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Les coûts de la filière
électronucléaire
Rapport public thématique
Janvier 2012
SOMMAIRE
SOMMAIRE
..................................................................................................
3
DELIBERE
....................................................................................................
9
INTRODUCTION
.......................................................................................
11
CHAPITRE I
LES DEPENSES PASSEES
..............................................
17
I
- Le montant des investissements physiques
.........................................
17
A - Les centrales à l’arrêt de la 1
ère
génération
.........................................
19
B - Les 58 tranches nucléaires actuellement en activité
...........................
20
C - Les installations d’AREVA
................................................................
33
II
- Les dépenses de recherche
..................................................................
35
A - 1945 – 1969 : les premiers programmes de recherche
.......................
36
B - 1970 – 1989 : priorité à la filière à neutrons rapides
..........................
37
C - 1990 - 2010 : une recherche plus encadrée et partenariale
.................
39
D - Le total des dépenses de recherche sur l’électronucléaire de 1957 à
2010
..........................................................................................................
44
E - Superphénix
........................................................................................
46
CHAPITRE II LES DEPENSES COURANTES
.....................................
49
I
- Les coûts d’exploitation d’EDF
............................................................
49
A - Le coût du combustible nucléaire
......................................................
49
B - Les dépenses de personnel d’EDF
......................................................
52
C - Les consommations externes
..............................................................
55
D - Les impôts et taxes
.............................................................................
56
E - Le coût des fonctions centrales et supports
........................................
57
F - Total des coûts d’exploitation
.............................................................
58
II
- Les autres types de dépenses actuelles
...............................................
59
A - Les dépenses de recherche financées
par des crédits publics
............
59
B - Les coûts de la sécurité, de la sûreté et de la transparence financés sur
crédits publics
..........................................................................................
62
CHAPITRE III LES DEPENSES FUTURES
..........................................
83
I - Le démantèlement des installations nucléaires
....................................
84
A - Qu’est-ce que le démantèlement ?
.....................................................
84
B - L’évaluation des charges de démantèlement des installations
nucléaires d’EDF
......................................................................................
86
C - L’évaluation des charges de démantèlement d’AREVA
..................
102
D - L’évaluation des charges nucléaires civiles de
démantèlement du
CEA
........................................................................................................
108
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4
COUR DES COMPTES
II
- La gestion des combustibles usés
......................................................
116
A - La gestion des combustibles usés d’EDF
.........................................
117
B - Coût de gestion des combustibles du CEA
.......................................
127
III
- La gestion des déchets radioactifs
...................................................
132
A - Les types de déchets et leurs modes de gestion
...............................
132
B - Les déchets disposant actuellement d’un exutoire
...........................
134
C - Les déchets sans exutoire
.................................................................
137
D - La reprise et le conditionnement
des déchets anciens (RCD)
.........
152
E - Les questions en suspens
..................................................................
154
F - Récapitulatif des charges brutes de gestion des déchets dans les
comptes des exploitants
..........................................................................
159
CHAPITRE IV PROVISIONS ET ACTUALISATION
.......................
163
I
- Le montant des provisions dans les bilans
........................................
163
II
- L’actualisation des provisions
..........................................................
166
A - Le principe de l’actualisation
...........................................................
166
B - Le taux d’actualisation utilisé
..........................................................
168
C - La sensibilité des provisions des exploitants
au taux d’actualisation
................................................................................................................
175
III
- Les provisions dans les comptes de résultat
...................................
177
A - Les provisions d’EDF pour le parc actuel
........................................
177
B - Les provisions des autres acteurs de la filière
..................................
179
CHAPITRE V LES ACTIFS DEDIES
....................................................
181
I
- Le cadre réglementaire et législatif
....................................................
181
A - Des actifs dédiés à la couverture d’une partie des charges futures de la
filière nucléaire
.......................................................................................
181
B - Les caractéristiques du système français de sécurisation des charges
nucléaires futures
...................................................................................
183
II
- Des modalités d’application variées et en évolution
.......................
185
A - La gestion des actifs dédiés d’EDF
..................................................
185
B - La gestion des actifs dédiés d’AREVA
............................................
192
C - La gestion des actifs dédiés du CEA
................................................
196
III
- Réflexions sur la situation actuelle
.................................................
198
A - Une évolution qui s’éloigne de l’objectif initial
...............................
199
B - La crise financière met en évidence
les faiblesses du dispositif
......
201
C - Une gouvernance encore imparfaitement assurée
............................
203
CHAPITRE VI LES EVOLUTIONS POSSIBLES
DES DEPENSES
FUTURES
..................................................................................................
207
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SOMMAIRE
5
I
- Deux facteurs d’évolution majeurs
....................................................
207
A - La durée de fonctionnement des centrales
.......................................
207
B - Les recherches futures
......................................................................
220
II
- Les coûts de l’EPR
.............................................................................
224
III
- Les variantes
.....................................................................................
226
A - La situation de base
..........................................................................
226
B - Variante : durée de fonctionnement de 50 ans
.................................
227
C - Variante : « arrêt du retraitement »
..................................................
229
D - Variante : « sans 4
ème
génération »
...................................................
230
CHAPITRE VII LES COUTS DIFFICILEMENT CHIFFRABLES... 233
I
- Les externalités
....................................................................................
233
A - Les impacts sur l’environnement
.....................................................
234
B - Les impacts sur la santé humaine
.....................................................
237
C - Les autres externalités
......................................................................
238
II
- Risque nucléaire et assurances
.........................................................
240
A - Le risque nucléaire
...........................................................................
240
B - Les conventions internationales sur
la responsabilité civile nucléaire
................................................................................................................
245
C - Le droit positif français
....................................................................
253
CHAPITRE VIII CONCLUSION GENERALE
....................................
265
I
- Les coûts inclus dans les comptes des exploitants
.............................
265
A - Investissement et capital
..................................................................
266
B - Charges d’exploitation
.....................................................................
275
C - Les calculs du coût de production et leur sensibilité aux évolutions de
différents paramètres
..............................................................................
278
II
- Les dépenses financées sur crédits publics
......................................
284
III
- Les questions en suspens
..................................................................
288
ANNEXES
.................................................................................................
295
GLOSSAIRE
.............................................................................................
434
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Les rapports publics de la Cour des comptes
- élaboration et publication -
La Cour publie un rapport public annuel et des rapports publics
thématiques.
Le présent rapport est un rapport public thématique. Il traite des
résultats d’une enquête réalisée par la Cour à la demande du Premier ministre
(procédure désormais régie par l’article L. 132-5-1 du code des juridictions
financières
1
).
Les rapports publics de la Cour s’appuient sur les contrôles, les
enquêtes et les évaluations conduits par la Cour des comptes ou les chambres
régionales des comptes et, pour certains, conjointement entre la Cour et les
chambres régionales ou entre les chambres. En tant que de besoin, il est fait
appel au concours d’experts extérieurs, et des consultations et des auditions
sont organisées pour bénéficier d’éclairages larges et variés.
Au sein de la Cour, ces travaux et leurs suites, notamment la
préparation des projets de texte destinés à un rapport public, sont réalisés par
l’une des sept chambres que comprend la Cour ou par une formation
associant plusieurs chambres.
Trois principes fondamentaux gouvernent l’organisation et l’activité
de la Cour des comptes, ainsi que des chambres régionales des comptes, et
donc aussi bien l’exécution de leurs contrôles et enquêtes que l’élaboration
des rapports publics : l’indépendance, la contradiction et la collégialité.
L
indépendance
institutionnelle
des
juridictions
financières
et
statutaire de leurs membres garantit que les travaux effectués et les
conclusions tirées le sont en toute liberté d’appréciation. De même, la Cour et
chaque chambre régionale ou territoriale des comptes décident librement de
la programmation de leurs travaux.
La
contradiction
implique que toutes les constatations et appréciations
ressortant d’un contrôle, d’une enquête ou d’une évaluation, de même que
toutes les observations et recommandations formulées ensuite, sont
systématiquement soumises aux responsables des administrations ou
organismes concernés ;
elles ne peuvent être rendues définitives qu’après
prise en compte des réponses reçues et, s’il y a lieu, après audition des
responsables concernés.
1
L’article L. 132-5-1 a été introduit dans le code des juridictions financières par la loi
n° 2011-1862 du 13 décembre 2011 relative à la répartition des contentieux et à
l’allègement de certaines procédures juridictionnelles.
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8
COUR DES COMPTES
La publication dans un rapport public est nécessairement précédée par
la communication du projet de texte que la Cour se propose de publier aux
ministres et aux responsables des organismes concernés, ainsi qu’aux autres
personnes morales ou physiques directement intéressées. Dans le rapport
publié, leurs réponses accompagnent toujours le texte de la Cour.
La
collégialité
intervient pour conclure les principales étapes des
procédures de préparation, de contrôle ou d’évaluation et de publication.
Tout contrôle, enquête ou évaluation est confié à un ou plusieurs
rapporteurs. Leur rapport d’instruction, comme leurs projets ultérieurs
d’observations et de recommandations, provisoires et définitives, sont
examinés et délibérés de façon collégiale, par une chambre ou une autre
formation comprenant au moins trois magistrats, dont l’un assure le rôle de
contre-rapporteur, chargé notamment de veiller à la qualité des contrôles. Il
en va de même pour les projets de rapport public.
Le contenu des projets de rapport public est défini, et leur élaboration
est suivie, par le comité du rapport public et des programmes, constitué du
premier président, du procureur général et des présidents de chambre de la
Cour, dont l’un exerce la fonction de rapporteur général.
Enfin, les projets de rapport public sont soumis, pour adoption, à la
chambre du conseil où siègent, sous la présidence du premier président et en
présence du procureur général, les présidents de chambre de la Cour, les
conseillers maîtres et les conseillers maîtres en service extraordinaire.
Ne prennent pas part aux délibérations des formations collégiales,
quelles qu’elles soient, les magistrats tenus de s’abstenir en raison des
fonctions qu’ils exercent ou ont exercées, ou pour tout autre motif
déontologique.
*
Les rapports publics de la Cour des comptes sont accessibles en ligne
sur le site Internet de la Cour des comptes et des chambres régionales et
territoriales des comptes :
www.ccomptes.fr
. Ils sont diffusés par
La
documentation Française
.
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Délibéré
La Cour des comptes, délibérant en chambre du conseil, a adopté
le présent rapport sur « Les coûts de la filière électronucléaire ».
Le rapport a été arrêté au vu du projet communiqué au préalable
aux administrations et organismes concernés, et des réponses qu’ils ont
adressées en retour à la Cour.
Les réponses sont publiées à la suite du rapport. Elles engagent la
seule responsabilité de leurs auteurs.
Ont participé au délibéré : M.
Migaud, Premier président,
MM.
Babusiaux, Descheemaeker, Bayle remplacé par M. Cazanave,
conseiller
maître,
M.
Bertrand,
Mme
Froment-Meurice,
MM.
Durrleman,
Lévy,
Lefas,
présidents
de
chambre,
MM. Pichon, Picq, Mme
Cornette, M. Hespel, présidents de chambre
maintenus en activité, MM. Richard, Devaux, Rémond, Gillette, Monier,
Troesch,
Beaud
de
Brive,
Moreau, Mme
Lévy-Rosenwald,
Mme Pappalardo,
MM. Brun-Buisson, Cazala, Andréani, Dupuy,
Mme Morell, M. Braunstein, Mmes Saliou, Dayries, M. Phéline,
Mmes
Ratte,
Ulmann,
MM.
Barbé,
Jean
Gautier,
Vermeulen,
Mmes Darragon, Seyvet, MM. Bonin, Vachia, Vivet, Mme Moati,
MM. Charpy, Davy de Virville, Petel, Mme
Trupin, M. Corbin,
Mme Froment-Védrine, MM. Rigaudiat, de Gaulle, Guibert, Piolé, Prat,
Guédon, Claude Martin, Le Méné, Baccou,
Sépulchre, Arnauld
d’Andilly, Mousson, Mmes Malgorn, Bouygard, Vergnet, M. Chouvet,
Mme
Démier, M.
Clément, Mme Cordier, MM. Le Mer, Léna, Migus,
Rousselot, Mme Esparre, MM.
Geoffroy, Lambert, de Nicolay, de la
Guéronnière, Guillot, MM. Duwoye, Aulin, Senhaji, conseillers maîtres,
MM. Schott, Klinger, Gros, Carpentier, Schmitt, conseillers maîtres en
service extraordinaire.
A assisté et participé aux débats, sans prendre part au délibéré, M.
Bénard, Procureur général.
A été entendu
en son rapport, M. Bertrand, rapporteur général,
assisté de Mme Pappalardo, conseillère maître, et de M. Dupuy,
conseiller maître.
***
M. Terrien, secrétaire général, assurait le secrétariat de la chambre
du conseil.
Fait à la Cour, le 27 janvier 2012
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COUR DES COMPTES
Le projet de rapport soumis à la chambre du conseil a été préparé, puis
délibéré le 19 janvier 2012, par une formation interchambres de la Cour
des comptes, présidée par M. Levy, président de chambre, et composée de
MM. Camoin, Monier, Moreau, Mme Seyvet, MM. Vivet, Cossin,
Rigaudiat, de Gaulle, Claude Martin et Migus, conseillers maîtres, M.
Schott, conseiller maître en service extraordinaire, ainsi que de
Mme Pappalardo,
conseillère
maître,
rapporteure
générale,
et
de
M. Dupuy, conseiller maître, contre-rapporteur.
Il a été examiné et approuvé, le 6 décembre 2011, par le comité du
rapport public et des programmes de la Cour des comptes, composé de
MM. Migaud,
premier
président,
Bénard,
procureur
général,
Descheemaeker,
Bayle,
Bertrand,
rapporteur
général
du
comité,
Mme Froment-Meurice, MM. Durrleman, Levy et Lefas, présidents de
chambre, M. Beysson, conseiller maître.
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Introduction
Par une lettre du 17 mai 2011 (annexe 1), le Premier ministre a
demandé à la Cour des comptes, au titre de sa mission d’assistance au
Gouvernement
2
, d’expertiser « les coûts de la filière nucléaire, y compris
ceux relatifs au démantèlement des installations et à l’assurance des
sites », en précisant qu’il souhaitait « pouvoir disposer de ce rapport avant
le 31 janvier 2012 ». Dans sa réponse du 8 juin suivant (annexe 2), le
Premier président a indiqué « qu’au regard de l’intérêt majeur présenté
par le sujet », il a « décidé de l’inscrire au programme de travail de la
Cour » et précise les dispositions d’organisation qu’il a prises pour que
cette enquête soit réalisée « dans le cadre des procédures habituelles de la
Cour des comptes ». Le présent rapport est le résultat de cette démarche.
L’objectif premier de cette enquête n’est pas, comme dans un
travail classique de la Cour, de contrôler des comptes ni de porter un
jugement sur l’efficacité ou l’efficience des politiques menées en matière
énergétique. Le rapport a pour seule ambition de mesurer des coûts sans
porter de jugement sur leur niveau, ce qu’il n’était pas possible de faire
dans les délais fixés. Il vise donc essentiellement à identifier et à mesurer
les
différents
coûts
afférents
à
la
production
de
l’électricité
électronucléaire en France et à expliquer les modes de calcul et les
hypothèses retenues pour chacun, même si l’enquête permet aussi de faire
quelques recommandations regroupées à la fin du présent rapport, dans la
conclusion générale.
Ne traitant que les « coûts » liés à la production d’électricité
nucléaire, le présent rapport ne fait aucune analyse des « prix » de cette
2
L’article 47-2 de la Constitution prévoit notamment que la Cour des comptes
«
assiste le Parlement et le Gouvernement dans le contrôle de l’exécution des lois de
finances et de l’application des lois de financement de la sécurité sociale ainsi que
dans l’évaluation des politiques publiques
. »
S’agissant de l’assistance au Gouvernement, l’article 132-5-1 du code des juridictions
financières précise : «
Le Premier ministre peut demander à la Cour des comptes la
réalisation de toute enquête relative à l’exécution des lois de finances, à l’application
des lois de financement de la sécurité sociale ainsi que de toute enquête sur la gestion
des services ou organismes soumis à son contrôle ou à celui des chambres régionales
ou territoriales des comptes
. » (article introduit dans le code des juridictions
financières par la loi n° 2011-1862 du 13 décembre 2011 relative à la répartition des
contentieux et à l’allègement de certaines procédures juridictionnelles).
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12
COUR DES COMPTES
électricité, notamment des tarifs qui financent les coûts. Il ne traite pas de
l’évolution de la demande d’électricité ni du « mix » énergétique,
contrairement aux exercices de prospective menés dans d’autres
enceintes.
Organisation et méthodes de travail
Les procédures habituelles de la Cour ont été appliquées,
notamment en matière de collégialité et de contradiction, mais une
organisation particulière a été mise en place afin de pouvoir respecter le
calendrier imparti et réunir les compétences nécessaires pour traiter un
sujet à la fois scientifique et technique, financier et comptable. Outre une
équipe d’une quinzaine de rapporteurs qui ont consacré environ 4 mois
chacun à ce rapport, une formation inter-chambres spécifique a été
constituée pour suivre ces travaux. Elle s’est appuyée sur les avis d’un
groupe d’experts (composition en annexe 3) qui n’appartiennent ni à
l’administration en charge du nucléaire en France aujourd’hui, ni aux
entreprises et opérateurs concernés, mais qui connaissent bien le sujet et
présentent
une
grande
diversité
de
compétences
(scientifiques,
économistes, ingénieurs, etc.) et de points de vue. Les commentaires des
membres de ce groupe ont aidé la Cour à mieux définir le sujet, à éviter
des erreurs techniques et à vérifier la bonne compréhension de ses
conclusions.
La formation inter-chambres a également procédé à des auditions
(annexe 4), avec le souci d’entendre toutes les parties prenantes,
notamment pour préciser la pertinence du questionnement, comme le
suggérait la lettre du Premier ministre. C’est la raison pour laquelle des
auditions ont été organisées avec des ONG du secteur de l’environnement
et des organisations syndicales. Les autres auditions concernent les
responsables de l’administration, ceux des opérateurs et des organismes
de recherche concernés.
Principes méthodologiques
Les débats que suscite, depuis de nombreuses années, la question
du « coût du nucléaire » montrent la nécessité de définir précisément le
périmètre de l’étude et les méthodes utilisées pour définir chaque élément
de coût.
Définition du périmètre de l’enquête
L’enquête porte uniquement sur le coût de la production de
l’électricité nucléaire en France :
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INTRODUCTION
13
-
elle exclut donc les coûts relatifs au nucléaire militaire ;
-
en matière d’activités nucléaires civiles, les activités relatives à
l’électricité sont les seules examinées, en dehors des usages
industriels ou médicaux ;
-
parmi les activités du secteur électrique, seule la production est
retenue, ce qui conduit à ne tenir compte ni du transport ni de la
distribution d’électricité, activités nécessaires quelle que soit la forme
de production, même si le mode de production de l’électricité a des
conséquences sur les réseaux de transport et de distribution.
Les coûts de production de la filière électronucléaire en France ont
été mesurés, en se plaçant du point de vue du citoyen français qui, à
travers les tarifs mais aussi les impôts et taxes, finance ces coûts soit
directement, en
tant qu’usager, soit indirectement en tant que
contribuable, puisque l’Etat est d’abord propriétaire puis actionnaire très
majoritaire d’EDF, seul producteur français d’électricité nucléaire sur le
territoire national. Il ne s’agit donc pas de calculer le coût « pour EDF »,
ni pour les autres acteurs de la filière ; on verra que cette différence de
point de vue explique les diverses méthodes utilisées pour calculer une
partie des coûts.
Identification de tous les éléments de coût,
passés, présents et futurs
Dans une démarche didactique, les dépenses qui concourent à la
production d’un kWh nucléaire en France aujourd’hui ont été identifiées à
partir d’un découpage temporel, qui permet de comprendre comment, à
travers les différentes séquences successives, un coût global peut être
mesuré. On distingue par conséquent :
-
les dépenses passées qui sont constituées essentiellement par les
investissements dans la construction des installations nucléaires mais
aussi dans les activités de recherche et développement ;
-
les dépenses courantes actuelles qui sont de deux types : les charges
d’exploitation actuelles des centrales (personnel, combustibles,
consommations externes, etc.) dont une partie est directement liée à
la
quantité
d’électricité
produite ;
les
dépenses
« d’accompagnement »
des
activités
de
production
nucléaire,
notamment en matière de recherche, mais aussi de tutelle, de sécurité
et de transparence ;
-
les dépenses futures, parmi lesquelles on distingue, d’une part, les
dépenses liées aux conséquences de la production actuelle mais qui
ne seront effectives qu’après celle-ci (démantèlement des centrales,
gestion du combustible usé et gestion à long terme des déchets),
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14
COUR DES COMPTES
d’autre part les investissements et les dépenses de recherche pour la
production future (continuation de l’exploitation des centrales,
adaptation à de nouvelles exigences de sûreté, nouvelles centrales,
4
ème
génération).
Le rapport vise essentiellement à déterminer le coût de production
du parc actuel, en chiffrant les coûts passés et les « coûts partis », c'est-à-
dire tous les coûts qui résultent d’une décision déjà prise, même si les
dépenses n’en ont pas encore été faites. Toutefois, il permet également de
préciser, et de chiffrer éventuellement, certaines « décisions à prendre »,
en les distinguant de celles qui sont déjà prises.
Nature variée des coûts pris en compte
Ce découpage temporel permet de mettre en évidence la différence
de nature des coûts pris en compte et des sources d’information utilisées :
-
les dépenses passées sont tirées de diverses chroniques des coûts
constatés, que ce soit celles des investissements de construction des
installations ou celles des dépenses de R&D ; toutefois, ces
chroniques, qui couvrent des dépenses qui ont été réalisées, pour
certaines, il y a 40 ou 50 ans, ne sont pas toujours complètes ni
construites avec les mêmes méthodes dans la durée. Il a donc souvent
fallu les retraiter et procéder par estimation ;
-
les dépenses courantes actuelles sont, en règle générale, plus faciles à
déterminer, en particulier à partir des comptes des opérateurs ou des
budgets des administrations ;
-
les dépenses futures doivent faire l’objet d’évaluations puisqu’elles
n’ont pas encore été réalisées. Elles nécessitent de faire de
nombreuses hypothèses qui doivent être clairement précisées. Le
rapport présente une analyse critique des chiffrages de ces dépenses
futures telles qu’elles apparaissent dans les comptes des opérateurs,
teste d’autres variantes de solutions ou de décisions et mesure la
sensibilité de ces dépenses selon la valeur retenue pour des
paramètres pertinents, notamment celle du taux d’actualisation ;
-
certains éléments ne sont pas aujourd’hui chiffrables sous une forme
monétaire mais il est toutefois important de les identifier et de
réfléchir à la manière de les prendre en compte. Il s’agit des
externalités, positives ou négatives, de la production électronucléaire,
et de l’analyse du système actuel d’assurance en responsabilité civile.
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INTRODUCTION
15
Année de référence 2010
D’une manière générale, les chiffres sont, d’une part, donnés en
valeur courante de l’année où ils apparaissent, d’autre part, ramenés à leur
valeur en euro 2010, cette année étant la dernière pour laquelle les
comptes des opérateurs étaient disponibles au moment de l’enquête.
Les données antérieures à 2010 sont transformées en données
« valeur 2010 » par l’application de l’indice des prix du produit intérieur
brut établi par l’INSEE (annexe 5).
Pour les dépenses futures, le taux d’actualisation retenu est analysé
et la sensibilité des résultats au taux utilisé mesurée.
Comparaisons internationales
Les comparaisons avec les expériences et les coûts d’autres pays
sont présentées dans plusieurs chapitres et dans les annexes 15, 16 et 17
en fonction des informations disponibles et pertinentes pour chaque
sujet ; en outre l’annexe 14 présente les éléments généraux concernant
plusieurs pays, sous une forme très résumée.
Ces comparaisons internationales reposent à la fois sur les études
faites pour l’agence internationale de l’énergie (AIE), l’agence de
l’énergie nucléaire (AEN) ou la commission européenne et sur les
informations fournies par les services des ambassades de France au
Japon, en Grande Bretagne, en Belgique, en Suède, en Finlande, en
Allemagne et aux Etats Unis. Un effort particulier a été fait pour essayer
d’expliquer les écarts qui peuvent apparaître entre les chiffres français et
ceux d’autres origines ; toutefois, il est très difficile, d’une manière
générale, d’être assuré de la cohérence des chiffres qui sont ainsi
comparés.
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Chapitre I
Les dépenses passées
La production actuelle d’électricité nucléaire est le résultat
d’investissements passés, tant pour construire les installations nucléaires
que pour développer des compétences dans le domaine de la recherche et
du développement. Le montant de ces investissements fait partie des
éléments de coût de la filière électronucléaire. Compte tenu de
l’ancienneté de certains de ces investissements, ils ne peuvent faire
l’objet, parfois, que d’estimations dont la Cour des comptes a validé la
vraisemblance.
I
-
Le montant des investissements physiques
Au 31 décembre 2010, 147 installations, en exploitation et arrêtées,
relevaient juridiquement de 126 installations nucléaires de base (INB)
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18
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Répartition des installations civiles par exploitant
Au 31 décembre 2010
EDF
CEA
AREVA
ANDRA
Autres
Total
En activité
62
22
10
(1)
2
10
106
En cours de démantèlement
(+ installations associées)
12
21
7
1
41
Total installations
74
43
17
2
11
147
Source : Cour des comptes sur la base du rapport 2010 de l’ASN
(1)
hors deux installations de Cadarache dont le CEA est exploitant (incluses dans
celles du CEA) mais pour lesquelles AREVA devra assumer des charges de
démantèlement
Les installations du groupe EDF, dont la majorité est constituée
des 58 réacteurs en activité, constituent la moitié du total, le CEA arrivant
en seconde position avec une palette d’installations très diverses, allant
des réacteurs de recherche aux laboratoires de recherche sur les
combustibles irradiés. AREVA est en troisième position. La rubrique
« autres » regroupe les installations du CNRS et d’entreprises privées.
L’essentiel des investissements physiques réalisés dans le passé
pour produire de l’électricité nucléaire en France peut donc être classé en
quatre catégories : les centrales nucléaires d’EDF, à l’arrêt ou en
exploitation, les installations du cycle du combustible d’AREVA, les
installations de stockage de déchets de l’ANDRA, les installations de
recherche du CEA. La partie I du présent chapitre vise à chiffrer les
investissements
faits
pour
les
deux
premières
catégories ;
les
investissements de l’ANDRA comme le coût des installations qui ont été
construites et utilisées à des fins de recherche, essentiellement par le
CEA, sont intégrées dans les dépenses de recherche examinées au II.
Les centrales nucléaires d’EDF sont classées par « génération ».
Les centrales de « 1
ère
génération » regroupent celles qui ont été
construites avant le parc actuel, lancé en 1978. Elles sont aujourd’hui à
l’arrêt. La « 2
ème
génération », constituée de 58 réacteurs à eau
pressurisée (REP) est celle du parc actuel. La troisième génération
comprend
uniquement
aujourd’hui,
l’EPR
(European
Pressurized
Reactor) en construction à Flamanville.
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LES DEPENSES PASSEES
19
A - Les centrales à l’arrêt de la 1
ère
génération
La
première
génération
est
constituée
de
8 réacteurs
de
technologies différentes
3
. Les premières centrales construites en France
utilisaient une technologie mise au point par le CEA dite « graphite-gaz »
(UNGG). Elles sont constituées de 6 réacteurs, mis en service entre 1963
et 1972, à Chinon, à Saint Laurent et à Bugey. Mais on compte aussi dans
ce groupe des centrales de 1
ère
génération, la centrale de Brennilis, à eau
lourde, et la centrale de Chooz A, à eau légère, qui est un réacteur REP
comme les centrales actuelles mais avec une taille sensiblement moindre.
Toutes ces centrales sont aujourd’hui arrêtées, mais on les retrouve
dans les comptes d’EDF au titre des provisions de démantèlement
puisque celui-ci reste à réaliser.
Le coût d’investissement initial de ces centrales, somme des coûts
de construction, des frais d’ingénierie et de pré-exploitation, ainsi que des
intérêts intercalaires, s’élève à 6 Md€
2010.
Les réacteurs de première génération (hors Superphénix)
Réacteurs
Type
Mise en service
M€ courants
M€ 2010
Chinon A1
UNGG
1963
54
500
Chinon A2
UNGG
1965
91
775
Chinon A3
UNGG
1967
128
1 011
Brennilis
Eau lourde
1967
33
249
Chooz A
REP
1967
75
582
Saint Laurent A1
UNGG
1969
142
1 047
Saint Laurent A2
UNGG
1971
107
733
Bugey 1
UNGG
1972
183
1 200
Total
813
6 097
Source : EDF
3
Hormis Superphénix dont le cas est traité
infra
(II, page 35).
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20
COUR DES COMPTES
B - Les 58 tranches nucléaires actuellement en activité
1 -
Composition et âge du parc actuel
Un site de production nucléaire actuel comprend généralement
plusieurs « tranches » nucléaires, qui sont autant d’unités fonctionnelles
raccordées au réseau. Une tranche comprend principalement un réacteur,
un bâtiment pour le combustible, une salle des machines où l’électricité
est produite à partir de la vapeur résultant de la réaction nucléaire et un
système de refroidissement. La plupart des tranches ont été construites
deux par deux : on les regroupe couramment par paires, en attribuant à
chaque paire une date moyenne de mise en service industrielle.
Ces mises en service ont été échelonnées entre 1978 (Fessenheim
1-2) et 2002 (Civaux 1-2). Avec 1985 comme année moyenne de mise en
service, l’âge moyen du parc est de 25 ans en 2010
4
. Le graphique ci-
dessous permet de visualiser l’intensité de l’effort financier engagé dans
la construction des tranches, particulièrement élevée au début des années
1980.
Chronique des coûts de construction,
en euros courants
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
M €
Chronique CC
Source : EDF
Les tranches actuellement en service en France, c'est-à-dire la
deuxième génération des centrales françaises, appartiennent toutes à la
catégorie des réacteurs à eau pressurisée (REP). Le parc français est à cet
égard plus homogène que celui d’autres pays, ce qui en facilite la
4
En calcul pondéré en fonction de la puissance des tranches, l’âge moyen du parc est
de 24 ans en 2010.
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LES DEPENSES PASSEES
21
maintenance mais peut aussi être à l’origine d’effets de série négatifs en
cas de défaillance technique.
Les tranches actuellement exploitées se répartissent en plusieurs
« paliers » en fonction de leurs spécificités techniques et de leur
puissance. Aux tranches initiales de 900 MW ont succédé à partir de 1985
des tranches de 1 300 MW puis, en 2000, quatre tranches de 1 450 MW.
En plus de sa puissance nominale, chaque paire de tranche se caractérise
par sa « puissance continue nette », c’est-à-dire la puissance électrique
maximale qu’elle peut produire de manière stable.
2 -
Coût d’investissement initial du parc
Outre les coûts de construction proprement dits, les dépenses
initiales liées à la mise en service industrielle d’une paire de tranches
nucléaires incluent des frais d’ingénierie et de main d’oeuvre et des
charges de pré-exploitation, correspondant au « gréement » progressif de
la centrale avant son usage industriel. Le tout constitue ce que l’on
appelle le « coût overnight ».
Les coûts de construction
Les coûts de construction sont évalués à partir de la chronique
historique des dépenses pour la construction des centrales, établie par
EDF, à
36,9 Md€ courants
(cf. tableau suivant), échelonnée entre 1969
et 2004, soit
72,9 Md€
2010
.
Ces dépenses ne peuvent pas être rapprochées de la comptabilité
générale, les principes comptables utilisés par EDF ayant trop
profondément évolué au cours de la période considérée, passant d’une
approche essentiellement budgétaire
5
à une comptabilité aux normes
IFRS en passant par une comptabilité en droit comptable français.
Toutefois, elles sont cohérentes avec les documents internes anciens
d’EDF ; en l’absence d’autres méthodes utilisables, la base de
72,9 Md€
2010
constitue la meilleure évaluation disponible du coût de
construction historique du parc nucléaire
6
.
5
Historiquement, le principal document comptable a longtemps pris la forme d’un
« état prévisionnel des recettes et des dépenses ».
6
En pratique 5 % des investissements du parc actuel (l’équivalent de 2,7 tranches) ont
été financés par des participations d’opérateurs extérieurs : ils disposent, en échange,
de la quote-part d’électricité correspondante qui leur est facturée sur la base des coûts
d’exploitation constatés : l’opération n’a donc pas un impact significatif sur les coûts
de production d’EDF.
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Coût de construction du parc nucléaire actuel
Paire de tranches
Puissance
continue nette
Mise en service
industrielle moyenne
Coût de
construction
(en M€ courants)
Coût de
construction
(en M€ 2010)
Coût par
MW
(en € 2010)
Palier 900 MW
Fessenheim 1.2
1 780 MW
Février 1978
348
1 488
835 955
Bugey 2.3
1 840 MW
Mars 1979
423
1 630
885 869
Bugey 4.5
1 800 MW
Octobre 1979
474
1 619
899 444
Tricastin 1.2
1 840 MW
Décembre 1980
754
2 191
1 190 760
Tricastin 3.4
1 840 MW
Août 1981
523
1 512
821 739
Blayais 1.2
1 830 MW
Juillet 1982
824
2 185
1 194 535
Blayais 3.4
1 820 MW
Octobre 1983
845
2 032
1 116 483
Dampierre 1.2
1 800 MW
Novembre 1980
702
2 109
1 171 667
Dampierre 3.4
1 800 MW
Août 1981
560
1 575
875 000
Gravelines 1.2
1 840 MW
Décembre 1980
759
2 294
1 246 739
Gravelines 3.4
1 840 MW
Août 1981
572
1 620
880 435
Gravelines 5.6
1 820 MW
Juin 1985
1 017
1 989
1 092 857
St Laurent 1.2
1 760 MW
Août 1983
723
1 972
1 120 455
Chinon 1.2
1 740 MW
Mai 1984
787
1 997
1 147 701
Chinon 3.4
1 760 MW
Septembre 1987
1 115
1 969
1 118 750
Cruas 1.2
1 760 MW
Octobre 1984
994
2 206
1 253 409
Cruas 3.4
1 760 MW
Novembre 1984
837
1 722
978 409
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23
Palier 1 300 MW
Paluel 1.2
2 580 MW
Décembre 1985
1 743
3 950
1 531 008
Paluel 3.4
2 580 MW
Avril 1986
1 555
2 985
1 156 977
St Alban 1.2
2 600 MW
Septembre 1986
1 519
2 935
1 128 846
Flamanville 1.2
2 580 MW
Janvier 1987
1 727
3 320
1 286 822
Cattenom 1.2
2 565 MW
Septembre 11987
1 933
3 484
1 358 285
Cattenom 3.4
2 600 MW
Juillet 1991
1 836
2 837
1 091 154
Belleville 1.2
2 620 MW
Septembre 1988
1 735
2 987
1 140 076
Nogent 1.2
2 620 MW
Septembre 1988
1 881
3 128
1 193 893
Penly 1.2
2 660 MW
Novembre 1991
2 223
3 420
1 285 714
Golfech 1.2
2 620 MW
Août 1992
2 193
3 265
1 246 183
Palier 1 450 MW
Chooz 1.2
2 910 MW
Juillet 2000
3 450
4 758
1 635 052
Civaux 1.2
2 945 MW
Mai 2002
2 895
3 683
1 250 594
TOTAL
62 510 MW
36 948
72 862
1 165 605
Source : EDF
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Les coûts rapportés au MW installé augmentent progressivement
dans le temps, même si ce n’est pas de manière régulière, notamment du
fait de l’application de règlementations plus contraignantes. Par ailleurs,
les têtes de série ont en général des coûts de construction plus importants,
tout comme les premières tranches de chaque site, du fait des économies
d’échelle réalisées par la mise en commun de certaines installations. Le
coût moyen est de
1,17 M€
2010
par MW
.
Les frais d’ingénierie et de main d’oeuvre
Les frais d’ingénierie et de main d’oeuvre engagés par EDF pour
les activités de maîtrise d’ouvrage et de maîtrise d’oeuvre sont calculés à
partir d’une chronique des heures d’ingénierie constatées, année après
année, soit un total de 78,15 millions d’heures pour la construction de
l’ensemble du parc. Les dépenses répertoriées pour ce volume horaire
s’élèvent à 3 063 M€ courants (6 888 M€
2010
), ce qui correspond à un
taux horaire implicite des ingénieurs de 88 €
2010
, cohérent avec les taux
réels.
Les charges de pré-exploitation
Les charges de pré-exploitation correspondent aux frais engagés
par le futur exploitant, avant la mise en service industrielle des centrales,
pour les redevances nucléaires, les essais des divers systèmes, la
formation du personnel. Elles sont chiffrées à 3 488 M€
2010
, à partir
d’estimations forfaitaires approximatives qui ne donnent qu’un ordre de
grandeur des coûts historiques réellement supportés mais qui ne peuvent
être reconstitués.
Le coût « overnight »
Le coût « overnight » de premier investissement du parc actuel,
totalisant les coûts de construction, les frais d’ingénierie et de main
d’oeuvre ainsi que les charges de pré-exploitation, peut donc être évalué
globalement à
83,2 Md€
2010
, malgré l’incertitude qui affecte certaines de
ses composantes.
L’investissement initial dans le parc actuel
Décomposition du coût overnight
En € 2010
Coûts de construction
72 862 M€
Frais d’ingénierie et de main d’oeuvre
6 888 M€
Charges de pré-exploitation
3 488 M€
Total
83 238 M€
Source : EDF.
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LES DEPENSES PASSEES
25
3 -
Amortissements des investissements du parc actuel
Le parc actuel de production nucléaire est largement amorti d’un
point de vue comptable :
-
les tranches nucléaires actuellement en exploitation ont d’abord
donné lieu à un amortissement dégressif sur 30 ans, selon les normes
françaises. Cette méthode impliquait des dotations importantes les
premières années, se réduisant ensuite fortement et progressivement ;
-
le 1
er
janvier 2003, du fait du passage aux normes comptables IFRS
7
,
l’amortissement a été recalculé rétroactivement en mode linéaire, ce
qui s’est traduit par des ajustements au niveau des capitaux propres
au bilan d’EDF et par une réévaluation corrélative de l’actif
immobilisé
(la
valeur
brute
restant
inchangée
mais
les
amortissements cumulés étant révisés à la baisse) ;
-
parallèlement, depuis cette même date, EDF a désormais amorti les
centrales sur une durée de fonctionnement de 40 ans, considérant que
cette durée de fonctionnement probable répondait mieux aux
exigences des règles comptables
8
, même si juridiquement la décision
de prolongement de la durée de fonctionnement de chaque centrale
de 10 ans supplémentaires ne peut être prise que par le gouvernement
après chaque examen de sûreté décennal de l’ASN qui fixe les
prescriptions pour cette éventuelle prolongation. Les amortissements
restant à passer pour chaque centrale en 2003 ont donc été recalculés
linéairement sur une durée de fonctionnement de 40 ans.
On constate que d
u fait de l’âge moyen du parc et d’un
amortissement initial calculé sur une durée de 30 ans, le parc nucléaire
est aujourd’hui largement amorti : f
in 2010, les dépenses de premier
investissement sont amorties à environ 75 %. Compte tenu de l’historique
des mises en service des tranches, l
’essentiel de l’amortissement a été
concentré sur les exercices de la fin des années 80 et du début des
années 90.
Compte tenu de ces évolutions dans le calcul des amortissements et
du fait que la comptabilité d’EDF ne permet
pas de suivre
l’amortissement de l’investissement initial mais seulement celui de
l’investissement
total,
y
compris
les
dépenses
de
maintenance
immobilisées faites sur le parc depuis sa construction (voir ci-après), le
7
IFRS : International Financial Reporting Standards.
8
En application des règles IFRS, la durée d’amortissement doit correspondre à « la
durée probable d’utilisation ».
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montant des amortissements annuels en 2010 s’élevait à
1 352 M€
, en
augmentation de 19 %, en € courants, depuis 2005.
Dotations aux amortissements de l’activité nucléaire d’EDF
M€ courants
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Amortissements
1 137
1 131
1 236
1 232
1 272
1 352
Source : EDF
A titre indicatif, on peut diviser le coût de premier investissement
(83 238 M€) par différentes durées de fonctionnement possibles, pour
apprécier l’effort annuel moyen qui en résulte ; le chiffre varie en
fonction des durées de vie prises en compte comme l’indique le tableau
ci-après.
Investissement initial ramené à la durée de vie du parc (€2010)
Hypothèse sur la durée de
fonctionnement du parc
30 ans
40 ans
50 ans
60 ans
Effort annuel moyen en M€
2 775
2 081
1 665
1 387
Source : Cour des comptes
4 -
Les investissements de maintenance
Les investissements initiaux de construction des centrales ont fait
l’objet d’investissements complémentaires au cours des années, soit pour
maintenir le parc en état de fonctionnement nominal, soit pour améliorer
ses capacités de production ou sa sûreté. Ces dépenses de maintenance
sont comptabilisées de deux manières différentes : lorsqu’il s’agit de
dépenses « normales » d’entretien, elles sont comptabilisées en charges
d’exploitation (voir chapitre II), sinon, elles sont comptabilisées en
immobilisations, sachant que les règles comptables qui distinguent ce qui
doit être comptabilisé en charge de ce qui doit être immobilisé ont évolué
au fil du temps.
Il n’est pas possible de connaître le montant total de ces
investissements de maintenance réalisés sur le parc depuis sa construction
pour les raisons comptables déjà indiquées précédemment. Le tableau ci-
dessous donne le montant de ces dépenses immobilisées depuis 2003.
Elles concernent les modifications effectuées dans le cadre des visites
décennales prévues par la loi et effectuées sous le contrôle de l’Autorité
de sûreté nucléaire (ASN), les investissements nécessaires pour répondre
aux nouvelles obligations réglementaires en matière de sûreté, les
dépenses nécessaires pour exploiter les centrales sur une durée de
fonctionnement de 40 ans et les grands projets de maintenance lourde
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LES DEPENSES PASSEES
27
préventive visant à corriger les principales avaries qui réduisent le taux de
disponibilité des centrales.
Le tableau ci-dessous montre que ces investissements ont été
presque triplés, en euros constants 2010, entre 2003 et 2010, et ont
augmenté de 61 % entre 2007 et 2010.
Investissements de maintenance du parc actuel
Investissement
maintenance
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
M€ courants
518
568
664
790
1027
1 221
1 476
1 748
M€ 2010
584
630
723
842
1 067
1 237
1 488
1 748
Source : EDF
Il
y
a
eu
de
fait
un
ralentissement
de
ces
dépenses
d’investissements de maintenance dans la première partie des années
2000, lorsque les centrales ont commencé à atteindre une durée de
fonctionnement d’une quinzaine ou vingtaine d’années. Le niveau
insuffisant des investissements de maintenance au début des années 2000
a été source d’avaries et de baisse de performance
9
. EDF s’efforce
aujourd’hui de rattraper ce retard, notamment pour enrayer la diminution
du taux de disponibilité du parc qui en a résulté entre 2006 et 2009,
comme le montre le tableau suivant.
Evolution du taux de disponibilité des centrales nucléaires
Année
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Taux de
disponibilité
en %
83,6
80,2
79,2
78 (1)
78,5
80,7
prévisions
Source : EDF
(1) 75 % si l’on tient compte des conséquences des mouvements sociaux
9
Audition du président d’EDF devant la commission des affaires économiques de
l’Assemblée nationale le 26 janvier 2011 :
« Ce parc entre aujourd'hui dans une
phase clé : la majorité des tranches va prochainement franchir le cap décisif des
trente ans, ce qui, dans une industrie lourde comme la nôtre, correspond au
renouvellement des gros composants. S’ouvre la période du « grand carénage », au
sens où de gros équipements comme les générateurs de vapeur, les alternateurs, les
transformateurs, doivent être remplacés, comme l’ont déjà fait nos homologues
américains et européens. Nous avons pris du retard en la matière. Celui-ci est sans
impact sur la sûreté mais occasionne de sévères avaries et grève nos performances »
.
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28
COUR DES COMPTES
Ce faible coefficient de disponibilité observé sur les années
récentes s’explique en partie par des avaries exceptionnelles causées par
un effort insuffisant d’investissements de maintenance pour prévenir les
arrêts non programmés qui réduisent le taux de disponibilité du parc. Les
dépenses
d’investissements
de
maintenance
sont
désormais
en
augmentation régulière, notamment du fait de l’accélération du
programme de changement des générateurs de vapeur du palier 900 MW.
EDF prévoit en conséquence que ces dépenses devraient continuer
d’augmenter fortement dans les années à venir (+ 50 % entre 2010 et
2013) afin de restaurer son taux de disponibilité et de le ramener à 85 %.
(Voir chapitre III-II-A-1 : le prolongement de la durée de fonctionnement
des centrales).
Il faut noter que pendant la période où auront lieu les opérations de
maintenance qui sont, pour certaines, longues à réaliser, le coefficient de
disponibilité
pourra
à
nouveau
être
réduit.
Les
investissements
empêcheront une dégradation supplémentaire de ce coefficient mais ils ne
rendront pas immédiatement possible son amélioration.
Coefficient de disponibilité des réacteurs à eau pressurisée
dans le monde
Etats-
Unis
Espagne
Belgique
All
Royaume
Uni
Japon
Chine
2009
89,5
76,8
87,6
80,2
87,4
82,4
87,4
2010
90,4
89,7
88,0
86,4
45,6 (1)
77,3
87,9
Source : CEA Elecnuc (informations et statistiques sur les centrales
nucléaires dans le monde)
(1) : panne de pressuriseur à Sizewell (British Energy)
5 -
Valeur comptable du parc actuel
Les chapitres précédents ont montré que la comptabilité d’EDF ne
permettait pas de reconstituer avec précision et année par année le coût
total des investissements, initiaux et de maintenance, réalisés depuis
l’origine du parc.
En revanche, les comptes de l’entreprise permettent, après
extraction de ce qui relève du nucléaire, de connaître la valeur nette
comptable du parc de production nucléaire. Cette valeur nette comptable
est la somme du reliquat non amorti de l’investissement initial (très faible
pour les tranches les plus anciennes, plus significatif pour les tranches
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LES DEPENSES PASSEES
29
récentes) et de la partie non amortie des investissements de maintenance
immobilisés.
La valeur brute figurant au tableau ci-après (54,6 Md€), cumul des
valeurs
historiques,
représente
le
coût
des
actifs
de
premier
investissement du parc historique en monnaie courante (essentiellement
36,9 Md€ de coût de construction, comme l’indique le tableau des
pages 18 et 19),
augmenté
des
investissements
de
maintenance
immobilisés et diminué des actifs remplacés, exprimés en monnaie
courante.
Valeur comptable du parc nucléaire au 31/12/10
(selon les normes françaises)
En M€
Valeur brute
comptable
Amortissements
Valeur nette
comptable
Terrains et constructions
6 968
- 4 405
2 563
Tranches de production nucléaire
46 129
- 31 201
14 928
Matériel et outillage hors réseau
1 121
- 793
328
Autres immobilisations corporelles
424
- 334
90
Total
54 642
- 36 733
17 909
Source : EDF
Ces amortissements élevés calculés sur des coûts historiques en
euros courants expliquent la faible
valeur nette comptable
du parc
nucléaire actuel dans les comptes d’EDF
(17,9 Md€)
, valeur qui ne
diffère que de manière très marginale des données établies selon les
normes IFRS, qui conduisent à une valeur nette comptable de 18 Md€.
6 -
Intérêts intercalaires
Les dépenses de construction d’une centrale sont en fait engagées
bien avant qu’elle ne puisse produire de l’électricité ; pendant toute la
période, l’entreprise doit couvrir des coûts liés à la construction, sans
bénéficier de recettes en contrepartie. Les normes comptables IFRS
actuelles permettent d’immobiliser au bilan les coûts des intérêts
intercalaires permettant de financer les dépenses pendant la construction,
plutôt que de les passer en charges de l’exercice, et de les amortir sur la
même durée que l’ouvrage. A ce titre, elles peuvent être considérées
comme faisant partie de l’investissement initial.
La chronique des coûts de construction permet de calculer la durée
moyenne d’avance de trésorerie liée à la construction des centrales. Deux
dates marquent le début de la production : la date de « premier couplage »
(première injection d’électricité dans le réseau), et la « mise en service
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COUR DES COMPTES
industrielle » (date contractuelle de la fin de la construction, déclenchant
le début de l’amortissement comptable). La production effective
d’électricité augmente régulièrement entre ces deux dates, séparées de
plusieurs mois, voire de plusieurs années.
En prenant comme référence pour le début de la production
d’électricité, la date moyenne entre le premier couplage et la mise en
service industrielle, on peut calculer une durée moyenne d’avance de
trésorerie de 3,24 années (écart entre la date « moyenne » de la
construction et la date « moyenne » de la production). Ce calcul tient
compte non seulement de la durée de construction des centrales mais
aussi de la politique de lissage par laquelle EDF a, dans le passé,
volontairement différé la mise en service industrielle d’un grand nombre
de tranches, notamment pour éviter des surcapacités de production : en
1983 d’abord, puis en 1986, des « lissages » ont conduit à différer de
plusieurs mois la mise en service des dernières tranches de Chinon et de
l’ensemble des tranches de 1 300 MW. EDF a aussi anticipé les travaux
de génie civil de certains chantiers. Pour les tranches les plus récentes de
Chooz et Civaux, la durée moyenne d’avance de trésorerie est
particulièrement longue (respectivement 10 et 7,6 ans) à la fois pour des
difficultés industrielles (échec dans la conception d’un nouveau modèle
de contrôle-commande) et du fait d’un important retard volontaire dans la
mise en service de ces tranches dont la puissance aurait été à l’origine de
surcapacités.
Les intérêts intercalaires correspondent à un besoin accru de
trésorerie, normalement couvert par des instruments de taux court, dans
les conditions de crédit du moment de la construction. A titre indicatif, on
peut retenir la série longue des taux moyens obligataires des émissions
publiques, en déduisant l’effet de l’inflation, soit pour la période 1977-
2022, un loyer réel moyen de l’argent de 4,5 % par an.
En utilisant le taux ajusté de 4,5 % et une durée moyenne d’avance
de trésorerie de 3,24 années, on obtient un montant d’intérêts intercalaires
de
12,78 Md€
2010
10
.
7 -
Financement du parc
Au-delà des investissements eux-mêmes, leur financement a
également eu un coût, mais qu’il n’est pas possible de calculer
10
A noter que, pour le calcul du coût courant économique, EDF calcule les intérêts
intercalaires en leur appliquant un taux d’intérêt de 7,8 %, ce qui donne un total de
23 Md€
2010.
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LES DEPENSES PASSEES
31
directement à travers la comptabilité d’EDF, les investissements du parc
nucléaire n’étant pas isolés des autres investissements et besoins de
financement de l’entreprise. En revanche, compte tenu de l’importance de
ces investissements nucléaires, il est probable qu’ils ont très fortement
influencé les besoins de financement d’EDF.
Le tableau suivant montre comment a évolué la structure financière
de l’entreprise, notamment celle de son capital et de son endettement. Les
fonds propres d’EDF ont été consolidés par des dotations en capital
effectuées de manière régulière par l’État jusqu’à la fin des années 70. Le
capital de l’établissement a sensiblement augmenté de 1975 à 1980, au
moment où s’engageait l’effort de construction du parc nucléaire. A partir
de 1981, l’État a cessé ses dotations en capital et les comptes ont
enregistré un important report à nouveau négatif et une forte
augmentation de l’endettement
11
.
Evolution des capitaux propres et des dettes d’EDF lors de la
phase principale de construction du parc de production nucléaire
En M€
courants
Capitaux
propre*s
Report à
nouveau
Dettes
1975
3 151
- 279
7 681
1980
10 434
- 682
17 823
1985
9 241
- 3 480
42 133
1990
6 374
- 4 280
46 321
1996
6 163
- 2 798
31 337
1997
11 597
235
29 532
2000
12 961
327
28 682
Source : EDF, annuaire statistique, situation patrimoniale
* capital, réserves et provisions réglementées
Alors établissement public d’État, EDF a longtemps fonctionné
avec une comptabilité que l’on peut qualifier de « budgétaire » : les
recettes reçues, à travers la politique tarifaire définie par l’État, ont
normalement permis de compenser les dépenses engagées par l’opérateur.
Les trois années 1981-1983 ont fait exception à ce principe : l’Etat a alors
privilégié la lutte contre l’inflation par rapport à l’équilibre des comptes
de l’électricien public, qui ont enregistré des pertes importantes (2,8 Md€
en 3 ans). Cette perte explique l’essentiel des reports à nouveau négatifs
constatés à diverses reprises avant 1989.
11
Ces données sur les dettes recouvrent un périmètre plus large que les données
d’endettement du rapport Bataille (33,9 Md€ courants en 1990), qui concernent
uniquement l’endettement financier à moyen et long termes.
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32
COUR DES COMPTES
Le pic d’endettement correspond à l’année 1990, date à laquelle
90 % des dépenses de construction du parc sont échues. On relève que les
dettes de 1990, qui représentent l’équivalent de 64,8 Md€
2010
, sont du
même ordre de grandeur que le coût « overnight » du parc à la même
époque.
La résorption significative du report à nouveau négatif et de
l’endettement, au début des années 90, coïncide avec la mise en service
industrielle d’un grand nombre de tranches à la fin des années 1980. Le
redressement
financier
s’accompagne
alors,
en
1997,
d’une
restructuration du bilan qui permet d’apurer le report à nouveau et
d’abonder les réserves.
Comme l’indiquait la Cour dans un précédent rapport
12
, à la même
époque, des baisses de tarif ont été programmées par les contrats entre
l’Etat et l’entreprise pour « rapprocher les prix de vente des coûts, en
répercutant sur le client la diminution des charges financières et les gains
de productivité ». La baisse des tarifs a été de 22 % en francs constants
sur la période 1985-1995, tandis que le contrat d’entreprise 1997-2000
prévoyait une nouvelle baisse de 14 %.
Si le tableau précédent concerne EDF dans son ensemble et non le
seul périmètre nucléaire, il permet de penser que le parc nucléaire a été,
comme les autres actifs, financé à la fois par des dotations en capital
apportées par l’Etat et par l’endettement de l’entreprise, qui culmine en
1990 juste après la période de très fort investissement. En 1996, EDF
estimait que le programme nucléaire avait été financé à 50 % par
autofinancement et à 8 % par les dotations en capital de l’État, la
couverture des 42 % restant étant assurée par l’endettement. Il est
cependant difficile d’en tirer des conséquences précises en termes de coût
de ce financement.
* En ce qui concerne les
dotations de l’Etat
, un système d’intérêts
sur dotation en capital a permis une rémunération des fonds apportés,
même en l’absence de résultat positif. A partir de 1984, une rémunération
complémentaire, calculée sur la base des résultats, a été instaurée. A
l’issue de la restructuration de 1997, la rémunération de la dotation en
capital a été ramenée de 5 % à 3 %, tandis que la rémunération
complémentaire a été plafonnée de sorte que la rémunération totale de
l’Etat ne puisse dépasser 6 % de la dotation en capital.
L’annuaire statistique établi à l’époque par l’entreprise fait
apparaître des rémunérations annuelles de l’Etat de l’ordre de 1 MdF pour
12
Rapport sur les comptes et la gestion d’EDF, exercices 1993 à 1998 – non publié
.
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les années 1970, de 2 MdF pour les années 1980 et de 3 MdF pour les
années 1990. Si l’on tient compte de l’inflation, l’ordre de grandeur de la
rémunération des dotations en capital de l’Etat, de 3 à 6 % représente une
faible rémunération réelle, sensiblement inférieure aux taux théoriques de
8 ou 9 % hors inflation prévus, à l’époque, par le Commissariat général
au Plan pour les entreprises publiques.
* En
matière
d’
endettement
,
l’opérateur
public
EDF
a
historiquement bénéficié de conditions avantageuses du fait de son
adossement à l’Etat, qui valait garantie. EDF a ainsi pu s’endetter avec
des taux d’intérêts comparables à ceux de l’Etat et n’a pas eu à supporter
de coût pour financer les garanties.
Par ailleurs, le pic d’investissement dans le parc de production
nucléaire a historiquement coïncidé avec une période d’inflation élevée
qui a contribué à alléger les charges financières supportées par
l’entreprise. En 1979 par exemple, le taux moyen des obligations pour les
émissions publiques à plus de 7 ans est de 10,63 % tandis que l’indice
d’inflation du PIB est de 10,26 %, ce qui représente un loyer réel de
l’argent de 0,34 %. Sur l’ensemble de la période 1977-2002, le loyer réel
de l’argent sur la base de ces deux indices est de 4,5 %
13
. Cette moyenne,
calculée sur la base du rendement réel des obligations de l’Etat, donne un
ordre de grandeur des coûts historiquement supportés par EDF pour la
part de l’investissement historique financée par endettement.
C - Les installations d’AREVA
Le rapport parlementaire de MM. Bataille et Galley sur l’aval du
cycle nucléaire, publié le 2 février 1999, présente la séquence de coûts du
graphique suivant pour les investissements dans le cycle du combustible.
Les investissements totaux sur la période
14
s’élèvent à 114 MdF
courants, dont 19 MdF pour l’enrichissement et 95 MdF pour le
retraitement, soit
30 Md€
2010
, dont 8 Md€
2010
pour l’enrichissement et
22 Md€
2010
pour le retraitement.
13
Moyenne géométrique des taux annuels, une fois l’inflation neutralisée.
14
Le rapport précise que les trois réacteurs du Tricastin dédiés à l’approvisionnement
en courant électrique de l’usine d’enrichissement Georges Besse 1 ne sont pas pris en
compte dans ce montant car ils ont été décomptés dans les investissements d’EDF, ce
qui est cohérent avec l’approche de la Cour dans le présent rapport.
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COUR DES COMPTES
Investissements du groupe COGEMA
dans le cycle du combustible (kF courants)
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
197
6
19
77
19
78
19
79
1980
1981
19
82
19
83
19
84
1
985
198
6
19
87
19
88
1
989
199
0
1991
19
92
1
993
19
94
1995
19
96
199
7
19
98
Enrichissement
Retraitement
Source : Rapport parlementaire de MM. Bataille et Galley sur l’aval du cycle
nucléaire – 2 février 1999
Le rapport indique que les investissements dans les capacités
d’enrichissement et de retraitement ont été financés à 50 % par des clients
étrangers pour leurs propres besoins. La Cour retient donc, comme
montant de l’investissement dans le cycle de Cogema, la moitié des
investissements réalisés, tels qu’ils ont été décrits dans le rapport Bataille
et Galley, soit
15 Md€
2010
, dont 4 Md€
2010
pour l’enrichissement et
11 Md€
2010
pour le retraitement
15
.
Ces
montants
d’investissements
correspondent
aux
coûts
« overnight » (construction, ingénierie, mise en exploitation) et ne
comprennent pas les frais financiers associés (intérêts intercalaires).
Quant à AREVA, elle a investi environ 10 Md€
2010
pour
renouveler son outil industriel (en dehors de ses investissements miniers),
entre 2001 et 2010. Conséquences de l’arrivée en fin de vie de certaines
de ses installations, ces investissements lui ont permis de développer ses
capacités de production et d’avoir recours à des technologies différentes.
Ainsi la nouvelle usine d’enrichissement Georges Besse 2,inaugurée fin
2010,
utilise
la
technologie
de
centrifugation,
50 ois
moins
consommatrice en électricité que la diffusion gazeuse, précédemment
utilisée.
15
Ces éléments sont confortés par les informations fournies par AREVA, qui portent
uniquement sur le coût de construction total (coût overnight sans intérêts intercalaires)
d’Eurodif (7 Md€
2010
) et de celui des deux usines les plus récentes de La Hague (UP3
et UP2 800 pour un total de 19,5 Md€2010).
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LES DEPENSES PASSEES
35
On ne retiendra, dans les développements suivants du présent
rapport, que 40 % de ces investissements (4 Md€ sur 10 Md€) pour tenir
compte du fait que la France ne contribue que pour 40 % environ au
chiffre d’affaires du groupe actuellement.
II
-
Les dépenses de recherche
Le déploiement du parc actuel de production électronucléaire a été
précédé et accompagné par des programmes de recherche de grande
ampleur
que
l’on
peut
considérer
comme
faisant
partie
des
investissements, et donc des coûts, de la filière
16
. Compte tenu de la
séquence temporelle retenue, de la fin des années 50 à nos jours, du
nombre d’organismes en charge de cette recherche et des variations de
périmètre, les données recueillies ne sont pas toutes homogènes et leur
fiabilité n’est pas totale. Toutefois, ces incertitudes n’entachent pas la
cohérence d’ensemble des calculs suivants.
Pour faciliter l’analyse, les activités de recherche en matière de
fission nucléaire ont été regroupées en deux grands segments :
la filière électronucléaire actuelle qui regroupe les recherches sur :
o
les réacteurs : de 1ère génération (graphite-gaz, eau
lourde), à eau bouillante et à eau légère de 2ème
génération (optimisation) et de 3ème génération (EPR) ;
o
le cycle du combustible tant en amont du cycle
(optimisation
et
travaux
sur
les
techniques
d’enrichissement)
qu’en
aval
(traitement
des
combustibles usés et gestion des déchets) ;
o
les études support, incluant en particulier les recherches
menées sur la protection et la sûreté des installations, de
l’homme et de l’environnement.
la filière des réacteurs à neutrons rapides et cycle associé qui
concerne :
o
les réacteurs de 4ème génération à neutrons rapides
refroidis au sodium et les recherches sur les réacteurs
rapides à gaz ;
16
Le champ d’analyse ne couvre pas les dépenses de recherche relevant du domaine
militaire, ni celles se rattachant à la recherche fondamentale dont l’objectif est la
connaissance de la fission nucléaire et non la production d’électricité.
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COUR DES COMPTES
o
l’aval du cycle futur et la mise au point de dispositifs
avancés de recyclage du plutonium et de l’uranium,
notamment concernant la séparation et la transmutation
de radioéléments à vie longue.
Toutefois, il n’existe pas de classification normalisée des dépenses
de recherche électronucléaire stable dans le temps et reconnue par tous les
opérateurs. Il est donc difficile de suivre dans le temps ou de manière
consolidée les montants consacrés à un thème précis, comme le
retraitement ou la sûreté.
A - 1945 – 1969 : les premiers programmes de
recherche
L’historique des dépenses de recherche électronucléaire civile en
France se confond largement avec l’histoire du CEA, établissement à
caractère scientifique, technique et industriel créé par l’ordonnance du
18 octobre 1945, qui conduit, dès sa création, des recherches visant la
maîtrise complète du cycle du nucléaire.
Dans les premières années d’existence du CEA, la distinction entre
applications civiles et militaires et entre recherche fondamentale et
appliquée est largement arbitraire. Aussi les montants engagés pendant
ces années pionnières ne sont-ils pas pris en compte dans les calculs ci-
après.
C’est le troisième plan quinquennal 1957-1961 qui a véritablement
lancé le premier programme nucléaire français. 5 MdF de crédits
d’engagement ont été ouverts au CEA, soit 7,5 Md€
2010
, y compris pour
les recherches militaires et la recherche fondamentale. Le centre de
Cadarache est ouvert. Le réacteur piscine Pégase, visant à éprouver le
comportement des combustibles, est construit. Le premier surgénérateur
expérimental, Rapsodie, est lancé, mis en exploitation en 1967, de même
que l’usine d’enrichissement de Pierrelatte. Parallèlement, EDF a engagé
la construction d’un premier programme de six centrales de type graphite-
gaz, progressivement mis en oeuvre à partir de 1963, le CEA étant chargé
de l’étude du coeur et EDF de l’étude d’ensemble des projets. Le réacteur
à eau lourde de Brennilis a divergé en 1966.
La filière graphite-gaz a représenté la plus grande part des
recherches
jusqu’en
1963
(piles
Pégase,
Marius,
César,
études
d’irradiation, etc.) mais des filières concurrentes, à eau légère et à eau
lourde, ont également été développées. La place prédominante a été prise
à partir de 1964 par la filière à neutrons rapides, avant même le lancement
des premières études de développement de Phénix en 1968.
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37
Au total, de 1957 à 1969, le montant total de recherche civile
appliquée dans le domaine électronucléaire s’est élevé à
14,4 Md€
2010
(1,1 Md€
2010
en moyenne par an)
, dont 10,7 Md€
2010
pour le CEA et
3,7 Md€
2010
pour les industriels. Sur ce montant, 11,2 Md€
2010
ont été
dépensés pour les deux premières générations de réacteurs (graphite-gaz,
eau lourde, eau légère) et le cycle du combustible, 3,2 Md€
2010
pour la
filière à neutrons rapides.
Recherche civile électronucléaire de 1957 à 1969
En Md€
2010
CEA
industriels
Total
dont filière
actuelle*
dont neutrons
rapides
Total période
10,7
3,7
14,4
11,2
3,2
Moyenne/an
0,85
0,28
1,1
0,85
0,25
Source : Cour des comptes
* filières des générations 1 à 3
B - 1970 – 1989 : priorité à la filière à neutrons rapides
Les années 1969-1970 constituent un palier, marqué par
l’engagement de la France dans la filière à eau légère sous licence
américaine WESTINGHOUSE
17
, l’abandon de la filière graphite-gaz
développée par le CEA et de la filière à eau lourde. Les statuts et
l’organisation du CEA sont profondément réformés, dans le sens d’une
décentralisation et d’une filialisation.
Dès lors, la promotion de la filière à neutrons rapides est devenue
l’axe principal de recherche du CEA. Les dépenses complètes du pilote
Phénix, y compris l’achèvement et le fonctionnement jusqu’en 1976, ont
atteint 943 MF courants, auxquels il faut ajouter 266 MF pour le
plutonium des trois premières charges, soit 1,2 MdF courants au total
(1 Md€
2010
), dont EDF a supporté 120 MF. Pour fabriquer les
combustibles et assurer le retraitement de la filière à neutrons rapides, le
CEA a mis en oeuvre le complexe de fabrication de Cadarache et l’atelier
pilote de traitement des oxydes rapides à Marcoule. Ceux-ci ont dû être
17
FRAMATOME, entreprise à capitaux majoritairement privés créée en 1958 pour
promouvoir la filière PWR, avait acheté la licence WESTINGHOUSE pour 1 M$
jusqu’en 1973 et devait en outre payer un droit de 1 % du prix complet de
construction, soit 7 à 8 MF courants par centrale construite avec cette technologie. Le
paiement de la licence a donc remplacé l’essentiel des développements pour la mise
au point de la filière REP en France.
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COUR DES COMPTES
ensuite profondément réorientés vers le traitement du MOX pour un coût
de 300 M€
2010
18
.
Le deuxième axe a été l’enrichissement de l’uranium pour
l’alimentation du deuxième programme d’investissement d’EDF dans
58 centrales à eau légère. L’usine EURODIF du Tricastin, utilisant le
procédé de la diffusion gazeuse, déjà éprouvé à Pierrelatte, est entrée en
fonctionnement en 1979. Parallèlement, le CEA a travaillé sur des
procédés alternatifs, le programme Chemex de traitement chimique de
1969 à 1988 pour un coût cumulé de 2,75 MdF
1990
(soit 590 M€
2010
19
)
, et
le programme Silva, utilisant la séparation laser à vapeur atomique, de
1985 à 2004 pour un coût cumulé de 1,1 Md€ courants (soit 1,5 Md€
2010
),
dont 25 % sur ressources affectées au CEA par la COGEMA
20
. Ni le
procédé Chemex, ni le procédé Silva n’ont été retenus pour une
exploitation industrielle.
Le
troisième
axe
a
été
l’adaptation
de
la
technologie
WESTINGHOUSE sur les centrales à eau légère et le développement de
leur puissance. En 1975, la France a négocié un programme de co-
développement 1976-1980 de 500 MF courants (250 M€
2010
), financé à
parts égales par FRAMATOME, le CEA et WESTINGHOUSE, visant la
mise au point des centrales de plus de 1000 MWe dont la technologie
n’entrait pas dans le champ de la licence initiale.
Le quatrième axe concernait le traitement des déchets, plus
particulièrement la recherche associée à la construction du centre de la
Hague, transférée à la COGEMA après sa filialisation en 1976.
Enfin, avec la multiplication des centrales nucléaires mais aussi les
accidents de Three Miles Island en 1979 et Tchernobyl en 1986, le CEA a
développé des programmes en matière de protection et de sûreté
nucléaire. Les programmes Cabri (réacteurs à neutrons rapides, accidents
de réactivité), Scarabée (réacteurs à neutrons rapides, accidents de
refroidissement) et Phébus (réacteurs à eau) ont été fortement augmentés.
***
18
Rapport particulier de la Cour des comptes sur les comptes et la gestion du CEA,
exercices 1983 à 1986 – non publié
.
19
Rapport public 2004 de la Cour des comptes, chapitre sur le pilotage des grands
programmes nucléaires civils du CEA
.
20
Rapport particulier de la Cour des comptes sur les comptes et la gestion du CEA,
exercices 1998 à 2001 – non publié
.
Cour des comptes
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LES DEPENSES PASSEES
39
Ainsi, sur la période 1970-1989, les montants dépensés par le CEA
en recherche électronucléaire civile appliquée se sont élevés à
14,8 Md
2010
(soit 740 M
2010
par an), répartis comme le montre le
tableau ci-dessous.
On peut y ajouter un montant approximatif de l’ordre de 5 Md
2010
(250 M
2010
/an) pour les industriels. L’effort global de recherche est donc
resté de l’ordre de
1 Md€ par an
, équivalent à celui de la période
précédente, même si on constate une décrue en fin de période.
Dépenses de recherche 1970-1989
(M 2010)
Objet
Dépenses
totales
Dépenses
annuelles
CEA
14 800
740
filière générations 1 à 3
Réacteurs
2 600
130
Cycle combustible
5 300
270
Sûreté et autres
2 400
120
Total
10 400
520
Filière neutrons rapides
4 400
220
Industriels
~ 5 000
~ 250
Total général
~20 000
~ 1 000
Source : Cour des comptes
C - 1990 - 2010 : une recherche plus encadrée et
partenariale
Le « rapport Rouvillois »
21
avait dressé en 1989 un tableau critique
de la recherche nucléaire et fait des recommandations en termes de
redimensionnement des moyens, d’orientation des programmes par les
industriels, de développement des partenariats et de desserrement des
liens avec les filiales. C’est donc une recherche avec des moyens publics
progressivement réduits et réalisée par un nombre croissant d’acteurs qui
a caractérisé la dernière période.
21
Le Rapport sur le bilan et les perspectives du secteur nucléaire civil en France par
H.Guillaume, R.Pellat et Ph.Rouvillois, en mai 1989, relevait une crise d’identité et de
motivation, une perte d’image et une remise en cause du rôle de prescripteur du CEA
dans ses relations avec EDF puis la COGEMA,
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40
COUR DES COMPTES
Des moyens du CEA en réduction tendancielle
Trois grandes évolutions marquent l’évolution du rôle et des
moyens du CEA pendant cette période :
-
Des programmes de recherche moins nombreux et plus limités
S’agissant notamment de l’enrichissement, il est décidé en 2004
d’acquérir le procédé d’ultracentrifugation d’URENCO, concurrent de
ceux développés par le CEA et de le mettre en oeuvre dans une nouvelle
usine au Tricastin (George Besse 2) progressivement entrée en activité en
2011. La recherche associée à ce procédé est réalisée dans ETC, filiale à
parité d’AREVA et d’URENCO.
-
Une réduction des financements publics
Les recherches du CEA sur la filière nucléaire actuelle financées
sur subventions publiques sont passées de 540 M€
2010
par an dans les
années 1970-1989 à 390 M€
2010
par an dans les années 1990-1999, puis
210 M€
2010
par an dans les années 2000-2009 et 174 M€
2010
en 2010.
Outre cette réduction importante des dépenses, leur orientation s’est
modifiée : les recherches sur les réacteurs et le cycle du combustible ont
été très fortement réduites alors que celles sur les technologies support,
notamment les études de sûreté et de protection, représentent désormais
une part prédominante.
Pour la filière neutrons rapides, les coûts remontent de 30 M€
2010
par an à la fin des années 1980 à 80 M€
2010
par an sur les années 90 et
2000, 97 M€ en 2010. A ces montants, il convient d’ajouter les coûts de
rénovation et remise aux normes de Phénix au début des années 2000 : le
réacteur Phénix, qui avait maintenu son équilibre d’exploitation jusqu’en
1989, a été arrêté de 1990 à 1994. Les pouvoirs publics ont décidé de
maintenir effectifs, frais de fonctionnement et investissements, puis de le
remettre aux normes et de le rénover pour mener les recherches que
Superphénix ne pouvait plus réaliser. Ces coûts ont été estimés par la
Cour des comptes à 6 MdF
1994
, soit 1,2 Md€
2010
entre 1990 et 2002, dont
80 % à la charge du CEA et 20 % à la charge d’EDF
22
.
-
Des ressources externes importantes
Mais les recherches sur le nucléaire du CEA sont aussi financées
par le dividende que COGEMA et FRAMATOME jusqu’en 2000 puis
AREVA à partir de 2001 lui ont versé : au-delà d’un montant fixe de
104 M€ par an affecté aux fonds dédiés civils (voir chapitre III-C), le
22
Rapport particulier de la Cour des comptes sur les comptes et la gestion du CEA,
exercices 1987 à 1993 et 1998 à 2001 – non publié
.
Cour des comptes
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LES DEPENSES PASSEES
41
CEA a consacré le surplus à la recherche et a procédé de même avec la
vente de son siège social en 2004, soit un total de 604 M€
2010
de 2002 à
2010.
La dévolution de missions de recherche à de nouveaux
organismes
L’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN)
L’IRSN, créé par la loi n° 2001-398 du 9 mai 2001 (article 5) et
dont les missions et l’organisation ont été définies par le décret n° 2002-
254 du 22 février 2002, a repris les missions de l’Office de protection
contre les rayonnements ionisants (OPRI) et l’Institut de protection de
sûreté nucléaire (IPSN), créé en 1976 au sein du CEA, en matière de
sûreté nucléaire, dont celle des transports, et de protection contre les
rayonnements ionisants ; ses compétences s’étendent également à la
protection et au contrôle des matières nucléaires ainsi qu’à la protection
des installations nucléaires et des transports de matières radioactives et
fissiles contre les actes de malveillance.
Disposant de 130 M€
2010
en moyenne de ressources annuelles
depuis 2005 pour la recherche électronucléaire, il est financé à 88 % par
subventions de l’Etat, le solde par cofinancements des industriels (EDF,
AREVA, etc.). Dans ce champ, l’IRSN inclut outre les travaux de
recherche en sûreté des installations, ceux sur la protection de l’homme et
de l’environnement, et exclut ceux relatifs aux rayonnements en milieu
médical.
L’article 25 du décret de l’IRSN prévoit que le CEA « met en
priorité à disposition de l’IRSN, pour les besoins des programmes de
recherche définis et menés par ce dernier, les installations nucléaires de
base (…) qui, avant la publication du présent décret, étaient affectées aux
recherches en sûreté ». Cette disposition concerne deux réacteurs
expérimentaux relevant de l’activité « civile » du CEA, vieux de 30 ans,
pour lesquels le CEA demeure le propriétaire et l’exploitant nucléaire :
-
Phébus, dédié à l’étude des accidents de refroidissement des éléments
de combustibles et des rejets de produits radioactifs, a été arrêté en
2007.
-
Cabri, consacré à l’étude du comportement des combustibles en
situation accidentelle, génère des frais fixes de 14 M€ par an dont
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42
COUR DES COMPTES
11 M€ affectés au CEA et 3 M€ en ressources propres de l’IRSN
23
.
Arrêté pour une remise aux normes de sécurité, il sera remis en
service en 2013.
Au total, sur 2007-2010, 28
% du budget de recherche de l’IRSN
consacré à l’électronucléaire est affecté au CEA.
L’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs
(ANDRA)
Par la loi du 31 décembre 1991, l’ANDRA est devenue
indépendante du CEA. La loi lui a en particulier confié
« l’étude des
possibilités de stockage réversible ou irréversible dans les formations
géologiques profondes, notamment grâce à la réalisation de laboratoires
souterrains. ».
L’ANDRA a conduit ses recherches sur les milieux géologiques
argileux et granitique à même de recevoir des stockages profonds. Elle a
construit à Bure un laboratoire souterrain à près de 500 mètres de
profondeur. Le coût total des recherches civiles, essentiellement sur les
déchets de haute et moyenne activité à vie longue (HA-MA VL), a été de
1,5 Md€
2010
depuis 1990, soit 73 M€
2010
par an en moyenne en
augmentation sur la période (63 M€
2010
par an jusqu’en 2003 puis
93 M€
2010
par an). Ces recherches ont été financées par les producteurs de
déchets jusqu’en 2006 et, depuis 2007, par une taxe affectée sur les
installations nucléaires de base (INB) payée par les mêmes producteurs.
La répartition des financements civils est stable depuis 2000 (EDF à
84 %, CEA à 11 %, AREVA à 5 %).
Le Centre national de la recherche scientifique (CNRS)
Le
CNRS
a
dépensé
28 M€
en
2010
sur
la
recherche
électronucléaire, dont 8 M€ sur les réacteurs actuels, 3 M€ sur l’amont,
10 M€ sur le stockage des déchets, 3 M€ sur la 4
ème
génération, le solde
étant non-ventilable. Il éprouve des difficultés à estimer ses dépenses
pour les années antérieures du fait des changements de périmètre de ses
unités mais considère que les montants sont stables en euros constants.
Un poids croissant des industriels dans la
recherche-développement
23
Rapport particulier de la Cour des comptes sur les comptes et la gestion de l’IRSN,
exercices 2002 à 2006 – non publié
.
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LES DEPENSES PASSEES
43
Parallèlement à la réduction des moyens publics versés au CEA,
cette
période
est
marquée
par
une
augmentation
sensible
des
financements provenant des industriels, EDF et AREVA.
Electricité de France
(EDF)
EDF dispose d’un budget de recherche moyen de 215 M€
2010
par
an de 2000 à 2009, en légère réduction en fin de période (200 M€ en
2010), y compris les montants de crédit d’impôt recherche (20 M€ par an
en moyenne sur 2005-2009, 34 M€ en 2010) qu’EDF affirme n’être pas
en mesure de répartir entre recherche nucléaire et non-nucléaire.
En 2010, par catégories et hors génération IV (9 M€), le
combustible et le comportement des composants ont représenté 38 % des
dépenses, les réacteurs (instrumentation, process de travail, etc.) 20 %,
l’aval du cycle et le démantèlement 12 %, la modélisation 11 %, la sûreté
et la 10 %, la participation aux moyens lourds du CEA, 9 %.
AREVA
AREVA a été constituée en septembre 2001 par regroupement de
la
COGEMA,
de
FRAMATOME
et
des
autres
participations
commerciales du CEA dans CEA-Industrie. Elle dispose d’un budget
moyen de recherche de 210 M€
2010
par an depuis 2000 pour le nucléaire
civil, hors TECHNICATOME. Le budget recherche était stable sur 2000-
2005 et, contrairement à EDF, augmente depuis 2006 (295 M€ en 2010).
En 2010, par catégories et hors 4
ème
génération (11 M), l’amont
(procédures d’extraction, transformation du minerai, enrichissement,
propriétés du combustible) a représenté 33
% des dépenses, la recherche
sur les réacteurs, 34 %, l’aval (retraitement-recyclage), 26 % et les études
transverses 7 %.
***
Ainsi, en cumul, les dépenses sur subventions publiques du CEA
de 1990 à 2010 ont été de 8,8 Md€
2010
dont 6,2 Md€ sur le nucléaire
actuel, 1,6 Md€ sur la filière neutrons rapides hors Phénix et 1 Md€ pour
Phénix. Les dépenses sur le nucléaire actuel se divisent en 1,6 Md€
2010
(75 M€ par an) pour les réacteurs, 2,5 Md€ (120 M€ par an) pour le cycle
du combustible et 2,1 Md€ (100 M€ par an) pour les études support
(sûreté et autres dépenses). Le CEA a par ailleurs bénéficié de
financements externes à travers les dividendes de ses filiales pour un
montant consacré à la recherche électronucléaire de 800 M€ à 1 Md€ en
cumulé.
Les autres opérateurs publics, devenus autonomes du CEA depuis
1990, pour l’ANDRA, et 2002, pour l’IRSN, ont dépensé 2,8 Md€
2010
sur
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COUR DES COMPTES
la période, dont 1,5 Md€ pour l’ANDRA, 1 Md€ pour l’IRSN et 300 M€
environ pour le CNRS.
Pour les industriels, la Cour ne dispose de la visibilité sur leur
effort global que sur les années 2000, mais en extrapolant les évolutions
aux années 1990, on peut estimer leur effort de recherche à plus de
8 Md€
2010
sur la période, à parité pour EDF et pour AREVA.
L’effort global de recherche (tableau ci-après) a donc atteint
21Md€ de 1990 à 2010, soit
1 Md€ par an
, dont 850 M€ en moyenne par
an sur le nucléaire actuel et 150 M€ par an sur la filière neutrons rapides,
470 M€ par an pour le CEA, 130 M€ par an pour les autres opérateurs
publics et 400 M€ par an pour les industriels.
Recherche civile électronucléaire de 1990 à 2010
En
Md€
2010
CEA sur
ressources
publiques
CEA sur
dividende
Autres
opérateurs
Industriels
Total
dont
filière
actuelle*
dont
neutrons
rapides
Total de
la période
8,8
1,0
2,8
8,4
21,0
17,9
3,1
Moyenne
annuelle
0,42
0,05
0,13
0,40
1,0
0,85
0,15
Source : Cour des comptes
* filières des générations 1 à 3
D - Le total des dépenses de recherche sur
l’électronucléaire de 1957 à 2010
Le montant des dépenses de recherche électronucléaire appliquée
de 1957 à 2010 représente environ
55 Md€
2010,
soit 1 Md€
2010,
par an. Sur
ce montant, 43 Md€
2010
ont été dépensés sur le nucléaire actuel (y
compris pour les générations antérieures à celles du parc actuel) et
12 Md€
2010
pour la filière à neutrons rapides.
Synthèse : Recherche civile électronucléaire de 1957 à 2010
En Md€
2010
CEA
Autres
opérateurs
Industriels
Total
dont filières
générations
1 à 3
dont
neutrons
rapides
Total de la période
35,3
2,8
17,1
55,2
43,0
12,2
Moyenne annuelle
0,65
0,05
0,32
1,02
0,8
0,22
dont filières des
générations 1 à 3
26,1
2,8
14,1
43
dont génération 4
9,2
3
12,2
Source : Cour des comptes
Cour des comptes
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LES DEPENSES PASSEES
45
Pour
la filière nucléaire actuelle
(générations 1 à 3) et par
opérateurs, le CEA a financé 26 Md€
2010
, dont 9 Md€
2010
pour les
réacteurs, 12 Md€
2010
pour le cycle du combustible et 5 Md€
2010
pour les
études support. Les autres opérateurs publics ont apporté 2,8 Md€
2010
(1,5 Md€
2010
par l’ANDRA pour la gestion des déchets, 1 Md€
2010
pour
l’IRSN pour la sûreté, le solde par le CNRS) et les industriels de l’ordre
de 14 Md€
2010
dans des proportions comparables pour EDF et AREVA.
Pour la filière neutrons rapides, le CEA a financé 9 Md€
2010
et les
industriels (essentiellement EDF), 3 Md€
2010
.
Les montants dépensés annuellement sont restés globalement
stables mais leur répartition entre les thèmes de la nomenclature utilisée a
évolué dans le sens d’une réduction des moyens alloués aux réacteurs et
d’une augmentation de ceux consacrés aux technologies support (en
particulier sûreté). Par ailleurs, la concentration des moyens au sein du
CEA, bras armé de la politique électronucléaire française à l’origine, a
laissé place à une diversification des opérateurs (établissements publics
ou industriels) ; les recherches sont coordonnées au travers de
cofinancements, qui permettent de rapprocher la recherche des besoins
des industriels, plus impliqués dans l’utilisation des résultats.
Pour la
filière neutrons rapides
, les dépenses ont beaucoup fluctué
pendant toute la période avec un premier pic atteint au début des années
1970 (construction de Phénix), un deuxième à la fin des années 1990
(conséquences de l’arrêt de Superphénix), une phase de creux depuis
2003 et une nouvelle relance en 2010 avec le programme ASTRID.
En termes de méthodes, les opérateurs tant publics que privés
auraient intérêt à adopter une nomenclature normalisée des dépenses de
recherche par génération de réacteurs et par type de recherche
(enrichissement du minerai, propriétés des combustibles, réacteurs,
protection et sûreté, traitement et recyclage des déchets, démantèlement
des installations, études diverses, etc.). La mise en oeuvre d’une telle
nomenclature est indispensable pour disposer d’une vue d’ensemble sur
les orientations des recherches des opérateurs et sur leurs inflexions.
La Cour a constaté également que les données historiques
déclarées à l’AIE, au titre de la recherche publique, ne sont pas
exhaustives (les coûts de Phénix, non pris en compte, ont dû être
réintégrés), sont parfois erronées (les chiffres IRSN en 2009 et CNRS ont
dû être corrigés) et suivent une nomenclature qui manque de précision
24
.
24
Par exemple, les recherche sur le climat, la radiobiologie et la radiotoxicologie sont
dans la même rubrique ce qui a conduit à les exclure à partir de 1994 alors qu’une
nomenclature plus fine aurait permis de réintégrer les dépenses de recherche sur la
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COUR DES COMPTES
La réforme de la nomenclature en cours devrait permettre à l’avenir une
indispensable amélioration de la précision analytique des données.
E - Superphénix
Superphénix
a coûté
12 Md€
2010
sur la période 1974-1997 en
construction et fonctionnement, mais l’évolution de son « statut », d’une
activité industrielle à une activité de recherche, en fait un cas particulier.
En effet, lancé en 1974, ce réacteur d’une puissance industrielle de
1 200 MWe a été construit à Creys-Malville par une société dédiée,
NERSA, filiale majoritaire d’EDF avec des partenaires italien et allemand
sans implication directe du CEA au-delà des études préalables. Couplé au
réseau en janvier 1986, il n’avait pas de vocation de recherche mais
devait produire de l’électricité. Toutefois, il n’a fonctionné que dix mois
jusqu’en 1994, puis a été réorienté en outil de recherche en sous-
génération pour un coût annuel de 100 MF courants, supporté
intégralement par EDF, avant d’être arrêté en 1997.
Hors études préalables du CEA et d’EDF et hors coûts de
démantèlement, la Cour des comptes a estimé dans son rapport public
1996 le coût complet de Superphénix à 60 MdF
1994
, soit 12 Md€
2010
, dont
2,5 Md€
2010
de charges financières.
contamination des milieux ; par ailleurs, l’item des « études support » est
insuffisamment précis.
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LES DEPENSES PASSEES
47
Recherche et création de valeur
Outre le fait que la recherche a fait progresser les connaissances et les
techniques de production de l’électricité nucléaire, elle a aussi conduit à créer
ou développer des structures ou des activités qui ont, en elles-mêmes, de la
valeur.
Ainsi AREVA, dont plusieurs composantes proviennent d’activités ou
de participations du CEA, peut être considérée comme un « produit » des
recherches réalisées dans le domaine de l’enrichissement et du retraitement.
Mais, outre le fait que la valeur d’AREVA n’est pas aisée à définir, elle est
plus liée aujourd’hui à ses activités minières qu’à ses activités industrielles en
lien avec les activités de recherche du CEA.
Par ailleurs, le CEA a un portefeuille de 512 brevets actifs au titre de
l’énergie nucléaire. 57 nouveaux brevets ont été déposés en 2010, dont 17 en
partenariat (5 avec le CNRS, 2 avec l’IRSN, 2 avec AREVA, 1 avec EDF, 7
avec d’autres partenaires). Si le volume de brevets déposés est significatif, les
redevances qui en sont tirées restent limitées. Le CEA a bénéficié de 14 M€
de redevances en 2010 pour ses 1 470 brevets actifs, toutes activités
confondues. Il n’a pas paru utile eu égard à ce faible montant de déterminer
la part imputable à l’électronucléaire. Cette situation s’explique par le fait
que soit, dans la grande majorité des cas, le CEA met à disposition de
partenaires industriels les technologies brevetées dans le cadre de projets
nouveaux de recherche et développement cofinancés, soit, de manière plus
rare, il est le seul à les utiliser pour ses propres besoins. Dans le premier cas,
les partenaires qui ont cofinancé la recherche bénéficient du droit d’usage des
brevets sans avoir à payer de redevances. Il est peu fréquent que le CEA cède
des droits d’usage de brevets en dehors de toute relation partenariale avec
l’utilisateur.
Le CEA valorise également les résultats de ses recherches au travers
de la création d’entreprises start-up. Toutes activités confondues, le CEA a
développé 140 entreprises start-up pour un chiffre d’affaires global de
500 M€. Les compétences acquises en matière de recherche électronucléaire
ont été à l’origine de la création d’entreprises dans les domaines de la
médecine nucléaire (imagerie, diagnostics, radiothérapie), la performance des
matériaux, la robotique (à l’origine pour l’intervention en milieu contaminé)
et la sécurité logicielle (à l’origine pour le contrôle-commande des centrales).
Créées dans le secteur nucléaire, ces entreprises ont ensuite essaimé en
réutilisant leur technologie dans l’univers industriel. Le CEA n’est toutefois
pas en mesure de valoriser le portefeuille d’activités qu’il détient ou qu’il a
suscité.
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48
COUR DES COMPTES
___________
CONCLUSION – DEPENSES PASSEES
__________
Le total des investissements passés destinés au développement
de la production électronucléaire et qui a permis la réalisation du
parc actuel et des installations nucléaires de base qui lui sont
associées est estimé à
188 Md€
2010
. Il se décompose de la manière
suivante :
des investissements physiques pour un montant global d’environ
121 Md€
2010
,
l’essentiel ayant été investi par EDF (environ
102 Md€
2010
), pour construire le parc de 1
ère
génération (environ
6 Md€
2010
) et surtout le
parc actuel
(
96 Md€
2010
, y compris
13 Md€
2010
d’intérêts intercalaires). Les investissements faits sur
le parc actuel après sa construction initiale ne sont pas compris
dans ce total. Les autres investissements relèvent du cycle du
combustible (environ 40 Md€
2010
dont 19 Md€
2010
seulement sont
pris en compte car destinés à répondre aux besoins du parc
français) ;
des investissements en matière de recherche appliquée et de
développement pour un montant de
55 Md€
2010
,
entre 1957 et
2010, soit environ 1 Md€
2010
par an, dont 38 Md€
2010
financés par
des crédits publics. Ces dépenses recouvrent à la fois des
dépenses de recherche et des dépenses d’investissements dans des
laboratoires et des réacteurs expérimentaux ;
le coût de la construction, du fonctionnement et de l’arrêt de
Superphénix (hors coût de démantèlement) qui est estimé
globalement à
12 Md€
2010
, y compris les frais financiers, et qui a
été supporté essentiellement par EDF.
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Chapitre II
Les dépenses courantes
La production d’électricité nucléaire donne lieu, chaque année, à
des dépenses dont certaines sont directement liées à la production et sont
donc à la charge du producteur EDF, d’autres sont des dépenses
indirectes,
dont
les
financeurs
sont
multiples :
elles
concernent
essentiellement les domaines de la recherche et de la sécurité.
I
-
Les coûts d’exploitation d’EDF
La comptabilité analytique d’EDF permet d’isoler l’activité liée au
métier nucléaire dont les charges sont affectées par imputation directe, à
hauteur de 84 %, et par imputation indirecte, à hauteur de 16 %
(annexe 8). Ces coûts ont vocation à être rapportés à la production
annuelle du parc pour en mesurer le coût au kWh.
A - Le coût du combustible nucléaire
Le coût du combustible est composé de deux types d’éléments :
-
les dépenses annuelles payées par EDF à AREVA et à ses autres
fournisseurs, en échange de la fourniture annuelle de combustible
prêt à être utilisé dans les centrales ;
-
le coût de gestion du stock de combustible.
Il ne faut pas oublier, bien entendu, les coûts futurs du traitement
de ces combustibles, une fois qu’ils auront été consommés qui seront
examinés ultérieurement (chapitre III).
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50
COUR DES COMPTES
a)
Les factures de combustible nucléaire
Le coût de consommation annuel des réacteurs en combustible
varie en fonction de la production des tranches : il comprend les coûts de
consommation en uranium naturel et ceux des services associés à la
fabrication des différents combustibles utilisés (conversion, fluoration,
enrichissement et assemblages de combustible). La consommation du
combustible amont est valorisée au coût moyen pondéré. Elle constitue
l’essentiel des coûts variables sur une année donnée.
Ce coût annuel du combustible correspond aux factures d’AREVA
et des autres fournisseurs d’EDF. En particulier, on considère qu’AREVA
répercute à son client EDF l’ensemble des coûts engendrés par la
réalisation de ces prestations à travers ses conditions tarifaires et que ces
conditions tarifaires correspondent à des conditions normales de marché
pour les raisons suivantes :
-
le document de référence 2010 d'Areva, qui est soumis à la validation
des commissaires aux comptes et de l'Autorité des marchés financiers
(AMF), mentionne explicitement qu'Areva réalise avec EDF des
"transactions courantes" ;
-
EDF est un client majeur (25 % du chiffre d’affaire d’Areva) mais il
est loin d'être le seul. En particulier, EDF est le principal client de
deux segments d'activité d'Areva dans le nucléaire (l'amont pour la
fourniture du combustible et l'aval pour le retraitement des
combustibles usés) ; les résultats opérationnels cumulés de ces deux
segments en 2010 étant un profit de 241 M€ pour un chiffre d'affaires
de 5 673 M€, on en déduit que les facturations d’AREVA
comprennent bien l’ensemble de ses coûts.
Compte tenu du fait qu’AREVA provisionne le démantèlement de
ses installations et la gestion future de ses déchets dans ses comptes (voir
chapitre III), on peut considérer qu’à travers ces factures, le coût du
combustible intègre donc les dépenses futures d’AREVA liées au
combustible.
b)
Le coût des stocks nécessaires au fonctionnement du parc nucléaire
Le fonctionnement du parc de réacteurs et le souci d’un
approvisionnement sûr ont conduit EDF à constituer un stock de matières
premières et de combustible qui s’élève au 31 décembre 2010 à 7 523 M€
(contre
7 016 M€
au
31 décembre 2009
et
6 639 M€
au
31 décembre 2008), soit environ quatre ans de consommation. Une partie
importante de la valeur du stock de combustible correspond à du
combustible en réacteur.
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LES DEPENSES COURANTES
51
Le coût du financement de ce stock est une charge puisqu’EDF
doit immobiliser du capital pour le financer. Il s’élève à 632 M€ en 2010.
Coût du portage des stocks de combustible
En M€ courants
2008
2009
2010
Coût de portage des stocks
558
589
632
Source : EDF
c)
Evolution du coût du combustible nucléaire
Le coût du combustible par MWh a progressé de 6,9 % entre 2008
et 2010.
Evolution du coût global du combustible nucléaire
En € courants
2008
2009
2010
Dépenses de combustible nucléaire en M€ (a)
1 485
1 504
1 503
Production annuelle en TWh
417,6
389,8
407,9
Coût combustible consommé dans l’année en € par MWh
3,56
3,86
3,68
Coût de portage du stock en M€ (b)
558
589
632
Total des coûts (a + b) en M€
2 043
2 093
2 135
Production annuelle en TWh
417,6
389,8
407,9
Coût total du combustible en € par MWh
4,89
5,37
5,23
Source : EDF
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52
COUR DES COMPTES
B - Les dépenses de personnel d’EDF
Les dépenses de personnel comprennent les coûts salariaux des
agents d’EDF concourant à la production nucléaire tels qu’ils
apparaissent dans la comptabilité analytique d’EDF, complétés par des
dépenses calculées plus forfaitairement et qui correspondent à des
compléments ou des avantages dont bénéficie l’ensemble des personnels
de l’entreprise.
Les charges de personnel prises en compte sont uniquement celles
du personnel concourant à la production d’électricité nucléaire ce qui
représente, en 2010, 37 % de la masse salariale d’EDF SA. Sont
notamment
exclus
les
personnels
concourant
aux
activités
de
commercialisation et de distribution ainsi que les personnels de la
division « production ingénierie » travaillant sur les autres sources de
production d’électricité (hydraulique et thermique notamment).
Personnel pris en compte dans le coût de production nucléaire
2008
2009
2010
Effectif total EDF SA
59 131
59 837
60 380
dont effectif de la division production ingénierie
34 344
32 646
33 696
Charges de personnel EDF SA (en M€ courant)
5 095
5 290
5 502
dont charges de personnel de la division
production ingénierie
2 823
2 769
2 839
Charges de personnel prises en compte dans le calcul
du coût de production nucléaire (en M€ courant)
1 979
1 993
2 042
En % par rapport au total des charges de personnel
39 %
38 %
37 %
Source : EDF
a)
Les charges salariales
Le coût du personnel s’élève à 2 042 M€ en 2010 dans la
comptabilité analytique d’EDF, correspondant aux charges salariales pour
les effectifs concourant à la production d’électricité nucléaire.
Ces dépenses de personnel ont connu une certaine stabilité entre
2008 et 2010. En revanche, au-delà des évolutions de la production
d’électricité nucléaire, ces dépenses devraient avoir tendance à
augmenter, en raison notamment de l’augmentation des effectifs prévue
pour renforcer les actions liées à la maintenance et à la sûreté.
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53
Les charges salariales
En M€ courants
2008
2009
2010
Dépenses de personnel
1 979
1 993*
2 042
Evolution annuelle
+0,7 %
+2,4 %
Production en TWh
417,6
389,8
407,9
Coût personnel/MWh en €
4,74 €
5,11 €
5,01 €
Source : EDF
* La faible augmentation du poste « personnel » entre 2008 et 2009 s’explique, en
grande partie, par une modification d’organisation qui a conduit à augmenter les
effectifs qui relèvent de la ligne « fonctions centrales et supports mutualisés » au
détriment de ceux relevant directement des services concourant à la production
nucléaire.
b)
Les autres coûts liés au personnel
Trois autres types de coûts liés au personnel doivent être pris en
compte dans les coûts de l’énergie nucléaire, même s’il ne s’agit pas de
coûts spécifiques à ce mode de production, dans la mesure où ils sont
inhérents au statut des personnels des industries électriques et gazières.
On distingue :
-
le tarif agent, avantage en nature qui permet au personnel des
industries électriques et gazières, et donc en particulier à celui
d’EDF, de bénéficier de fournitures d’électricité à des conditions plus
favorables que celles consenties au grand public. Le coût pris en
compte dans le tableau ci-après est le coût économique correspondant
au manque à gagner d’EDF, calculé en comparant le prix grand
public et le prix accordé aux agents ;
-
l’impact de la loi du 9 août 2004 qui a notamment réformé les
retraites des personnels des industries électriques et gazières en les
adossant au régime général de la sécurité sociale.
-
les avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages du personnel.
Contrairement aux charges salariales issues directement de la
comptabilité analytique présentées dans les observations précédentes,
l’évaluation de ces autres coûts de personnel repose sur des estimations
moins robustes, notamment au regard des clés de répartition utilisées ou
des modes de calcul. Celles-ci sont toutefois cohérentes d’une année sur
l’autre et, compte tenu de leur montant limité, leurs imprécisions n’ont
pas d’impact significatif sur le coût total.
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COUR DES COMPTES
Autres coûts liés au personnel
En M€ courants
2008
2009
2010
Tarif agent
101
116
116
Coût de la réforme de 2004
114
122
123
Coût des autres avantages du personnel
366
375
395
Total
581
613
634
Source : EDF
c)
Coût total du personnel
Rapporté à la production, le coût du personnel a augmenté, en
euros courants, de 7 % entre 2008 et 2010. On note que dans son avis du
3 janvier 2012 sur les évaluations complémentaires de sûreté (ECS), à la
suite de l’accident de Fukushima, l’ASN précise qu’elle sera attentive aux
facteurs socio-organisationnels et humains, « éléments essentiels de la
sûreté » ; elle indique en particulier que «
le renouvellement des effectifs
et des compétences des exploitants est un point fondamental alors que
s’engagent simultanément une relève importante des générations et des
travaux considérables à la suite des ECS
». Conjuguée à la création d’une
force
d’action
rapide,
elle-aussi
conséquence
des
ECS,
cette
préoccupation devrait conduire à une progression des effectifs pour
renforcer les actions de maintenance et de sûreté, déjà notable en 2011,
exercice pendant lequel les charges salariales ont progressé de 13,5 %.
Coût total du personnel
En M€ courants
2008
2009
2010
Charges salariales
1 979
1 993
2 042
Autres coûts du personnel
581
613
634
Total coût du personnel
2 560
2 606
2 676
Production en TWh
417,6
389,8
407,9
Coût personnel/MWh en €
6,13 €
6,69 €
6,56 €
Source : EDF
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C - Les consommations externes
Les consommations externes autres que le combustible regroupent
l’ensemble des achats effectués pour les besoins de la production
nucléaire. Cela comprend les dépenses de maintenance qui ne sont pas
considérées comme des investissements et qui ne sont donc pas
immobilisées, contrairement à celles qui ont été examinées ci-dessus (au
chapitre I), les frais de logistique et quelques autres charges diverses
d’exploitation. Les dépenses de maintenance sont essentiellement des
dépenses de sous-traitance.
Evolution des dépenses de consommations externes
En M€ courants
2008
2009
2010
Maintenance de l’exploitation
196
196
229
Maintenance du patrimoine
1 257
584
Maintenance en arrêts
1 132
53
653
Sous total maintenance
1 328
1 506
1 466
Logistique
143
160
170
Autres charges d’exploitation
297
434
459
Total
1 768
2 100
2 095
Source : EDF
L’ensemble des charges engagées par EDF au titre de la sous-
traitance, principalement pour des activités de maintenance, sont
comptabilisées dans ses consommations externes, à l’exception, notable,
de la sous-traitance engagée sur de la maintenance immobilisée. L’ASN
insiste également sur ce sujet dans son avis sur les évaluations
complémentaires
de
sûreté
après
Fukushima.
Elle
indique
que
«
l’organisation du recours à la sous-traitance, qui est un sujet majeur et
difficile,
» fait partie des «
priorités auxquelles elle sera attentive
». «
En
particulier, la surveillance des sous-traitants intervenants dans les
centrales nucléaires doit être renforcée et ne doit pas être déléguée par
l’exploitant quand il s’agit de contrôler les interventions importantes
pour la sûreté
». Les conséquences, en termes de coûts, de ces
dispositions qui rejoignent les préoccupations de l’OPECST dans son
rapport d’étape de mars 2011, après l’accident de Fukushima (voir
infra
,
II-2-c), ne sont pas chiffrables par la Cour aujourd’hui. En revanche,
l’augmentation des travaux de maintenance à la fois pour améliorer la
disponibilité des centrales, pour répondre aux exigences de sûreté après
Fukushima et pour préparer un prolongement de la durée de
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fonctionnement des réacteurs (voir
infra
chapitre VI), tant au titre des
consommations externes (dans les charges d’exploitation) qu’au titre des
immobilisations, va conduire à une augmentation forte des charges de
sous-traitance.
Globalement, rapporté à la production, le coût des consommations
externes a progressé, en euros courants, de 21,5 % entre 2008 et 2010.
Les dépenses de consommations externes, hors combustible
En M€ courants
2008
2009
2010
Consommations externes
1 768
2 100
2 095
dont Sous-traitance
1 187
1 381
1 322
Production en TWh
417,6
389,8
407,9
Consommations externes en € par MWh
4,23 €
5,39 €
5,14 €
Source : EDF
D - Les impôts et taxes
On ne prend en compte, au titre des dépenses d’exploitation, ni
l’impôt sur les sociétés ni la TVA.
Evolution des impôts et taxes
En M€ courants
2008
2009
2010
Impôts et taxes
1 027
1 091
1 176
Production en TWh
417,6
389,8
407,9
Coût au MWh
2,46 €
2,80 €
2,88 €
Source : EDF
Les impôts et taxes payés par EDF et qui entrent dans le coût de
production de l’électricité nucléaire comprennent donc, en 2010 :
-
la taxe sur les installations nucléaires de base (INB), pour 516 M€ ;
-
la taxe professionnelle et les contributions qui lui ont succédé, c'est-à-
dire la cotisation foncière des entreprises (104 M€) et la cotisation sur
la valeur ajoutée (99 M€) ;
-
l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux, pour 187 M€ ;
-
la taxe foncière, pour 165 M€ ;
-
la taxe destinée à « Voie Navigable de France », pour 72 M€ ;
-
les redevances versées aux agences de bassin, pour 32 M€.
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Le total de ces impôts et taxes s’élève à 1 176 M€ en 2010 et ont
progressé de 14,5 % entre 2008 et 2010 et de 17 %, rapporté à la
production.
E - Le coût des fonctions centrales et supports
Le calcul des coûts des fonctions centrales et supports vise à
affecter à la production d’électricité nucléaire une quote-part des frais
engagés par les fonctions d’appui (frais de recherche, de formation,
d’informatique, d’assurance, d’immobilier hors parc de centrales, frais
généraux) pour le compte de la direction “production ingéniérie”, ainsi
qu’une quote-part des frais engagés par les centres de services partagés du
groupe EDF (tenue de la paye, gestion des ressources humaines,
comptabilité, télécommunications) et une quote-part des frais engagés par
la direction du groupe (présidence et direction générale, direction
financière et direction de la communication).
Détail du coût des fonctions centrales et supports
En M€ courants
2008
2009
2010
Informatique
ligne « autres »
ligne « autres »
176
Maintenance informatique et télécom
5
4
4
Etudes R&D
175
183
187
Assurance
43
44
41
Ressources humaines, paye,
formation
4+ligne « autres »
ligne « autres »
71
Immobilier et maintenance
47
35
40
Achats
2
4
7
Comptabilité
3
ligne « autres »
3
Appuis et supports non mutualisés de
la direction générale
190
212
216
Autres
200
428
127
Total
669
910
872
Source : EDF
Ces coûts, qui s’élèvent à 872 M€ en 2010, ont augmenté de plus
de 30 % entre 2008 et les années 2009 et 2010, essentiellement du fait de
la création en 2009 de la direction des services partagés qui a récupéré
une partie des effectifs auparavant positionnés dans les charges directes
de personnels de l’activité nucléaire. Ce changement de périmètre
explique, en parallèle, la faible augmentation des charges de personnel,
entre 2008 et 2009.
Les trois principaux postes de dépenses sont la quote-part des
fonctions d’appui de la direction générale, les dépenses de recherche et
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COUR DES COMPTES
développement et les dépenses d’informatique. On note le faible montant
des dépenses d’assurance qui s’élèvent à 41 M€ en 2010, dont 6 M€ au
titre de la responsabilité civile d’EDF. Ce dernier montant pourrait
sensiblement augmenter à l’avenir (multiplication par un facteur 7 ou 8),
avec l’entrée en vigueur de nouvelles règles en ce domaine (voir
chapitre VII-II sur les assurances).
Le coût des fonctions centrales et supports
En M€ courants
2008
2009
2010
fonctions centrales et supports
669
910
872
Production en TWh
417,6
389,8
407,9
Coût en € par MWh
1,60 €
2,33 €
2,14 €
Source : EDF
F - Total des coûts d’exploitation
Le total des charges d’exploitation associées à la production
électronucléaire en 2010 représente
8,9 milliards
,
soit 22 € par MWh.
Il
a augmenté de 11 % entre 2008 et 2010 en montant total et de
14 %
rapporté à la production.
Synthèse : charges d’exploitation
Types de charges
2008
2009
2010
€ courants
Ecart
2010/2008
Combustible
2 043 M€
4,89 €
2 093 M€
5,37 €
2 135 M€
5,23 €
+ 5 %
+ 7%
Coût du personnel
2 560 M€
6,13 €
2 606 M€
6,69 €
2 676 M€
6,56 €
+ 5 %
+ 7 %
Consommations
externes
1 768 M€
4,23 €
2 100 M€
5,39 €
2 095M€
5,14 €
+ 19 %
+ 22 %
Impôts et taxes
1 027 M€
2,46 €
1 091 M€
2,80 €
1 176 M€
2,88 €
+ 15 %
+ 17 %
Fonctions centrales
669 M€
1,60 €
910 M€
2,33 €
872 M€
2,14 €
+ 30 %
+ 34 %
Total
8 067 M€
19,3 €
8 800 M€
22,6 €
8 954 M€
22,0 €
11 %
14 %
Source : Cour des comptes
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59
II
-
Les autres types de dépenses actuelles
La production d’électricité nucléaire donne lieu non seulement aux
dépenses d’exploitation annuelles d’EDF, mais aussi à des dépenses
qui,
sans être « directement » liées à la production elle-même, en sont la
conséquence et qui n’existeraient pas sans production d’électricité
nucléaire. Il s’agit de dépenses financées par des crédits publics et qui ne
se retrouvent donc pas dans les coûts de production des exploitants. On
distingue deux catégories de dépenses qui répondent à cette définition :
Les dépenses de recherche financées sur crédits publics
Les dépenses liées à la sécurité, à la sûreté et à la transparence des
informations et qui ne sont pas supportées par les producteurs.
A - Les dépenses de recherche financées
par des crédits publics
1 -
L’ensemble de l’effort de recherche actuel
Comme on l’a vu dans le chapitre sur les dépenses passées, la
recherche en matière d’électronucléaire, aujourd’hui, est menée par
2 catégories d’acteurs :
-
des établissements publics : le CEA, le CNRS, l’IRSN, l’ANDRA ;
-
deux entreprises : EDF et AREVA.
Cette recherche est financée par deux types de ressources :
-
des subventions publiques d’origine budgétaire versées par l’Etat aux
établissements publics ;
-
des financements apportés essentiellement par les deux entreprises,
EDF et AREVA, soit par des financements directs fournis à leurs
propres laboratoires ou à ceux des établissements publics, à travers
des partenariats cofinancés, soit par le versement d’un supplément de
la taxe sur les INB destiné aux recherches de l’ANDRA.
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60
COUR DES COMPTES
Ressources reçues pour financer la recherche nucléaire en 2010
Origine des
financements
CEA
CNRS
IRSN
ANDRA
EDF
AREV
A
Total
Subventions
271
28
115
414
Autres
ressources
provenant de
189
13
112
158
227
699
EDF
40
3
94
158
295
AREVA
dont dividende
104
38
2
6
227
339
38
ANDRA
3
3
IRSN
42
42
CEA
12
12
Autres
8
8
Total y c.
doubles comptes
460
28
128
112
158
227
1 113
Total sans
doubles comptes
1 056
Source : Cour des comptes
En gris : double compte à soustraire
Le tableau ci-dessus et le graphique suivant présentent les relations
croisées entre ces différents acteurs, pour un total de financements reçus,
d’origine publique et privée, qui s’élève à 1 113 M€ en 2010. Toutefois,
ce total comprend des double comptes, certains établissements ayant
sous-traité à d’autres une partie de leur activité. Il faut donc soustraire les
versements faits au CEA par l’ANDRA (3 M€) et l’IRSN (42 M€), et la
taxe sur les INB civils du CEA au profit de l’ANDRA (12 M€) pour avoir
le montant des financements consacrés à la recherche électronucléaire en
2010, soit
1 056 M€.
Le tableau ci-dessus permet également de connaître le total des
financements consacrés par EDF à la recherche électronucléaire (295 M€
dont 158 M€ de dépenses internes, 43 M€ de financements de partenariats
avec le CEA et l’IRSN, 94 M€ de taxe INB pour les recherches de
l’ANDRA) et par AREVA (339 M€ dont 227 M€ de dépenses internes,
68 M€ de financements de partenariats avec le CEA et l’IRSN, 6 M€ de
taxe INB pour les recherches de l’ANDRA, et un prorata de 38 M€ du
dividende versé au CEA qui finance les activités de recherche
électronucléaire civile).
On constate également que le CEA réalise 41 % de cette recherche
et que les subventions publiques représentent 37 % des financements.
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61
rouge :
financement
EDF ;
bleu :
financement
AREVA ;
noir : crédits publics ; vert : double compte
2 -
L’effort public de recherche
Les financements versés par les entreprises sont comptabilisés dans
les comptes d’EDF, soit directement pour les financements d’EDF elle-
même
25
, dans ses charges de fonctions centrales ou dans ses impôts et
taxes, soit indirectement à travers le prix des prestations qu’elle paye à
AREVA pour le combustible et son retraitement.
Seuls donc, les financements d’origine publique (
414 M€
) doivent
être pris en compte en complément des financements qui sont déjà
intégrés dans le coût de production du kWh au travers des charges
d’exploitation d’EDF.
De 2003 à 2010, le montant des crédits publics affectés à la
recherche appliquée sur l’électronucléaire est stable autour de 400 M€ par
25
Ainsi en 2010, EDF a inscrit un coût de 187 M€ dans son coût courant économique,
qui est égal au montant de ses financements recherche (201 M€) duquel on a déduit
les montants consacrés à la 4
ème
génération (9 M€) et à l’EPR (5 M€).
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COUR DES COMPTES
an. Les montants consacrés à la 4
ème
génération, en moyenne de 75 M€
par an, augmentent en 2010 à 102 M€.
Recherche électronucléaire :
répartition des financements publics
En M€
courants
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
CEA
275
259
266
253
260
251
258
271
IRSN
97
95
114
118
111
117
116
115
CNRS
28
28
28
28
28
28
28
28
Total
400
383
407
398
399
396
402
414
dont filière
actuelle
303
291
343
337
340
327
326
312
dont
génération 4
97
92
64
61
60
69
76
102
Source : Cour des comptes
CEA hors climat, radiobiologie, radiotoxicologie
B - Les coûts de la sécurité, de la sûreté et de la
transparence financés sur crédits publics
En matière de sécurité et de sûreté nucléaire, l’article 1 de la loi
n° 2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en
matière nucléaire (dite loi TSN) précise :
« La sécurité nucléaire comprend la sûreté nucléaire, la
radioprotection, la prévention et la lutte contre les actes de malveillance,
ainsi que les actions de sécurité civile en cas d'accident.
La
sûreté nucléaire
est l'ensemble des dispositions techniques et
des mesures d'organisation relatives à la conception, à la construction,
au fonctionnement, à l'arrêt et au démantèlement des installations
nucléaires de base, ainsi qu'au transport des substances radioactives,
prises en vue de prévenir les accidents ou d'en limiter les effets.
La radioprotection est la protection contre les rayonnements
ionisants, c'est-à-dire l'ensemble des règles, des procédures et des
moyens de prévention et de surveillance visant à empêcher ou à réduire
les effets nocifs des rayonnements ionisants produits sur les personnes,
directement ou indirectement, y compris par les atteintes portées à
l'environnement.
La transparence en matière nucléaire est l’ensemble des
dispositions prises pour garantir le droit du public à une information
fiable et accessible en matière de sécurité nucléaire.»
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63
La sécurité et la sûreté dans la filière de production de l’électricité
nucléaire incombent au premier chef aux quatre exploitants qui y sont
impliqués : EDF, AREVA, le CEA et l’ANDRA. Mais l’Etat, du fait de
sa responsabilité en matière de protection des populations, joue un rôle
important dans ce domaine par ses activités de tutelle, de planification,
d’expertise, de contrôle et ses capacités opérationnelles en période de
crise.
Plusieurs entités au sein des pouvoirs publics sont impliquées dans
le dispositif de sécurité et de sûreté nucléaire des exploitants. Elles
exercent, en collaboration étroite, des activités complémentaires.
Toutefois, même si les activités de sécurité et de sûreté sont très liées, on
peut distinguer les activités de sécurité, au sens strict du terme, des
activités de sûreté et de transparence.
1 -
Les coûts publics de la sécurité nucléaire
Dans une acception étroite, issue de la définition de l’Agence
internationale de l’énergie atomique, la sécurité nucléaire recouvre les
activités de prévention, de détection et de réaction au vol, au sabotage, à
l’accès non autorisé, au déplacement illégal de matières nucléaires ou à
tout autre acte malveillant concernant des matières nucléaires, toutes
autres substances radioactives ou les installations qui les contiennent.
L’essentiel des coûts en la matière est supporté par les exploitants
et se retrouve donc dans leurs comptes. Toutefois, on peut chiffrer
quelques dépenses complémentaires qui restent à la charge de l’Etat
a)
Au niveau ministériel et administratif
La responsabilité de la sécurité nucléaire est partagée, au niveau
ministériel, par trois ministères : le ministère en charge de l’énergie, le
ministère en charge de la protection de l’environnement et celui de
l’intérieur. Bien que cela n’ait aucune incidence budgétaire, on note que
les compétences du ministre chargé de l’énergie ne sont pas conformes à
la convention de Vienne sur la protection physique des matières
nucléaires, signée par la France et en cours de ratification, qui préconise
la séparation entre l’autorité de contrôle et celle en charge de la politique
énergétique nucléaire (amendement adopté le 8 juillet 2005).
Au niveau administratif, le sujet de la sécurité nucléaire est
également partagé entre plusieurs entités :
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COUR DES COMPTES
Le secrétariat général de la défense et de la sécurité
nationale (SGDSN)
Le SGDSN est un service du Premier ministre ; il est en charge de
la coordination interministérielle et de la planification dans ce domaine.
Le Haut fonctionnaire de défense et de sécurité
et le service
de défense de sécurité et d’intelligence économique
Le SDSIE (
service de défense de sécurité et d’intelligence
économique)
est placé sous la responsabilité du Haut fonctionnaire de
défense et de sécurité (HFDS) auprès du ministère chargé de l’écologie
(MEDDTL
26
) qui assure la fonction d’autorité de sécurité nucléaire. Le
SDSIE définit les orientations nationales en matière de sécurité nucléaire.
Il décline les traités, conventions et recommandations internationales en
droit interne. Il délivre et gère les autorisations de détention ou de
transport de matières nucléaires (MN), en agrée les moyens et en assure le
contrôle. Il organise la liaison entre services centraux spécialisés et
services dépendant des préfets. Il veille à la protection de la
confidentialité.
Le HFDS dispose avec le SDSIE et en son sein du département de
sécurité nucléaire (DSN), créé en janvier 2010, composé de 10 agents au
total et placé sous l’autorité d’un général de gendarmerie et HFDS
adjoint. Les responsabilités de l'autorité de sécurité nucléaire sont
exercées par le SDSIE avec l'appui technique de l'IRSN qui met à sa
disposition des personnels pour effectuer des inspections de sécurité dans
les installations nucléaires, à distinguer des inspections de sûreté menées
par l’ASN.
Programmées
ou
inopinées,
les
inspections
concernent
la
protection physique, le suivi physique et le suivi en comptabilité. Elles
peuvent s'accompagner de mesures et de tests. Parmi les inspections
conduites chaque année (100 sur les installations et 50 sur les transports)
le DSN en conduit environ 35 (30 sur les installations et 5 sur les
transports). Compte tenu des objectifs énoncés, le nombre d'inspections
paraît faible sachant que l'on compte 259 installations autorisées, dont
58 réacteurs de production d'électricité répartis sur 19 sites,
auxquelles il
faut ajouter environ 300 entreprises soumises à déclaration.
26
Le MEDDTL : ministère de l’écologie, du développement durable, des transports et
du logement
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Les préfets de département
Les préfets de département sont responsables de la conduite locale
de toutes les crises se produisant dans leur département et en particulier
de celles, d’origine accidentelle ou résultant d’un acte de malveillance,
pouvant affecter une installation nucléaire. Ce rôle essentiel du préfet de
département en cas de crise a conduit à lui confier l’approbation du plan
particulier de protection (PPP), préparé par l’exploitant, et la réalisation
du plan de protection externe (PPE), prévu par la réglementation relative
aux activités d’importance vitale.
En résumé, donc, les services administratifs concernés par la
sécurité nucléaire sont de taille limitée et ne représentent pas des éléments
de coûts significatifs. Progressivement, ils se structurent sous la forme de
services dédiés à la sécurité et à la sûreté nucléaires au sein du SDSIE et
de la DGPR, ce qui permet de mieux organiser une interface
indispensable avec les autorités de contrôle.
b)
La gendarmerie nationale
Le rôle de la gendarmerie en matière de sécurité nucléaire
s’applique à la fois à la protection des installations nucléaires et au
transport des matières nucléaires civiles.
La protection des centres de production électronucléaire
Afin d’assurer la protection des centres nucléaires de production
électrique (CNPE), la gendarmerie nationale a créé, à la demande des
exploitants, depuis 1980, des pelotons de surveillance et d’intervention
nucléaires, devenus depuis 2009 des pelotons spécialisés de protection de
la gendarmerie (PSPG). Ces unités sont appuyées par les unités locales de
la gendarmerie départementale et, dans le cas d’une réponse plus globale,
par des unités d’intervention régionales ou nationales (pelotons
interrégionaux d’intervention de la gendarmerie, GIGN et la cellule
nationale NRBC).
Une circulaire du 29 avril 2009 a défini l'organisation et l'emploi
des pelotons spécialisés de protection de la gendarmerie (PSPG) placés
auprès des installations d'importance vitale. Ces unités ont pour mission
de surveiller de manière continue les centres et leurs abords, y compris
dans les zones situées près des stations de pompage. Les PSPG doivent
être en mesure d’intervenir en permanence et dans un délai très court sur
chaque site et des renforts peuvent être déployés en complément.
Les relations entre EDF et la gendarmerie nationale sont
organisées par une convention qui précise les modalités de financement et
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COUR DES COMPTES
de remboursement des « pelotons nucléaires ». L’objectif est un
remboursement total des coûts des 742 militaires mis à disposition, c'est-
à-dire de leurs rémunération (y compris les pensions) et charges sociales,
des dépenses de fonctionnement (loyers, carburants, changements de
résidence, transports et déplacements, énergie et fluides), des dépenses
d’équipements individuels et d’amortissement des matériels ainsi que
d’une provision annuelle couvrant les dépenses de munitions nécessaires
à l’entrainement du personnel.
Afin d’évaluer le coût du dispositif en l’absence de données
comptables précises, la Cour a réalisé une modélisation pour l’année 2010
à partir des dépenses réelles de deux PSPG. Après une extrapolation,
conduite contradictoirement avec la DGGN, à l’ensemble des PSPG, la
Cour a constaté que la facturation faite par la DGGN à EDF est
globalement proche des dépenses réelles tant pour les dépenses de
personnel que celles de fonctionnement. Un avenant d’avril 2011 règle la
question en prévoyant expressément un remboursement des dépenses
réelles en personnel.
Les escortes de transports de matières nucléaires civils
L’opérateur choisi par AREVA, TN International, a choisi de
confier la mission d’escorte à la gendarmerie nationale pour les transports
de matières nucléaires non irradiées (environ 170 escortes par an), qui
concernent majoritairement les échanges entre l’usine de retraitement de
déchets de la Hague et de Marcoule-Melox et, dans une moindre mesure,
les échanges entres les centres de Neuville, Cadarache, Aubagne,
St Aybert et Romans.
La convention signée le 18 mars 2008 entre la DGGN et
TN International prévoit que les escortes sont affectées à plein temps à la
protection des convois du lieu de chargement jusqu’au lieu de livraison.
Elle précise que la composition des escortes est arrêtée en fonction des
menaces, de la nature des matières transportées, de l’itinéraire emprunté.
Les règles de financement et de remboursement des escortes sont prévues
par
cette
convention
qui
précise
que
l’entreprise
rembourse
forfaitairement les indemnités de missions du personnel, les carburants
consommés et la quote-part des dépenses d’entretien du personnel et des
matériels.
Le contrôle a montré que les sommes remboursées par TNI sont
très inférieures aux dépenses réelles de la DGGN qui envisage donc
d’actualiser la convention de 2008 afin que les coûts à la charge du
bénéficiaire prennent mieux en compte l’intégralité des rémunérations
ainsi que les dépenses réelles de fonctionnement et d’amortissement des
matériels au réel.
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Au total, s’agissant des escortes de transport de matières
nucléaires, les 450 K€ payés en 2010 par TNI-AREVA à la DGGN
représentent environ 10 % des dépenses réelles de la gendarmerie,
laissant
environ 4 M€
à la charge de la gendarmerie.
c)
La sécurité civile
Dans le domaine de la sécurité nucléaire, l’État a mis en place un
arsenal complet qui vise à protéger les populations. Que cela soit dans le
cadre de la lutte contre le terrorisme (circulaire 800 du 23 avril 2003 du
SGDSN) ou pour organiser les opérations de secours en cas d’accident, le
dispositif ORSEC (Organisation de la réponse de sécurité civile) constitue
le cadre de déclinaison territoriale du plan gouvernemental d’intervention.
La planification
Le plan d’urgence interne (PUI) de l’exploitant constitue le
premier rempart en cas d’accident, mais lorsque celui-ci ne maîtrise plus
la situation, il appartient au préfet d’activer, dans le cadre du dispositif
ORSEC, le plan particulier d’intervention nucléaire (ORSEC PPI
nucléaire) ou les dispositions spécifiques aux accidents de transports de
matières radioactives (ORSEC TMR). Enfin, les maires, également
acteurs de la sécurité civile, ont l’obligation d’élaborer des plans
communaux de sauvegarde, dès lors que leur commune est incluse, même
partiellement, dans une zone PPI.
Le temps et les moyens humains mobilisés pour l’élaboration de
tous les plans de prévention des risques et d’urgence sont inconnus,
l’évaluation du coût de la planification n’est donc pas possible
actuellement.
Les comprimés d’iode
Depuis 1997, le Gouvernement a décidé que les populations situées
dans un périmètre de 10 km autour des installations nucléaires de base
(INB) devaient disposer de comprimés d’iode stable. L’exploitant est
responsable de la distribution préventive d’iode dans la zone PPI. Le
ministère de la santé finance pour sa part la distribution hors zone PPI.
Ont été mis en fabrication 110 millions de comprimés d’iode dont
l’autorisation d’utilisation, délivrée par l’AFSSAPS, est de 4 ans, mais
que cette dernière peut prolonger. L’établissement de préparation et de
réponse aux urgences sanitaires (EPRUS) est chargé d’acquérir ces
comprimés, stockés chez des grossistes, pour le compte de l’État et de
collecter les comprimés périmés.
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COUR DES COMPTES
Le coût d’acquisition programmé sur les années 2010, 2011 et
2012 est évalué à 4,95 M€.
La gestion de crise
En cas d’accident, après l’alerte, six actions en direction des
populations sont mises en oeuvre par le préfet : le bouclage du périmètre,
la mise à l’abri, l’information, l’évacuation, la prise de comprimés d’iode
et les restrictions alimentaires. La gestion d’une crise nucléaire rassemble
autour du préfet de département des acteurs opérationnels nombreux
(gendarmerie, police, conseil général, ASN, IRSN, les services
départementaux d’incendie et de secours
-
SDIS, ARS, SAMU/SMUR,
Météo-France notamment).
En matière de pilotage de la gestion des crises, l’Etat a confié un
rôle majeur à la direction de la sécurité civile (DSC), devenue direction
générale de la sécurité civile et de la gestion des crises (DGSCGC) depuis
le 7 septembre 2011.
Au niveau central, cette direction s’appuie sur le centre
opérationnel de gestion interministérielle des crises (COGIC) ainsi que
sur une « mission nationale d’appui à la gestion du risque nucléaire
(MARN) qui a fait l’objet d’une convention avec EDF en 2003. Elle est
actuellement réduite à deux personnes.
Si des moyens dédiés sont bien identifiés, ils sont le plus souvent
mutualisés pour faire face à l’ensemble des risques dits « NRBC »
(nucléaires, radiologiques, bactériologiques et chimiques). Mais, c’est
bien le risque nucléaire qui justifie la spécificité des équipements et des
matériels acquis. L’État finance des unités mobiles de décontamination
(UMD), qui peuvent être utilisées en cas d’accident nucléaire, au profit
des SDIS et des unités d’instruction et d’intervention de la sécurité civile
(UIISC), en vue de tripler les capacités de décontamination. Le
programme triennal d’équipement prévoit le financement de 70 UMD
(soit au total 13,4 M€), mais les crédits budgétaires prévus (11,2 M€) ne
permettent d’en financer que 80 %.
Face aux risques NRBC, les formations militaires de la sécurité
civile (ForMiSC) et le service du déminage constituent les seules équipes
de terrain de la DGSCGC. Le service du déminage n’intervient que dans
le cadre de la lutte anti-terroriste
et dispose
de matériels spécialisés dont
la valeur s’élève à 10,3 M€.
Quant aux moyens aériens de la DGSCGC, ils ne sont pas adaptés
au risque nucléaire. En cas d’accident nucléaire, l’évacuation par voie
aérienne des personnes contaminées ne pourrait être effectuée que par une
flotte militaire.
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69
L’enquête menée auprès de la DGSCGC montre qu’il est difficile
d’évaluer le coût complet de la filière nucléaire pour la sécurité civile.
Lorsque les éléments de coût existent, ils sont dispersés, non consolidés,
le plus souvent non ciblés spécifiquement sur le risque nucléaire et
parfois ils s’inscrivent dans la pluri-annualité, alors que d’autres coûts
sont ponctuels. Néanmoins, les différents éléments de coûts repérés
permettent a minima de l’évaluer grossièrement à 50 M€ sur la période
2009-2012, soit un
montant moyen annuel de 12,5 à 13 millions
à la
fois en dépenses d’équipement et de fonctionnement. Ce montant intègre
les coûts de formation et le coût des comprimés d’iode.
Cette estimation devra probablement être révisée à la hausse à la
lumière des résultats des enquêtes lancées en matière de sécurité civile à
la suite de la crise de Fukushima et en particulier de celle demandée par
le ministre de l’intérieur à l’inspection générale de l’administration, dont
le rapport est attendu avant la fin de l’année 2011.
d)
Les moyens dédiés à la sécurité par les exploitants
Pour assurer la sécurité de leurs sites, y compris la lutte contre
l’incendie et le secours aux personnes, les exploitants ont recours à quatre
options. La première consiste à s’appuyer en interne sur des agents non
armés chargés d’assurer le gardiennage et le filtrage (EDF). La deuxième
vise à développer un service spécialisé sur le modèle d’une sécurité
privée armée (les formations locales de sécurité chez AREVA et CEA).
La troisième consiste à faire appel à des sous-traitants spécialisés dans la
sécurité (ANDRA). La quatrième repose sur la participation de forces
publiques, gendarmerie nationale et SDIS (EDF et AREVA). Pour
répondre aux obligations de sécurité de leurs installations, les exploitants
ont donc bâti leur dispositif, soit sur des forces privées, soit des forces
publiques.
La Cour a cherché à identifier les dépenses spécifiquement liées à
ces activités par les exploitants afin d’avoir des ordres de grandeur de ces
coûts. Cela donne un total d’environ
240 M€,
dont 50 M€ environ sont
des remboursements à la gendarmerie nationale faits par EDF, que l’on
peut rapprocher des 17 M€ (4 M€ pour la gendarmerie et 13 M€ pour la
sécurité civile) financés sur crédits publics identifiés précédemment. Ces
coûts vont probablement augmenter dans le cadre des mesures annoncées
en début d’année 2012 pour lutter contre les intrusions dans les sites
nucléaires.
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COUR DES COMPTES
Estimation des coûts de sécurité financés par les exploitants
En 2010
En M€
EDF
150
AREVA
50
CEA
35
ANDRA
5
Total
240
Source : Cour des comptes
2 -
Les dépenses publiques de sûreté et de transparence
Les dépenses financées sur crédits publics en matière de sûreté et
de transparence
27
relèvent très majoritairement des missions d’expertise et
de contrôle assurées par deux organismes (l’ASN et l’IRSN), mais
d’autres structures de tailles et de statuts différents participent à ces
missions.
a)
La direction générale de la prévention des risques (DGPR)
Au niveau ministériel, c’est au sein de la direction générale de la
prévention des risques (DGPR) du ministère de l’écologie, du
développement durable, des transports et du logement (MEDDTL) que la
« mission de la sûreté nucléaire et de la radioprotection » (MSNR)
participe aux missions de l’Etat en matière de sûreté nucléaire et de
radioprotection.
A ce titre, elle est l’interlocuteur de l’ASN. Elle prépare, en liaison
avec
les
administrations
concernées,
tous
les
textes
législatifs,
réglementaires ou autres relevant de la compétence des ministres chargés
de la sûreté nucléaire et de la radioprotection. Elle participe également à
l'élaboration de l'organisation nationale de crise en matière nucléaire et
aux actions d'information et de communication sur les sujets se rapportant
à la sûreté nucléaire et à la radioprotection..
27
L’article 1 de la loi du 13 juin 2006 relative à la transparence et la sécurité en
matière nucléaire précise :
« La transparence en matière nucléaire est l’ensemble des
dispositions prises pour garantir le droit du public à une information fiable et
accessible en matière de sécurité nucléaire ».
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Elle a aussi des responsabilités propres : la coordination et la mise
en oeuvre de la politique de contrôle des anciennes mines d’uranium (elle
s’appuie sur l’ASN et l’IRSN pour l’expertise) et des sites pollués
radioactifs orphelins (dépollués par l’ANDRA) ; le secrétariat du Haut
comité à la transparence et à l’information sur la sécurité nucléaire
(HCTISN).
En outre, la DGPR exerce la tutelle de l'Institut de radioprotection
et sûreté nucléaire (IRSN).
Les moyens de la DGPR consacrés à ce domaine sont modestes et
représentent au total de l’ordre de 9 ETP (équivalents temps plein) :
7,5 pour la MSNR (6 ETP pourvus au 1er décembre 2011, 7 au
1er janvier 2012), environ 1,5 ETP en comptabilisant les effectifs de la
cellule « tutelle des établissements publics » et de la direction générale
consacrés aux sujets nucléaires.
b)
L’ASN
L’organisation et les missions
L’ASN est une autorité administrative indépendante, créée par la
loi sur la transparence et la sécurité nucléaire de 2006. Elle
« participe au
contrôle de la sûreté nucléaire et de la radioprotection et à l’information
du public ».
Elle est constituée d’un collège de cinq commissaires nommés par
décret, pour une durée de six ans, par le Président de la République (pour
le président et deux membres), et par les présidents de l’Assemblée
Nationale et du Sénat pour les deux autres membres.
La direction de l’ASN est composée d’une direction générale, de
huit directions centrales et onze divisions territoriales, localisées, près des
activités et installations nucléaires, dans onze DREAL (Directions
régionales de l’environnement, l’aménagement et du logement) dont les
directeurs sont « à temps partiel » délégué territorial de l’ASN.
Elle
prend
des
décisions
soumises
à
l’homologation
du
gouvernement pour préciser les décrets et arrêtés en matière de sûreté
nucléaire et de radioprotection ainsi que les décisions individuelles
concernant les activités nucléaires (par exemple les prescriptions
encadrant la conception, la construction, le fonctionnement ou le
démantèlement d’une installation nucléaire, les autorisations d’utilisation
d’emballages de transport de matières radioactives, les autorisation
sd’utilisation de sources radioactives).
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COUR DES COMPTES
Elle assure le contrôle du respect des règles générales et des
prescriptions particulières relatives à la sûreté nucléaire et organise une
veille permanente en matière de radioprotection sur le territoire national.
A cette fin, elle dispose d’inspecteurs de la sûreté nucléaire et
d’inspecteurs de la radioprotection et délivre des agréments aux
organismes qui participent au contrôle et à la veille en matière de sûreté
nucléaire et de radioprotection.
Elle assiste le Gouvernement dans les situations d’urgence
radiologique, apporte son concours aux autorités compétentes et informe
le public de l’état de sûreté de l’installation à l’origine de la situation
d’urgence, et des éventuels rejets dans l’environnement et de leurs risques
pour la santé des personnes et pour l’environnement. Pendant ces
périodes, elle contrôle les dispositions prises par les exploitants et peut, à
tout moment, leur prescrire des évaluations ou des actions rendues
nécessaires.
Elle bénéficie sur le plan technique de l’expertise de l’Institut de
radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) et de groupes permanents
d’experts.
Dans le cadre de sa mission de contrôle, l’ASN assure l’inspection
des installations nucléaires de base (INB). Le nombre total d’inspecteurs
est stable depuis trois ans (248 en 2010). En 2010, 737 inspections
d’installations nucléaires de base ont été réalisées, ce qui ne représente
qu’un peu plus du tiers des inspections totales réalisées par l’ASN
(1 964). Les inspections des INB ont touché en premier lieu l’activité
« production d’électricité » et le thème « sûreté nucléaire » ; 25 % sont
des contrôles inopinés.
On peut noter que l’ASN est chargée de la sûreté, c'est-à-dire de la
prévention des accidents, mais que c’est le haut fonctionnaire de défense
et de sécurité (HFDS) auprès du ministre de l’écologie, du développement
durable, des transports et du logement qui est chargé de la lutte contre la
malveillance et de la protection physique (contre les pertes, vols et
détournements de matières nucléaires), à la différence de ce qui se
pratique à l’étranger où la plupart des autorités de sûreté nucléaire sont
également compétentes en matière de sécurité.
Les moyens
Les effectifs de l’ASN sont passés de 432 agents en 2008 à 451 au
31 décembre 2010 ; en 2010, ils comprennent 85 mises à disposition
(donc remboursées par l’ASN), venant essentiellement de l’IRSN et du
CEA.
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73
La totalité des moyens de l’ASN provient de l’Etat. En 2010, ils
étaient répartis entre quatre programmes dans trois missions ministérielles
différentes :
« Ecologie, développement et aménagement durables », pour les
programmes 181 (prévention des risques), dont le responsable est le
DGPR et 217 (conduite et pilotage des politiques de l’écologie, de
l’énergie, du développement durable et de la mer), dont le
responsable est le SG-HFDS du ministère chargé de l’écologie
(MEDDTL) ;
« Gestion des finances publiques et des ressources humaines », pour
le programme 218 (conduite et pilotage des politiques économique et
financière), dont le responsable est le secrétaire général des
ministères financiers ;
« Recherche et enseignement supérieur » pour le programme 190
(recherche dans les domaines de l’énergie, du développement et de
l’aménagement durables), dont le responsable est la directrice de la
recherche et de l’innovation du ministère chargé de l’écologie
(MEDDTL).
Cette organisation budgétaire complexe mériterait d’être revue et
simplifiée comme de nombreux rapports l’ont déjà souligné.
Budget de l’ASN
En M€ courants
LFI 2010
LFI 2011
Exécution 2011
PLF 2012
Programme 217
9,35
9,77
9,77
10,08
Programme 218
6,36
6,36
6,36
6,36
Programme 181
52,18
51,90
49,5
58,10
Programme 190
78,13
46,4 + 30*
46,4 + 30*
46,4 + 37,6*
Total
146,02
144,43
142,03
158,54
Source : DGPR
* contribution additionnelle à la taxe sur les INB payée par les exploitants
L’ASN bénéficie en outre de prestations de service de la part des
ministères économiques et financiers, des services du Premier ministre
ainsi que du réseau des DREAL qui hébergent ses onze divisions
territoriales. Ces prestations sont inscrites dans les programmes 217 et
218.
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COUR DES COMPTES
Ainsi en LFI 2010, l’ASN a bénéficié d’un
budget total de
146 M€
, y compris le budget du programme 190, pour les activités
d’appui de l’IRSN à l’ASN, qui représentent la moitié de son budget
(78 M€).
Suite à l’accident de Fukushima, l’ASN a demandé une
réévaluation de ses moyens pour la période 2011-2013, pour pouvoir
conduire les audits qui lui ont été demandés à cette occasion et qui
nécessitent des « évaluations complémentaires de sûreté » (ECS) pour les
150 INB françaises (demande du Premier ministre) couplées aux « stress-
tests » demandés par la commission européenne, une campagne
d’inspections ciblées sur l’ensemble des 150 installations et un travail sur
l’harmonisation des normes de sûreté internationales. L’ASN évaluait ses
besoins complémentaires en personnel à 40 personnes pour un coût
complémentaire évalué à 1,6 M€ pour 2011 et 3,2 M€ en année pleine.
Lors d’une réunion interministérielle qui s’est tenue le 23 juin
2011, la création de 44 postes, se décomposant en 22 emplois d’experts
pour l’IRSN et 22 emplois pour l’ASN sous forme de mise à disposition
de l’IRSN, a été décidée, ce qui explique le renforcement de 4 M€ du
budget de l’ASN, sur le programme 181, décidé pour l’année 2012 suite à
l’accident de Fukushima, et qui permettra en particulier à l’ASN de
rembourser à l’IRSN ces mises à disposition, qui sont par ailleurs définies
dans les conventions entre les deux organismes ; d’après la DGPR, à
moyen terme, et peut être dès le triennal 2013-2015, il sera envisagé de
diminuer le nombre de ces mises à disposition au profit d’embauches
directes par l’ASN, en augmentant son plafond d’emplois et en diminuant
d’autant celui de l’IRSN.
c)
L’IRSN
L’organisation et les missions
L’IRSN a été créé par l’article 5 de la loi n° 2001-398 du
9 mai 1981 et son fonctionnement a été précisé dans le décret n° 2002-
254 du 22 février 2002. Il est placé sous la tutelle conjointe des ministres
chargés de la défense, de l’environnement, de l’industrie, de la recherche
et de la santé.
Les missions de l’institut sont, à l'exclusion de toute responsabilité
d'exploitant nucléaire : la sûreté nucléaire ; la sûreté des transports de
matières radioactives et fissiles ; la protection de l'homme et de
l'environnement contre les rayonnements ionisants ; la protection et le
contrôle des matières nucléaires et la protection des installations
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75
nucléaires et des transports de matières radioactives et fissiles contre les
actes de malveillance.
Sa mission première consiste à mettre à la disposition des pouvoirs
publics, mais aussi de tout autre demandeur public ou privé, français ou
étrangers, une capacité d’expertise de référence tant en matière de sûreté
et de sécurité nucléaires, que de protection contre les rayonnements
ionisants. En particulier, elle apporte son appui technique à l’ASN.
La mission de recherche publique confiée à l’IRSN poursuit deux
objectifs : lui permettre de disposer d’une capacité d’expertise et faire
progresser la sûreté par les questionnements et résultats de cette
recherche. L’IRSN spécialise son questionnement de recherche vers
l’élaboration de méthodes permettant de comprendre les incertitudes
associées aux risques étudiés, d’apprécier les marges de sûreté
disponibles par des voies indépendantes de celles proposées par les
exploitants, et d’évaluer les situations créées par des accidents allant au
delà des « scénarios de dimensionnement » retenus par les exploitants et
acceptés par les autorités publiques. Une grande partie de cette recherche
expérimentale est menée en collaboration avec des partenaires extérieurs,
français et étrangers.
Les moyens
L’IRSN dispose en 2010 d’un effectif total de 1 768 agents (y
compris 62 mises à disposition dont 44 au profit de l’ASN), répartis sur
onze sites.
Les activités d’expertise en soutien aux pouvoirs publics sont
financées par les subventions versées à l’IRSN dans le cadre du
programme 190 ; ainsi, en 2010, les crédits dédiés à l’appui technique à
l’ASN s’élevaient à 78 M€
28
. Conformément aux dispositions de la loi
TSN de 2006, l’ASN est consultée sur le niveau de financement approprié
pour ces actions. Une convention entre l’IRSN et l’ASN, également
prescrite par cette loi, précise les modalités selon lesquelles l’ASN oriente
l’utilisation de ces moyens, en fonction de ses besoins opérationnels.
Chaque année, un « protocole » ASN/IRSN donne un cadre précis et
hiérarchisé aux interventions attendues en termes d’appui technique.
28
A partir de 2011, une partie de cette subvention est remplacée par une contribution
due par les exploitants d’INB, à compter de l’autorisation de l’installation jusqu’à sa
radiation de la liste des INB. Cette contribution s’élève à 30 M€ en 2011, la
subvention du programme 190 passant à 45,3 M€, et à 48,4 M€ en 2012.
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L’action n° 11-02 « Recherche dans le domaine des risques » du
programme 190 « Recherche dans les domaines de l’énergie, du
développement et de l’aménagement durables » de la mission « recherche
et enseignement supérieur », est pilotée par la DGPR. Elle a pour but de
développer la connaissance des risques industriels tels que les
rayonnements ionisants ou les substances toxiques, par les travaux de
recherche de l’IRSN notamment. Les résultats obtenus permettent
d’optimiser les systèmes de prévention des risques, et de renforcer la
qualité des activités d’expertise, en appui aux pouvoirs publics.
Le financement de l’IRSN en 2010
En M€
2010*
%
2011*
%
2012**
%
Subvention programme
190
dont appui à l’ASN
243,8
78,1
73 %
212,2
46,4
67 %
205,0
46,4
66 %
Contribution
additionnelle/taxe INB
dont appui à l’ASN
0
33,4
30,0
11 %
48,4
37,6
16 %
Subvention programme
212
3,4
1 %
3,3
1 %
3,3
1 %
Autres financements
d'origine française
d’origine étrangère
79,5
6,6
24 %
65
21 %
53
17 %
Total
dont appui à l’ASN
333,3
78,1
100 %
313,9
76,4
100 %
309,7
84
100 %
Source : IRSN et DGPR
* Réalisations
** Prévisions du budget 2012 de l’IRSN
Les montants des crédits publics rattachables à la production
d’électricité nucléaire ne relèvent que du programme 190 (243,8 M€ en
2010), le programme 212 étant destiné aux activités de défense. Pour
éviter les doubles comptes, il faut en soustraire les crédits de l’IRSN
consacrés à la recherche et déjà pris en compte à ce titre dans la partie II-
A précédente, soit 115 M€. Il reste donc
129 M€,
dont 78 M€ sont
destinés aux travaux avec l’ASN.
d) L’OPECST et le contrôle parlementaire
Le domaine nucléaire, comme toutes les activités publiques, fait
l’objet d’un contrôle du Parlement qui l’exerce par ses commissions
permanentes à l'occasion d'auditions des dirigeants des entreprises ou des
organismes du secteur, ou dans le cadre de l'examen des avis
budgétaires ; par ailleurs, les lois qui régissent le secteur de l'énergie
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nucléaire font l'objet, comme les autres, d'un travail préalable en
commission.
Dans ce cadre, un organe spécifique du Parlement, l’Office
parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques
(OPECST), créé par la loi du 8 juillet 1983, a pour mission d’informer le
Parlement des conséquences des choix à caractère scientifique et
technologique afin, notamment, d’éclairer ses décisions. Dans ce but, il
recueille des informations, met en oeuvre des programmes d’études et
procède à des évaluations. Il est composé de dix huit députés et de dix
huit sénateurs et est assisté d'un conseil scientifique constitué de vingt-
quatre personnalités de haut niveau, choisies en raison de leur
compétence.
Ses sujets d’étude s’étendent à l’ensemble des domaines
scientifiques et technologiques et portent essentiellement sur l'énergie,
l'environnement, les nouvelles technologies et les sciences de la vie. A la
suite des saisines des autorités du Parlement et en vertu de l’application
de dispositions législatives fixant les modalités particulières du contrôle
parlementaire sur la filière nucléaire
29
, il suit très régulièrement le
domaine du nucléaire et produit une dizaine de rapports par an, dont au
moins un est consacré au domaine nucléaire. Il est en particulier intervenu
très régulièrement sur les problématiques de gestion des déchets et de
contrôle de la sûreté et de la sécurité. En outre, la loi lui confie
l’évaluation du plan national de gestion des matières et des déchets
radioactifs (PNGMDR), mis à jour tous les 3 ans par le gouvernement.
A la suite de l’accident de la centrale nucléaire de Fukushima le
11 mars 2011, le rapport d’étape de la mission parlementaire sur la
sécurité nucléaire, réalisé en juin 2011, sur la place de la filière et son
avenir, formule une série de recommandations, notamment concernant le
recours aux cascades de sous-traitance. Le rapport définitif, déposé le
15 décembre
2011,
analyse
trois
scénarios
d’évolution
du
mix
énergétique.
Il n’est pas possible, au sein des dépenses de l’Office (environ
500 K€ annuel) d’isoler celles qui concernent le thème nucléaire.
29
Par exemple la procédure de présentation au Parlement des rapports annuels de
l’ASN.
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COUR DES COMPTES
d)
LE HCTISN
Le Haut comité à la transparence et à l’information sur la sécurité
nucléaire (HCTISN) a été créé par la loi TSN du 13 juin 2006. Il a été
installé le 18 juin 2008. Il s’agit d’une
« instance d’information, de
concertation et de débat sur les risques liés aux activités nucléaires et
l’impact de ces activités sur la santé des personnes, sur l’environnement
et sur la sécurité nucléaire ».
Afin de mener à bien cette fonction, le Haut comité émet des avis,
qu’il rend publics. Il a la liberté de se saisir de toute question relative à
l’accessibilité de l’information en matière de sécurité nucléaire et de
proposer toute mesure de nature à garantir ou à améliorer la transparence
en matière nucléaire ; il peut faire réaliser des expertises nécessaires à
l’accomplissement de ses missions et organiser des débats contradictoires.
Le Haut comité est composé d’une quarantaine de membres au
31 décembre 2010, répartis en sept collèges : des parlementaires, des
représentants des commissions locales d’information, des représentants
d’associations de protection de l’environnement et de la santé publique,
des représentants des personnes responsables d’activités nucléaires, des
représentants d’organisations syndicales de salariés représentatives, des
personnalités qualifiées, des représentants des services de l’Etat, de
l’ASN, de l’IRSN.
Le Haut comité est hébergé dans les locaux de la DGPR et le
secrétariat est assuré par un agent de la MSNR. Les crédits nécessaires à
l’accomplissement de ses missions sont inscrits au budget de l’Etat
(programme 181 « Prévention des risques ») et s’élèvent à 150 000 € en
loi de finances initiale 2011. Ce budget couvre essentiellement les frais de
déplacements des participants aux réunions.
e)
L’ANCCLI et les CLI
Les commissions locales d’information (CLI) ont longtemps
fonctionné sans base légale. Toutefois, dès 1981, le Gouvernement, par
circulaire, a facilité la mise en place auprès de chaque grand équipement
énergétique d’une commission d’information. Le 5 septembre 2000,
l’Association
Nationale
des
Commissions
Locales
d’Information
(ANCLI) a été créée afin de fédérer les 30 CLI existantes.
La loi TSN du 13 juin 2006, a donné un statut législatif à ces
commissions, en son article 22
« I.-Auprès de tout site comprenant une ou
plusieurs installations nucléaires de base telles que définies à l’article 28
est instituée une commission locale d’information chargée d’une mission
générale de suivi, d’information et de concertation en matière de sûreté
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nucléaire, de radioprotection et d’impact des activités nucléaires sur les
personnes et l’environnement pour ce qui concerne les installations du
site. La commission locale d’information assure une large diffusion des
résultats de ses travaux sous une forme accessible au plus grand
nombre ».
En 2009, l’ANCLI devient l’ANCCLI et regroupe désormais les
comités (créés auprès des laboratoires souterrains) et les commissions
locales d’information. Elle dispose d’une assemblée générale, d’un
conseil d’administration, d’un comité scientifique, d’un comité consultatif
et de groupes permanents. Elle travaille en étroite collaboration avec
l’IRSN. Ses ressources sont constituées des cotisations des CLI
adhérentes et des subventions qui lui sont accordées par l’Union
Européenne, l’Etat (sous la forme d’une subvention de l’ASN de 300 k€)
et les collectivités territoriales.
Parallèlement aux ressources de l’ANCCLI, jusqu’à maintenant,
les CLI sont financées par les collectivités territoriales et par l’ASN
(377 k€ en 2010). Leur budget en 2009 s’élevait à 600 K€
30
, ce qui est
modeste compte tenu de leur mission d’intérêt général d’information du
public. Par ailleurs, l’article 22 de la loi TSN prévoit la possibilité pour
les CLI de recevoir une partie du produit de la taxe sur les installations
nucléaires de base, instituée par l’article 43 de la loi de finances pour
2000 (n° 99-1172 du 30 décembre 1999), mais cette possibilité n’est pas
mise en oeuvre actuellement.
3 -
Total des dépenses publiques de sécurité, sûreté et
transparence
Compte tenu des analyses précédentes, le montant des dépenses de
sécurité, sûreté et transparence relatives à la production d’électricité
nucléaire et financées sur crédits publics est estimé à
230 M€ en 2010
.
Comme indiqué précédemment, une partie de ce total résulte
d’estimations parfois peu précises par manque d’éléments chiffrés
disponibles. Seuls sont comptabilisés les montants significatifs qui
concernent la gendarmerie nationale, la sécurité civile, l’ASN et l’IRSN,
étant précisé que le budget de l’ASN supporte les subventions destinées à
l’ANCCLI et aux CLI et que les crédits d’expertise de l’IRSN mis à
disposition de l’ASN sont comptabilisés dans le budget de l’IRSN. En ce
30
Sans compter les coûts correspondant à la mise à disposition de chargés de mission
à temps partiel par les collectivités (en général les conseils généraux) pour les CLI qui
n’ont pas de personnalité juridique.
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COUR DES COMPTES
qui concerne ce dernier, on ne prend pas en compte les subventions de
recherche qui sont comptabilisées dans la partie II-A consacrée aux
activités de R&D.
Ces éléments sont complétés par le montant de la contribution de
la France au budget de l’AIEA dans le cadre du programme 105 de la
LOLF « Action de la France en Europe et dans le monde », qui s’élève à
16 M€ en 2010.
Sécurité, sûreté, transparence : crédits publics 2010*
En 2010
En M€
Gendarmerie nationale :
surcoûts non remboursés par les exploitants
4
Sécurité civile :
estimation du coût annuel yc. comprimés d’iode -
13
ASN (LFI 2010 hors IRSN)
68
IRSN (LFI 2010, hors recherche)
129
Contribution AIEA (PLF 2010)
16
Total
230
Source : Cour des comptes
* seuls sont comptabilisés les crédits publics de l’Etat ; les dépenses des
collectivités territoriales, notamment au profit des CLI, ne sont pas
comptabilisées.
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LES DEPENSES COURANTES
81
__________
CONCLUSION – DEPENSES COURANTES
________
Les dépenses courantes annuelles liées
à la production
électronucléaire peuvent être classées en deux grandes catégories :
les dépenses directement liées à la production et que l’on trouve
dans les comptes de l’exploitant EDF s’élèvent à
8 954 M€ en
2010
pour une production de 407,9 TWh. Entre 2008 et 2010,
elles ont augmenté de 11 %. Ramenées à la production, elles
représentent
22 €/MWh
en 2010 (+ 14 % entre 2008 et 2010). Le
poste le plus important est celui des dépenses de personnel
(30 %), suivi par les combustibles (23,8 %) et les consommations
externes (comprenant les charges de maintenance) avec 23,3 %
des charges d’exploitation ;
les dépenses financées par des crédits publics et qui n’existeraient
pas sans production électronucléaire ; ces dépenses de recherche
(414 M€) mais aussi liées à la sécurité et à la sûreté (230 M€)
s’élevaient au total à
environ
644 M€ en 2010
; on peut les
rapprocher du montant de la taxe sur les INB versée au budget de
l’Etat par les exploitants qui représentait 580 M€ en 2010
31
. On
peut considérer que cette taxe, spécifique au secteur nucléaire, est
destinée à couvrir les dépenses publiques qui lui sont attachées
32
.
On constate que les ordres de grandeur sont voisins
33
.
31
Hors taxes additionnelles reversées aux bénéficiaires désignés par la loi, notamment
l’ANDRA, qui n’est pas comptabilisée dans les dépenses de recherche publique.
32
Cette taxe, créée en 2000, remplace une redevance qui finançait les dépenses de
sûreté de l’ASN et de l’IRSN, mais pas les dépenses de recherche. L’annexe 9 montre
sa forte augmentation depuis 2000 (multiplication par 4,5 en € courants entre 2000 et
2010).
33
Les exploitants nucléaires sont soumis, en outre, à la fiscalité de droit commun dont
on considère qu’elle est destinée au financement des dépenses publiques « de droit
commun », comme pour toutes les autres entreprises. Par ailleurs, le montant du
dividende d’EDF étant le résultat de l’intégralité de son activité et étant très
directement fonction des tarifs fixés par l’Etat, il n’est pas pris en compte dans le
raisonnement mais il ne doit pas être oublié.
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Chapitre III
Les dépenses futures
La production d’électricité nucléaire a pour particularité qu’une
partie de ses coûts est reportée après la période de production elle-même ;
en outre, le calendrier et l’ampleur de ces dépenses futures sont encore
souvent mal connus et leur chiffrage repose sur de nombreuses
hypothèses. Aussi, ce chapitre vise-t-il essentiellement à identifier et à
chiffrer ces dépenses futures qui seront des conséquences de la
production actuelle d’électricité nucléaire.
L’arrêté du 21
mars 2007 relatif à la sécurisation du financement
des charges nucléaires distingue plusieurs catégories de charges futures :
-
le démantèlement des installations à la fin de leur exploitation ;
-
la gestion des combustibles usés ;
-
la reprise et le conditionnement de déchets anciens, la gestion à long
terme de colis de déchets radioactifs, la surveillance après fermeture
des stockages, les trois dernières catégories pouvant être regroupées
autour du thème de la gestion des déchets.
L’évaluation des charges brutes de ces trois types de dépenses est
un exercice complexe, reposant sur de très nombreuses hypothèses,
sachant que, pour une partie significative des actions à mener, il n’y a pas
ou peu de références passées, ni d’expériences étrangères parfaitement
comparables.
L’article 20 de la loi de programme n° 2006-739 du 28 juin 2006
relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs oblige les
exploitants nucléaires à évaluer de «
manière prudente, les charges de
démantèlement de leurs installations ou, pour leurs installations de
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COUR DES COMPTES
stockage de déchets radioactifs, leurs charges d’arrêt définitif,
d’entretien et de surveillance. Ils évaluent de la même manière, en
prenant notamment en compte l’évaluation fixée en application de
l’article L. 542-12 du code de l’environnement, les charges de gestion de
leurs combustibles usés et déchets radioactifs. »
L’article 2 du décret du 23 février 2007, pris en application de
cette loi, a posé les principes qui doivent présider à l’évaluation de ces
charges : l’analyse des différentes options raisonnablement envisageables,
le choix d’une stratégie de référence, la prise en compte des incertitudes
techniques résiduelles, des aléas de réalisation et du retour d’expérience.
Les exploitants se livrent en conséquence à des exercices
d’évaluation de leurs charges selon des modalités propres à leurs activités
et moyens et inscrivent dans leurs comptes le montant actualisé des
charges qu’ils auront à supporter en raison du décalage dans le temps de
leur réalisation.
I - Le démantèlement des installations nucléaires
A - Qu’est-ce que le démantèlement ?
Le démantèlement des installations nucléaires vise à en réduire la
pollution, radioactive ou non, jusqu’à des niveaux considérés comme
étant sans risque pour l’homme et l’environnement, compte tenu des
prévisions de réutilisation des sites ou bâtiments et en l’état de la
réglementation. En France, ce sont les exploitants nucléaires qui ont la
responsabilité de mener l’ensemble des opérations nécessaires, dont
l’ampleur dépendra de l’utilisation future du site. Ces opérations sont
complexes et longues, avec des échéances parfois lointaines qui
nécessitent la mise en oeuvre par les exploitants de véritables stratégies
techniques et financières.
Les lois de 2006
34
ainsi que le décret de 2007
35
ont modifié le
dispositif juridique antérieur
36
, dans le sens d’un meilleur suivi et
34
Loi n° 2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en
matière nucléaire et loi de programme n° 2006-739 du 28 juin 2006 relative à la
gestion durable des matières et déchets radioactifs (voir annexe 7).
35
Décret n° 2007-1557 du 2 novembre 2007 relatif aux installations nucléaires de
base et au contrôle au titre de la sûreté nucléaire du transport de substances
radioactives (voir annexe 7).
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LES DEPENSES FUTURES
85
encadrement des opérations de démantèlement, notamment en termes de
sûreté nucléaire. Comme toutes les étapes de la vie d’une installation
nucléaire de base, la mise à l’arrêt et les opérations de démantèlement
doivent être autorisées par un décret pris par le Gouvernement après avis
de l’ASN. Le déclassement est l’opération administrative qui consiste à
supprimer l’installation de la liste des « installations nucléaires de base ».
Depuis 2007, chaque exploitant a l’obligation d’établir un plan de
démantèlement de ses installations, dont une version mise à jour doit être
adressée à l’autorité administrative au moins trois ans avant la date
envisagée pour la mise à l’arrêt définitif. Le plan doit préciser non
seulement
les
modalités
d’exécution
des
opérations
afférentes,
notamment le délai entre l’arrêt d’exploitation et le début du
démantèlement, mais aussi celles de remise en état et de surveillance du
site. L’exploitant y justifie enfin l’état final
37
dans lequel il envisage de
laisser le site.
En France, les exploitants d’installations nucléaires de base ont
tous souscrit au principe du démantèlement immédiat
38
des installations, à
savoir l’engagement des opérations de démantèlement dès l’arrêt de
l’installation, sans période d’attente. Recommandée par l’ASN, pour
laquelle «
cette stratégie permet notamment de ne pas faire porter le
poids des démantèlements sur les générations futures, tant sur les plans
technique que financier
», elle permet également de conserver la
compétence et la mémoire du personnel qui a travaillé sur le site avant
l’arrêt de l’installation. Cela ne signifie pas pour autant que la durée du
démantèlement soit courte ; au contraire, les difficultés inhérentes à de
tels chantiers les font souvent, parfois très largement, dépasser la
décennie.
Le tableau ci-dessous présente le poids comparé des charges de
démantèlement telles que calculées par les trois exploitants nucléaires
36
Pour une présentation du dispositif antérieur, se reporter au rapport de la Cour des
comptes de janvier 2005 sur le démantèlement des installations nucléaires et la
gestion des déchets radioactifs.
37
L’annexe 10 précise les choix faits par chaque opérateur.
38
Les deux autres possibilités identifiées par l’AIEA sont (i) le démantèlement
différé : Les parties de l’installation contenant des substances radioactives sont
maintenues ou placées dans un état sûr pendant plusieurs décennies avant que les
opérations de démantèlement ne commencent et (ii) le confinement sûr : les parties de
l’installation contenant des substances radioactives sont placées dans une structure de
confinement renforcée durant une période telle qu’elle permette d’atteindre un niveau
d’activité radiologique suffisamment faible en vue de la libération du site - Source :
rapport annuel 2010 de l’ASN
.
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principaux français pour leur activité civile en France au 31 décembre
2010.
Les charges brutes de démantèlement
M€ 2010
Charges brutes au 31 décembre 2010
EDF
20 902,9
66 %
AREVA
7 108,4
22 %
CEA civil
3 911,2
12 %
Total
31 922,5
100 %
Source : Cour des comptes
B - L’évaluation des charges de démantèlement des
installations nucléaires d’EDF
Les charges de démantèlement d’EDF sont essentiellement
constituées des charges relatives au parc des réacteurs en exploitation.
Charges de démantèlement des installations nucléaires d’EDF
Au 31/12/2010
En M€ 2010
Nombre d’installations
Installations en exploitation
18 398,5
62
Installations arrêtées (1)
2 504,4
12
Total
20 902,9
74
Source : Cour des comptes
(1) : il s’agit des restes à payer et non du coût total du démantèlement de ces
installations
1 -
Le programme de démantèlement des installations arrêtées
a)
Le coût global du programme
Au 31 décembre 2010, 12 installations nucléaires de base sont
intégrées dans ce programme de démantèlement dit « de première
génération » ; il s’agit des neuf réacteurs composant le parc de
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1
ère
génération stricto sensu
39
qui sont définitivement mis à l’arrêt et sont
en cours de démantèlement. Trois installations annexes, arrêtées, en
construction ou encore en exploitation sont également concernées : les
silos de St-Laurent servant pour l’entreposage des déchets FAVL de la
centrale,
l’atelier
pour
l’entreposage
du
combustible
(APEC)
essentiellement
constitué
d’une
piscine
destinée
à
recueillir
le
combustible évacué de Superphénix, et l’installation de conditionnement
et d’entreposage de déchets activés (ICEDA). Cette dernière, en cours de
construction sur le site de Bugey, est destinée à accueillir, fin 2013 -
début 2014, les déchets MAVL issus du démantèlement des réacteurs
arrêtés et en exploitation, ainsi que, à titre d’entreposage tampon, les
déchets produits par le démantèlement de Bugey 1
40
.
Les neufs réacteurs sont de quatre technologies différentes. Les
coûts de démantèlement sont dès lors difficilement comparables, tant les
caractéristiques techniques des enceintes ou des composants situés au
plus près des combustibles sont différentes. Ainsi, d’après les derniers
devis disponibles, le coût de démantèlement du réacteur de technologie
REP (réacteur à eau pressurisée) de Chooz A représenterait 68 % du coût
moyen de celui des réacteurs « graphite-gaz » et 59 % de celui de
Brennilis (eau lourde).
Source : EDF
39
Voir chapitre I – I-A-1 pour la composition de ce parc de réacteurs.
40
Les travaux de construction ont été interrompus par EDF en janvier 2012 à la suite
d’un jugement du tribunal administratif de Lyon qui a annulé le permis de construire
de l’installation.
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Sur un
coût total de démantèlement (réacteurs et installations
annexes) estimé à 4 Md€
2010
,
les
restes à payer à fin 2010 s’élèvent à
2,5 Md€
2010
, compte tenu de l’échéancier des charges de démantèlement
des installations arrêtées présenté dans le graphique précédent.
On constate que le total des devis de démantèlement des seuls
réacteurs, hors Superphénix (environ 2,65 Md€
2010
) représente environ
43 % de leur coût de construction tel qu’il a été rappelé au chapitre I
(6,1 Md€
2010,
coût overnight + intérêts intercalaires).
b)
Les éléments de calcul des devis de démantèlement
Les coûts de ces démantèlement sont estimés par EDF sous la
forme de devis établis et révisés régulièrement à partir de l’ensemble des
données techniques, financières et contractuelles disponibles au moment
où ils sont faits. D’une révision à l’autre, les informations tirées des
chantiers en cours de démantèlement sont, selon les cas, extrapolées
lorsque cela est possible ou cantonnées au chantier concerné si elles sont
spécifiques.
Ainsi, les coûts d’ingénierie, de travaux, de site et de déchets
41
sont
évalués à partir de données recueillies dans les années précédentes et en
cours. S’agissant des travaux, le retour d’expérience des opérations de
démantèlement partiel des centrales déjà réalisées est utilisé par EDF,
notamment celui de Brennilis, sauf en ce qui concerne le bloc réacteur qui
est unique et spécifique en France ; quant aux devis des tranches
« graphite-gaz », ils sont calculés par extrapolation des coûts recueillis et
estimés pour Bugey 1.
D’après EDF, une grande partie des composants de coûts des
travaux, des colis de déchets et des études, avant-projets notamment, sont
aujourd’hui fiabilisés et la plupart des constantes de temps, délais
administratifs et achats seraient connus. Pourtant l’analyse de l’évolution
des devis conduit à considérer avec prudence les coûts présentés.
41
Charges d’ingénierie
: coût de main-d’oeuvre EDF siège et prestations sous traitées,
maîtrise d’ouvrage et maîtrise d’oeuvre assurées par EDF (études, surveillance
chantiers) ;
charges des travaux
: facturation des entreprises (études de réalisation et
travaux proprement dits, y c. coûts d'ingénierie et de conception et de réalisation) ;
charges déchets
: colis vides, transport ;
charges de site
: exploitation et contrôle de
l’évacuation des déchets, coûts fixes (yc. taxes autres que INB).
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c)
L’évolution des devis
Les premiers devis ont été établis en 2001, révisés en 2003, puis
2006 et 2008. La prochaine révision devrait être réalisée en 2012.
En apparence, dans une approche globale et en euros constants
2010, le devis total n’a augmenté que de 1,3 % entre 2001 et 2008, mais
cela est essentiellement dû à un changement de périmètre qui a provoqué
la baisse constatée entre 2003 et 2006, les charges liées au stockage des
déchets
ayant
été
comptablement
sorties
de
la
provision
pour
démantèlement.
A périmètre constant, hors prise en compte de l’APEC et
d’ICEDA, l’augmentation constatée entre 2006 et 2008 atteint 17,3 %.
Devis de démantèlement des installations de 1ère génération
Devis 2008
Installations
Type
Puissan
ce en
(MW)
Mise
en
service
Date
d’arrêt
Fin
déman-
tèlement
(1)
Devis
2001
en M€
2001
Devis
2003
en M€
2003
Devis
2006
en M€
2006
M€
2008
En M€
2010
Chinon A1
Chinon A2
Chinon A3
70
200
480
1963
1965
1966
1973
1985
1990
2035
2034
2031
694,7
649,0
586,5
810,0
820,4
St Laurent A1
St Laurent A2
St Laurent silos
réacteurs
UNGG
entrepôt
480
515
1969
1971
1990
1992
2036
2031
2025
822,1
733,0
614,8
803,0
813,3
Bugey 1
UNGG
540
1972
1994
2026
348,4
373,0
289,9
412,0
417,3
Brennilis
Eau
lourde
70
1967
1985
2023
254,0
260,0
265,6
373,0
377,8
Chooz A
REP
300
1967
1991
2019
245,1
224,0
216,5
220,0
222,9
Creys-Malville
Super-
phénix
1 200
1986
1997
2026
941,6
952,0
912,4
943,0
955,1
Total €courants
3 305,9
3 191,0
2 885,7
3 561,0
3 606,8
Total €2010
3 886,8
3 598,4
3 074,6
3 606,8
APEC
Entre-
posage
Creys
2000
2039
2046
36,0
36,5
ICEDA
Entre-
posage
N/A
240,8
291,0
294,7
Total €courants
3 305,9
3 191,0
3 126,5
3 888,0
3938
Total €2010
3 886,8
3 598,4
3 331,2
3 938,0
Source : Cour des comptes sur la base des données EDF
(1) : planning du dernier devis mis à jour en 2008 qui a été en partie revu depuis cette
date
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S’agissant
spécifiquement
des
réacteurs,
les
devis
de
démantèlement ont connu, hors inflation, des évolutions très différentes
entre 2001 et 2008 : celui de Chooz A, réacteur préfigurant la série
REP 900 mais de plus petite taille (300 MW), a diminué de 23 %, celui de
Superphénix de 14 % et celui des réacteurs « graphite-gaz
de Chinon et
Saint Laurent de 7 % alors que celui de Brennilis (réacteur à eau lourde) a
augmenté de 26 %.
Le tableau ci-dessous montre que les disparités des évolutions sont
fortes entre catégories de coût.
Evolution du devis des réacteurs de 1ère génération
en € constants
Brennilis
2008/2001
UNGG
2008/2001
Superphénix
2008/2001
Chooz A
2008/2001
Ingénierie
0
Ingénierie
- 34 %
Ingénierie
- 34 %
Ingénierie
- 16 %
Travaux
+ 53 %
Travaux
+ 64 %
Travaux
- 27 %
Travaux
- 30 %
Déchets
- 75 %
Déchets
- 73 %
Déchets
- 89 %
Déchets
- 65 %
Site
+ 123 %
Site
+ 6 %
Site
+ 234 %
Site
+ 24 %
Total
+ 26 %
Total
- 7 %
Total
- 14 %
Total
- 23 %
Source : Cour des comptes ; données EDF
Les variations des devis ont des causes d’ordre administratif liées,
d’une part, au report de 2013 à 2019 de l’ouverture du centre de stockage
de déchets graphites et de déchets radifères (FAVL) qui, en raison des
délais de recherche de sites puis du retrait des candidatures des
communes pressenties pour l’accueillir, a décalé les calendriers de
démantèlement de Bugey 1 de cinq ans et ceux des autres tranches
« graphite-gaz » de dix ans, entraînant de facto une hausse des coûts
d’ingénierie et de site. D’autre part, l’annulation par le Conseil d'État
pour vice de forme du décret autorisant le démantèlement de Brennilis a
entraîné des hausses liées au report du chantier et des coûts d’études
supplémentaires en vue de l’obtention d’un nouveau décret. D’autres
raisons des hausses constatées sont d’ordre industriel et sont liées
notamment à l’identification de surcoûts significatifs dans les travaux à
mener. Ainsi, par exemple, EDF a intégré en 2008, dans le devis de
démantèlement de Bugey 1, un surcoût probable de 103 M€
2008
à la suite
d’une nouvelle étude, ce qui a conduit, par extrapolation, à augmenter les
charges
de
Saint
Laurent A
(+ 137 M€
2008
)
et
de
Chinon A
(+ 185 M€
2008
).
S’agissant des démantèlements des réacteurs de Chooz A et de
Superphénix à Creys-Malville, les devis n’ont pas connu de dérive depuis
2001 et la part travaux du réacteur de Chooz A a connu une diminution
dans les estimations, ce qui pourrait être considéré comme un signe
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