranches à eau ordinaire pressurisée de 900 MWe aux USA s’élèvent à 500 M$).

La Cour fait donc deux recommandations en matière de coût du démantèlement :

  • elle souhaite qu’EDF utilise la méthode Dampierre 2009 comme support de son évaluation des provisions de démantèlement et non la méthode historique qui ne permet pas un suivi suffisamment précis des évolutions de cette provision ;
  • elle confirme la nécessité et l’urgence de faire réaliser, comme l’envisage la DGEC, des audits techniques par des cabinets et des experts extérieurs, afin de valider les paramètres techniques de la méthode Dampierre 2009, et d’ajuster, si nécessaire, le niveau de pro visionnement des opérateurs en conséquence.

Recommandation de la Cour sur les charges futures de fin de cycle des combustibles

Une incertitude importante pèse sur le coût de gestion à long terme des déchets. Les provisions qui couvrent les charges futures de gestion des combustibles usés sont calculées sans incertitude majeure, à partir des coûts et des tarifs d’AREVA. En revanche, les provisions qui sont censées couvrir la gestion à long terme des déchets de haute activité et de moyenne activité à vie longue (HAVL et MAVL) ne sont pas stabilisées. Elles sont actuellement calculées sur la base d’un devis arrêté en 2003 mais qui a fait l’objet, depuis cette date, d’une révision approfondie par l’ANDRA aboutissant à un quasi doublement du devis initial en monnaie courante. EDF, AREVA et le CEA seront donc conduits à réévaluer leurs provisions dès que le montant définitif du devis sera arrêté.

Par ailleurs, en l’absence actuellement de filière capable de recycler les quantités de MOX (combustible mixte uranium-plutonium) et d’URE (uranium de retraitement) usés que produisent les centrales, EDF calcule les provisions pour la gestion à long terme de ces matières comme s’il s’agissait de déchets relevant du centre de stockage géologique profond dans les mêmes conditions que les déchets HA et MAVL. Cette disposition est acceptable, à condition que, dans cette hypothèse, la provision soit bien « calibrée », ce qui n’est pas assuré aujourd’hui. Au-delà du chiffrage, il serait plus sécurisant que cette hypothèse soit réellement étudiée et à terme, éventuellement développée, au cas où le programme de 4ème génération connaitrait des difficultés.

La Cour fait donc deux recommandations en matière de gestion à long terme des déchets :

  • elle souhaite que soit rapidement fixé le nouveau devis sur le coût du stockage géologique profond, de la manière la plus réaliste possible, c’est-à-dire en tenant compte des résultats des recherches menées sur ce sujet mais sans anticiper sur leurs résultats, et dans le respect des décisions de l’ASN, seule autorité compétente pour se prononcer sur le niveau de sureté de ce centre de stockage ;
  • elle demande à ce que soit chiffré, dans le cadre de ce nouveau devis, le coût d’un éventuel stockage direct du MOX et de l’URE produits chaque année et que cette hypothèse soit prise en compte dans les travaux futurs de dimensionnement du centre de stockage géologique profond.

En conclusion, les provisions pour gestion des combustibles usés semblent relativement fiables, celles pour gestion des déchets devraient être rapidement revues. Le nouveau devis de l’ANDRA étant un peu plus du double de celui qui sert aujourd’hui de base aux calculs des provisions, il est intéressant de mesurer ce que donnerait un doublement de cette provision dont l’augmentation devrait également résulter d’un calcul plus précis des conséquences du stockage du MOX et de l’URE usés. (Cependant l’uranium de retraitement représente un stock aujourd’hui réutilisable par la nouvelle usine d’enrichissement du combustible par ultra centrifugation)

Sur la base d’une simulation simplifiée, si l’on retient la dernière hypothèse de devis de l’ANDRA, le coût annuel de production de l’électricité nucléaire augmenterait de 200 M€ (soit + 1 % en €/MWh).

Ces tests de sensibilité à la variation de divers paramètres relatifs aux charges futures montrent que, compte tenu de l’horizon d’une durée de fonctionnement du parc de 40 ans sur laquelle ils ont été calculés, ils modifient le coût annuel actuel de production de l’électricité nucléaire de façon certes non négligeable mais relativement limitée.

À noter enfin que la prolongation d’activité des centrales au-delà de 40 ans accroit les provisions sans que le coût des opérations finales de démantèlement et de fin de cycle des combustibles change.


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