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C
OUR DES
C
OMPTES
Les coûts de la filière
électronucléaire
Janvier 2012
Avertissement
Synthèse
du
Rapport public thématique
C
ette synthèse est destinée à faciliter la lecture et
l’utilisation du rapport de la Cour des comptes.
Seul le rapport engage la Cour des comptes.
Les réponses des administrations et des organismes
concernés sont insérées dans le rapport.
Sommaire
3
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Introduction
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
1
Des dépenses de production étalées
sur une très longue période
. . . . . . . . . . . . . . . . .
7
2
Les dépenses financées sur crédits publics
. . . . . .
19
3
Les questions en suspens
. . . . . . . . . . . . . . . . . .
23
Introduction
5
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
P
ar une lettre du 17 mai 2011, le Premier ministre a demandé à la Cour des
comptes, au titre de sa mission d’assistance au Gouvernement (procédure désor-
mais régie par l’article L.132-4-1 du code des juridictions financières), d’expertiser « les
coûts de la filière nucléaire », en précisant qu’il souhaitait « pouvoir disposer de ce rapport
avant le 31 janvier 2012 ».
En réponse à cette demande, le rapport de la Cour rassemble l’essentiel des données fac-
tuelles disponibles actuellement sur les éléments qui constituent les coûts, passés, présents et
futurs, de la production d’électricité nucléaire en France. Ce rapport ne comporte pas de
prise de position sur le niveau souhaitable de cette production ni sur les modalités de son
financement. Il peut être considéré comme une « base de données », mise à disposition de
tous les citoyens dans un souci de transparence et de pédagogie.
L’essentiel de l’étude porte sur les coûts de production du parc actuel dans les comptes
des exploitants, qu’il s’agisse des dépenses d’investissement (passées), des dépenses courantes
(charges d’exploitation) ou des dépenses futures (démantèlement et gestion des combustibles
et des déchets).
La Cour cherche à mesurer les coûts « pour la société » et pas seulement pour l’exploi-
tant. Elle a donc également évalué les dépenses sur crédits publics qui ne sont pas comptées,
en général, dans les coûts des énergies, faute de les connaître avec précision. Pour la pre-
mière fois, l’ensemble des dépenses de recherche faites en France dans le domaine de la pro-
duction électronucléaire depuis 1957 a été estimé. La Cour a aussi mesuré les dépenses de
sécurité et de sureté financées sur crédits publics en 2010.
Par conséquent, la Cour a exclu de son champ d’analyse les dépenses nucléaires mili-
taires et les coûts de de transport et de distribution de l’électricité, pour se limiter au coût
de la production de l’électricité nucléaire, qui ne représente qu’environ 40 % du prix payé
par les consommateurs.
Le rapport ne présente pas de comparaisons de coût entre les énergies ni de scénario
d’évolution du mix énergétique. Il ne compare pas les coûts aux tarifs. La Cour ne prend
pas position sur la bonne ou mauvaise gestion des crédits publics concernés. Il ne s’agit pas
d’un rapport d’évaluation.
Pour mener à bien cette étude, la Cour a organisé une large consultation : constitution
d’un comité d’experts ayant vocation à éclairer ses travaux, audition des responsables de la
filière mais aussi de responsables d’organisations syndicales et d’ONG de protection de
l’environnement, consultation écrite de nos ambassades dans les principaux pays
« nucléaires ».
7
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Cour des comptes
1
Des dépenses de produc-
tion étalées sur une très
longue période
La production d’électricité nucléaire
est une activité très capitalistique dont
les coûts s’étalent sur très longue
période. Pour calculer aujourd’hui le
coût total de production du parc actuel,
du point de vue de l’exploitant, il faut
donc additionner les coûts passés, rela-
tifs aux investissements, les coûts pré-
sents, c’est-à-dire les charges d’exploita-
tion, et les coûts futurs, qui concernent
à la fois l’investissement (le démantèle-
ment des installations) ou les charges
d’exploitation (la gestion des combusti-
bles usés et des déchets).
D’une manière générale, on consi-
dère que les coûts d’AREVA (investisse-
ments et charges d’exploitation, y com-
pris les coûts futurs) sont intégrés dans
les coûts du combustible payés par
EDF, pour la partie de l’activité
d’AREVA qui est concernée par la pro-
duction d’électricité nucléaire française.
Par conséquent, pour éviter de compta-
biliser deux fois les mêmes coûts, les cal-
culs sont faits uniquement à partir des
comptes d’EDF.
Des dépenses pas-
sées relativement
bien identifiées
Un investissement initial
lourd
Le montant total de construction
des installations nécessaires à la produc-
tion d’électricité nucléaire s’est élevé à
121 Md€
2010
(hors construction de
Superphénix), dont 96 Md€
2010
pour le
coût de construction des 58 réacteurs
existants, stricto sensu. Ce montant
comprend un coût « overnight
(2)
» de
83 Md€
2010
correspondant à des inves-
tissements réalisés essentiellement au
cours des années 1973 à 2002, complété
par les intérêts intercalaires, dus au fait
que la construction des centrales dure
plusieurs années, évalués par la Cour à
13 Md€
2010
.
Ces 58 réacteurs représentent une
puissance installée de 62 510 MW.
_
__________
(2)Le coût “overnight” est la somme du coût de construction initial (72,9 Md€2010), des frais
d’ingénierie (6,9 Md€2010) et des charges de pré-exploitation (3,4 Md€
2010
).
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
8
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Un coût de construction
au megawatt (MW) qui
progresse dans le temps
Le coût de construction initial, y
compris l’ingénierie (79 751 M€
2010
)
ramené à la puissance des réacteurs, pro-
gresse
dans
le
temps,
de
1,07 M€
2010
/MW en 1978 (Fessenheim)
à 2,06 M€
2010
en 2000 (Chooz 1 et 2) ou
1,37 M€
2010
en 2002 (à Civaux), avec
une moyenne de 1,25 M€
2010/
MW
pour
les 58 réacteurs. Cette augmentation
s’explique notamment par des référen-
tiels de sécurité dont les exigences aug-
mentent dans le temps.
Sans qu’il soit possible de faire une
comparaison précise, faute de connaître
le coût total final de l’EPR, la Cour
constate que le coût de construction
rapporté au MW continue de progresser
avec cette nouvelle génération, qui doit
répondre, dès sa construction, à des exi-
gences de sûreté très importantes. Avec
un coût de construction estimé à 6 Md€
pour l’EPR de Flamanville (tête de série)
et une puissance de 1 630 MW, le coût
au MW est de 3,7 M€ ; avec un coût de
série estimé de 5 Md€, le coût au MW
est de 3,1 M€.
Des charges
courantes d’exploi-
tation bien cernées
Ces charges d’exploitation annuelles
d’EDF se sont élevées à 8,9 Md€
2010
pour une production de 407,9 TWh en
2010. Ces charges sont bien identifiées
et leur chiffrage ne pose pas de pro-
blème majeur.
Charges d’exploitation en € courants
En M€ 2010
Evolution
2008-2010
Combustible nucléaire
2 135
+ 5 %
Coût du personnel
2 676
+ 5 %
Consommations externes
2 095
+ 19 %
Impôts et taxes
1 176
+ 15 %
Fonctions centrales
872
+ 30 %
Total charges d’exploitation
8 954
+ 11 %
Source : Cour des comptes
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
9
Synthèse
du Rapport public
thématique de la
Cour des comptes
Les charges d’exploitation représen-
tent un coût de 22 €/MWh, en 2010.
Elles ont progressé de 11 % entre 2008
et 2010 (en € courants), essentiellement
du fait de l’augmentation des pro-
grammes de maintenance courante et
des impôts et taxes.
Une augmentation des dépenses de
personnel est prévisible pour les années
qui viennent, du fait de la prise en
compte des prescriptions de l’autorité
de sûreté nucléaire à la suite de l’acci-
dent de Fukushima (notamment créa-
tion
d’une
force
d’action
rapide
nucléaire) et de la nécessaire préparation
du renouvellement des effectifs tout en
maintenant les compétences des exploi-
tants.
Des charges futures
incertaines par
nature
Des dépenses de déman-
tèlement dont le montant
ne peut être connu avec
certitude faute d’expé-
riences nationales ou
internationales complète-
ment comparables
Les dépenses de démantèlement,
c'est-à-dire les dépenses de « fin de vie »
des centrales, sont estimées aujourd’hui
à 18,4 Md€
2010
, en charges brutes, pour
le démantèlement des 58 réacteurs du
parc actuel.
Le chiffrage du démantèlement
repose sur une méthode historique for-
faitaire mais dont les résultats sont cor-
roborés par des méthodes beaucoup
plus élaborées, dont les paramètres tech-
niques doivent toutefois être validés par
des experts externes à l’entreprise.
Les chiffrages actuels doivent être
regardés avec précaution, l’expérience
en la matière, tant d’EDF (centrales de
1ère génération) que du CEA ou
d’AREVA, ayant montré que les devis
ont très généralement tendance à aug-
menter quand les opérations se préci-
sent, d’autant plus que les comparaisons
internationales donnent des résultats
très généralement supérieurs aux estima-
tions d’EDF. Toutefois, la grande dis-
persion des résultats de ces comparai-
sons internationales montre l’incertitude
qui règne dans ce domaine.
Sur ce point la Cour fait donc
deux recommandations en matière
de coût du démantèlement
:
elle souhaite qu’EDF utilise la
méthode Dampierre 2009 comme sup-
port de son évaluation des provisions de
démantèlement et non la méthode histo-
rique qui ne permet pas un suivi suffi-
samment précis des évolutions de cette
provision ;
elle confirme la nécessité de faire
réaliser rapidement, comme l’envisage la
direction générale de l’énergie et du cli-
mat (DGEC), des audits techniques par
des cabinets et des experts extérieurs,
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
10
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
afin de valider les paramètres techniques
de la méthode Dampierre 2009.
Une estimation du coût de
gestion à long terme des
déchets radioactifs qui
n’est pas encore stabilisée
Les charges brutes correspondant à
la gestion à long terme des déchets issus
de la production électronucléaire s’élè-
vent à 23 Md€ pour EDF actuellement,
mais ne sont pas stabilisées. Pour la part
correspondant à la gestion des déchets à
haute ou moyenne activité à vie longue,
elles sont calculées depuis 2005 sur la
base d’un devis (16,5 Md€
2010
)
du pro-
jet de centre de stockage géologique éla-
boré par l’ANDRA mais que celle-ci a
revu en 2009, de manière approfondie.
Ce nouveau chiffrage (36 Md€
2010
)
représente un doublement du devis ini-
tial et est contesté par les producteurs.
L’estimation officielle doit faire l’objet
d’un arrêté ministériel avant 2015, sur la
base duquel EDF, AREVA et le CEA
seront éventuellement conduits à revoir
leurs provisions.
Par ailleurs, en l’absence actuelle-
ment de filière capable de recycler les
quantités de MOX et d’URE (uranium
de retraitement enrichi) usés que pro-
duisent les centrales, EDF calcule les
provisions pour la gestion à long terme
de ces matières, comme s’il s’agissait de
déchets relevant du centre de stockage
géologique profond, dans les mêmes
conditions que les déchets de haute acti-
vité (HA) et de moyenne activité à vie
longue (MAVL). Cette méthode est
cohérente avec les règles de prudence
comptable mais nécessite que la provi-
sion soit bien « calibrée », ce qui n’est
pas assuré aujourd’hui. Au-delà du chif-
frage, il serait plus sécurisant que cette
hypothèse soit réellement étudiée et, à
terme, éventuellement développée, au
cas où le programme de 4ème généra-
tion connaîtrait des difficultés.
La Cour fait donc deux recom-
mandations en matière de gestion à
long terme des déchets
:
elle souhaite que soit rapidement
fixé le nouveau devis sur le coût du
stockage géologique profond, de la
manière la plus réaliste possible et dans
le respect des décisions de l’ASN, seule
autorité compétente pour se prononcer
sur le niveau de sûreté de ce centre de
stockage ;
elle demande que soit chiffré,
dans le cadre de ce nouveau devis, le
coût d’un éventuel stockage direct du
MOX et de l’URE produits chaque
année et que cette hypothèse soit prise
en compte dans les travaux futurs de
dimensionnement du centre de stockage
géologique profond.
Des investissements de
maintenance qui vont
augmenter
Les investissements de maintenance
visent à la fois à assurer le bon fonction-
nement des réacteurs en termes de pro-
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
11
Synthèse
du Rapport public
thématique de la
Cour des comptes
duction, à en améliorer progressivement
la sécurité et la sûreté
et à permettre une
augmentation éventuelle de la durée de
fonctionnement des centrales.
Le ralentissement de ces investisse-
ments au cours des années 2000 a mon-
tré leur importance puisqu’il a fait signi-
ficativement chuter le coefficient de dis-
ponibilité du parc et donc sa produc-
tion. Par ailleurs, la nécessité d’améliorer
la sécurité du parc est renforcée par le
niveau atteint en ce domaine avec l’EPR
et la prise en compte des conséquences
de l’accident de Fukushima, en mars
2011.
Le programme d’investissements de
maintenance d’EDF, pour les années
2011 – 2025, préparé en 2010, s’élevait à
50 Md€, soit une moyenne annuelle
d’environ 3,3 Md€, ce qui correspond
presque au double des investissements
réalisés en 2010 (1,7 Md€), eux-mêmes
déjà en hausse par rapport aux années
antérieures. Les investissements à réali-
ser pour satisfaire aux demandes de
l’ASN dans le cadre des évaluations
complémentaires
de
sûreté
après
Fukushima sont aujourd’hui estimés à
une dizaine de milliards, dont la moitié
serait déjà prévue dans le programme
initial de 50 Md€. Le montant des inves-
tissements de maintenance annuel
moyen devrait donc être de 3,7 Md€
pour
un
programme
d’environ
55 Md€
2010
, à réaliser entre 2011 et
2025.
En Md€ 2010
Montant annuel
Moyenne 2008-2010
1,5 Md€
En 2010
1,75 Md€
Moyenne avec un programme de 55 Md€ d’ici 2025,
yc impact de Fukushima
3,7 Md€
Investissements et maintenance
Source : Cour des comptes
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
12
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Un coût de produc-
tion global qui va
augmenter
Un coût du capital très
significatif et pouvant faire
l’objet de diverses estima-
tions selon l’objectif
poursuivi
La production d’électricité nucléaire
est une industrie très capitalistique à
cycle long pour laquelle le coût du capi-
tal est une variable qui a un impact très
significatif sur le calcul du coût global.
L’histoire du financement de ces
investissements nucléaires ne peut pas
être reconstituée avec précision, faute
d’informations disponibles et d’un
mode de financement spécifique au sein
des activités d’EDF. Par ailleurs, il n’est
pas évident de déterminer la valeur éco-
nomique du parc actuel, en l’absence
d’un marché des centrales d’occasion
suffisamment liquide pour évaluer la
valeur de marché du parc historique
d’EDF ; les ratios boursiers sont inopé-
rants, dans la mesure où il n’existe pas
d’opérateurs purement nucléaires cotés
et où les parcs sont structurellement
divers ; enfin, une approche en termes
de flux de trésorerie actualisés se heurte-
rait à la forte incertitude qui pèse sur les
prix de vente futurs de l’électricité et sur
la durée résiduelle de vie du parc histo-
rique. Par conséquent le choix du mode
de calcul du coût du capital repose sur
des conventions.
Aussi, le calcul du coût du capital et
de sa part dans le coût global de produc-
tion fait-il l’objet d'approches diverses,
plusieurs paramètres pouvant varier en
fonction de ce que l’on veut mesurer, et
donc du montant du capital dont on
cherche à calculer le coût, voire de la
répartition, dans le temps, de ce coût
(coût annuel constant ou dégressif). On
peut citer notamment :
- l
e coût comptable de la production pour
une année donnée
: ce calcul consiste à
prendre en compte le montant des
amortissements comme seul élément de
mesure de la part des investissements et
du capital dans le coût de la production
électronucléaire. Mais cette méthode ne
tient pas compte du coût du capital,
c'est-à-dire de sa rémunération. Par ail-
leurs, en fin de période, le total des
amortissements ne permet de reconsti-
tuer le montant du capital investi dans le
parc qu’à sa valeur initiale, sans tenir
compte de l’inflation ni de l’évolution
des référentiels technologiques et de
sûreté des réacteurs nucléaires.
-
l’approche de la commission Champsaur
:
elle vise à calculer le coût de production
du parc français actuel sur les 15 pro-
chaines années, en tenant compte du fait
que le parc était déjà amorti à 75 % en
2010, alors qu’il avait un âge moyen de
25 ans sur une durée d’amortissement
totale de 40 ans. Il s’agit donc de calcu-
ler un tarif à un moment donné, en
tenant compte de l’historique du parc
notamment de ses conditions de finan-
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
13
Synthèse
du Rapport public
thématique de la
Cour des comptes
cement et de ses amortissements pas-
sés ; le loyer économique, censé mesuré
le coût du capital, est calculé par l’appli-
cation d’un taux de rémunération du
capital à la valeur nette comptable du
parc à la date du calcul (en l’occurrence
2010).
- l
e coût courant économique (CCE) :
il
permet de calculer le coût global moyen
de production du parc nucléaire sur
toute sa durée de fonctionnement pour
l’exploitant ; il est utile notamment pour
comparer les coûts de production de
différentes formes d’énergie. Le coût de
rémunération et de reconstitution du
capital investi y est mesuré à travers un
loyer économique à échéances annuelles
constantes sur toute la durée de fonc-
tionnement du parc. Ce loyer est calculé
de façon à permettre à un investisseur
d’être remboursé et rémunéré de son
investissement à la hauteur de sa valeur
réévaluée à la fin de sa durée de vie.
Cette approche ne tient pas compte des
conditions historiques de financement
de la construction du parc et donne une
idée de ce que coûterait aujourd’hui sa
reconstruction à l’identique.
Pour le CCE comme pour l’ap-
proche de la commission Champsaur,
les résultats sont sensibles au taux de
rémunération du capital choisi mais la
durée de fonctionnement du parc est, en
revanche, relativement sans effet sur le
montant calculé.
Ces différentes approches ne visent
donc pas à répondre à la même question
et il faut être très attentif, quand on
compare le coût de production de diffé-
rentes énergies, à ce que les modes de
calcul soient identiques.
Des coûts qui diffèrent
sensiblement en fonction
des différentes approches
du calcul
Si elles donnent un poids différent
aux investissements et au coût du capi-
tal, les différentes approches du calcul
du coût de production de l’électricité
nucléaire prennent toutes en compte les
divers types de coûts (passés, présents,
futurs) identifiés chez les exploitants, les
charges futures de démantèlement, de
gestion des combustibles usés et de ges-
tion à long terme des déchets étant
actualisées avec un taux nominal d’ac-
tualisation de 5 % (2,94 % en taux réel,
sans inflation).
Les calculs faits sur la base d’une
durée de fonctionnement des 58 réac-
teurs du parc actuel de 40 ans, avec le
montant d’amortissements et d’investis-
sements de maintenance réalisés en
2010, donnent les résultats suivants
pour l’année 2010 pendant laquelle la
production a été de 407,9 TWh :
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
14
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Ce n’est pas ce coût de production
qui est aujourd’hui calculé dans cer-
taines comparaisons internationales, par
exemple celles de l’Agence de l’énergie
nucléaire de l’OCDE, ni comparé à celui
des autres énergies, comme dans les
coûts de référence de la direction géné-
rale de l’énergie et du climat (DGEC).
Dans ces deux cas, outre le coût du capi-
tal qui peut être calculé avec des
méthodes encore différentes, le coût est
calculé pour un investisseur qui entrerait
aujourd’hui sur le marché avec de nou-
velles centrales, en l’occurrence, des
EPR pour la France. Une telle évalua-
tion, simulation du coût fictif d’un parc
fictif, présente un caractère très théo-
rique. La Cour ne connaît aujourd’hui
que les estimations, qu’elle n’est pas en
capacité de valider tant que le chantier
est en cours, d’un coût de construction
de l’EPR de Flamanville à 6 Md€
conduisant à un coût de production
compris, au minimum, entre 70 et
90€/MWh, sachant qu’il ne s’agit donc
pas du coût de l’EPR « de série ». Il est
par conséquent beaucoup trop tôt pour
que la Cour puisse donner et valider un
calcul du coût de production d’un parc
d’EPR.
Résultats des différentes évaluations du coût du MWh en
2010 en fonction de l’objectif poursuivi
En €
2010
- Le coût comptable, qui tient compte de l’amortissement du
parc mais pas de la rémunération du capital
33,4 €/MWh
- Le coût de l’approche de la commission Champsaur, qui tient
compte de l’amortissement du parc et de la rémunération du
capital qui n’est pas amorti (objectif : calcul d’un tarif)
33,1 €/MWh
- Le coût courant économique (CCE), qui ne tient pas compte
de l’amortissement du parc, qui rémunère le capital investi à
l’origine en tenant compte de l’inflation (objectif d’un coût
moyen de production sans référence historique).
49,5 €/MWh
Source : Cour des comptes
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
15
Synthèse
du Rapport public
thématique de la
Cour des comptes
Les résultats sont relative-
ment peu sensibles aux
évolutions des charges
futures provisionnées
Les charges futures de démantèle-
ment et de gestion à long terme des
déchets, qui ne donneront lieu à des
dépenses que dans plusieurs dizaines,
voire centaines d’années pour la surveil-
lance des sites de stockage des déchets,
sont calculées en faisant des hypothèses
et avec des incertitudes souvent nota-
bles. Il est donc important de mesurer la
sensibilité du coût de production global
aux évolutions des éléments de coût les
plus incertains.
Sur la base des données comptables
disponibles, des simulations ont été
effectuées aux conditions 2010 et éta-
blies selon la méthode CCE telle que
calculée par la Cour, c'est-à-dire sur un
coût total de 20 Md€
pour une produc-
tion de 407,9 TWh : elles ne mesurent
que l’effet sur le coût de production.
Sensibilité à une variation du taux d’actua-
lisation
Compte tenu du fait que les dates de
décaissement des charges brutes sont
éloignées dans le temps, elles doivent
être actualisées pour être intégrées dans
les comptes d’aujourd’hui. Ce calcul est
fait en leur appliquant un taux d’actuali-
sation de 5 %, intégrant un taux d’infla-
tion de 2 % (taux réel de 2,94 %) qui
réduit globalement leur montant dans
les calculs de 48 %, faisant passer le
montant de l’ensemble des charges
brutes pour l’ensemble des opérateurs
de 79 Md€
2010
à 38 Md€ de provisions.
Tableau charges brutes/provisions
Source : Cour des comptes
En M€ 2010
EDF
AREVA
CEA
Total
Charges brutes
62,1
10,5
6,8
79,4
Provisions
28,3
5,6
4,5
38,4
Provisions/chages brutes
46 %
54 %
66 %
48 %
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
16
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Ce taux d’actualisation est sensiblement
équivalent à celui utilisé à l’étranger.
Une diminution de ce taux de 1 %,
le faisant passer de 5 % à 4 %,
provo-
querait une augmentation des provisions
d’EDF de 21 % (+ 6 Md€ par rapport
aux 28,3 Md€ actuellement) ; le coût
annuel de production de l'électricité
nucléaire, calculé avec la méthode du
CCE, croîtrait de + 162 M€/an, soit
+ 0,8 %.
A l’inverse, si le taux d'actualisation
augmentait et passait à 6 % (au lieu de
5 %), le coût annuel fléchirait de
– 131 M€/an, soit – 0,6 %.
Sensibilité à une variation des dépenses de
fin de cycle
Concernant les dépenses de fin de
cycle, si les provisions pour gestion des
combustibles usés semblent convena-
blement calculées, celles pour gestion
des déchets devraient être rapidement
revues. Le nouveau devis de l’ANDRA
représentant un peu plus du double de
celui qui sert aujourd’hui de base aux
calculs des provisions, il est intéressant
de mesurer ce que donnerait un double-
ment de cette provision dont l’augmen-
tation devrait également résulter d’un
calcul plus précis des conséquences du
stockage du MOX et de l’URE usés.
Sur la base d'une simulation simpli-
fiée, si l'on retient la dernière hypothèse
de devis de l'ANDRA, le coût annuel de
production de l'électricité nucléaire aug-
menterait de 200 M€, soit une augmen-
tation de 1 % en coût par MWh, sur la
base du calcul du CCE.
Sensibilité à une variation du coût du
démantèlement
Les coûts de démantèlement d’EDF,
comme ceux d’AREVA et du CEA, font
l’objet de calculs et de suivis réguliers
qui montrent, d’une part, qu’en règle
générale, les devis ont tendance à pro-
gresser dans le temps malgré les progrès
des méthodes d’élaboration du fait de la
nouveauté de ces sujets et du manque de
retour d’expérience dans ce domaine, et
que, d’autre part, ces augmentations
sont périodiquement intégrées dans les
comptes des exploitants réduisant donc
les risques de dérapages significatifs.
Les simulations simplifiées réalisées,
sur la base du CCE, à taux d'actualisa-
tion inchangé (5 %), montrent que si le
devis de démantèlement augmentait de
50 %, le coût annuel de production aug-
menterait de 505 millions. Cela ne repré-
senterait toutefois qu’une augmentation
du coût de production du MWh de
2,5 %.
Ces tests de sensibilité à la variation
de divers paramètres relatifs aux charges
futures montrent que, compte tenu de
l'horizon d'une durée de fonctionne-
ment du parc de 40 ans sur laquelle ils
ont été calculés, ils modifient le coût
annuel actuel de production de l'électri-
cité nucléaire de façon certes non négli-
geable mais relativement limitée.
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
17
Synthèse
du Rapport public
thématique de la
Cour des comptes
L’impact de l’évolution des
investissements de main-
tenance est significatif
Si l’impact de l’évolution des charges
futures liées au démantèlement et à la
gestion des déchets est limité, celui de
l’évolution des investissements de main-
tenance est nettement plus sensible.
Les calculs précédents sont faits en
utilisant le montant des investissements
de maintenance de 2010 (1 747 Md€).
Pour la période 2011 – 2025, EDF pré-
voit un programme d’investissements de
55 Md€ environ,
qui semble intégrer les
investissements consécutifs aux travaux
de l’ASN sur les évaluations complé-
mentaires de sûreté ; le montant moyen
annuel d’investissement serait donc
de
3,7 Md€ pour les prochaines années.
L’impact de cette évolution des
coûts d’investissements sur le coût de
production au MWh est compris entre
10 et 15 % selon le mode d’évaluation
retenu. Dans tous les cas, il est significa-
tif.
Impact du programme d’investissements de 55 Md€ d’ici 2025
sur le coût au MWh
Investissements de maintenance
Coût
comptable
Approche
Champsaur
CCE
Valeur 2010
1 747 M€
33,4
33,1
49,5
Valeur moyenne du programme
de 55 Md€
3,7 Md€
38,2
37,9
54,2
Variation en %
+ 14,5 %
+ 14,5 %
+ 9,5 %
Source : Cour des comptes
Des dépenses de production
étalées sur une très longue période
18
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
La prolongation de la
durée de fonctionnement
des centrales a un effet
sur leur rentabilité
L’effet de la prolongation de la
durée de fonctionnement des centrales
ne peut pas être mesuré à partir d’un cal-
cul de sensibilité des coûts mesurés avec
les approches retenues précédemment, à
l’exception de l’approche par le coût
comptable. En effet, les deux autres
méthodes ne tiennent pas compte de
cette durée dans les calculs mais seule-
ment de la valeur initiale de l’investisse-
ment.
En revanche, si on fait l’hypothèse
que les coûts calculés sont couverts par
des recettes (prix, tarifs, autres), il est
évident que plus le nombre d’années de
fonctionnement du parc augmente, plus
les recettes rapportées par l’investisse-
ment initial s’accroissent et plus cet
investissement initial est rentable pour
son propriétaire.
En outre, le prolongement de fonc-
tionnement du parc éloigne le moment
du décaissement des charges futures de
démantèlement, ce qui diminue le mon-
tant des provisions, et repousse à plus
tard les investissements de renouvelle-
ment du parc qui nécessiteront des res-
sources de financement importantes,
d’autant plus que les coûts de construc-
tion des nouvelles générations de cen-
trales sont supérieurs à ceux des
anciennes.
19
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Cour des comptes
2
Les dépenses financées
sur crédits publics
Si l’on cherche à calculer les coûts
« pour la société » de la production
d’électricité nucléaire, le coût pour l’ex-
ploitant doit être complété par les
dépenses financées sur crédits publics,
qui ne sont pas, par construction, dans
les comptes des producteurs. Les deux
grands types de dépenses financées sur
crédits publics concernent la recherche
et les actions en faveur de la sécurité, la
sûreté et la transparence de l’informa-
tion. Les chiffrages réalisés par la Cour
sur ces sujets permettent de faire cinq
constats.
En 2010, les dépenses
récurrentes sur crédits
publics sont d’un montant
limité, proche de celui de
la taxe sur les installations
nucléaires de base
En 2010, les dépenses financées par
des crédits publics se sont élevées à un
montant estimé à 644 M€ (414 M€ de
recherche publique et 230 M€ pour la
sécurité/sûreté/transparence). Limitant
son analyse à la détermination de ces
coûts, la Cour ne porte aucun jugement
sur le caractère suffisant ni sur l’effica-
cité de l’utilisation de ces crédits.
Ces dépenses ne représentent donc
que 5 à 6 % des charges d’exploitation
annuelles (y compris les provisions asso-
ciées sur les combustibles usés et les
déchets).
Leur montant est du même ordre de
grandeur que celui de la taxe sur les ins-
tallations nucléaires de base (INB), fis-
calité spécifique payée par les exploi-
tants (580 M€ en 2010) et dont on peut
considérer qu’elle est destinée à couvrir
les dépenses publiques qui lui sont liées,
même si, à l’origine, la taxe sur les INB
et les redevances qui l’ont précédée ne
visaient
que
le
financement
des
dépenses de sécurité et de sûreté.
Le développement de
l’énergie nucléaire repose
sur un fort investissement
dans la recherche qui a
été financé majoritaire-
ment sur crédits publics
L’étude
de
l’évolution
de
la
recherche depuis le milieu des années 50
jusqu’à aujourd’hui, réalisée par la Cour
à l’occasion de ce rapport, montre qu’on
peut estimer à 55 Md€
2010
les dépenses
totales de recherche faites dans le
domaine de l’électricité nucléaire, soit
environ 1 Md€
2010
par an.
Ces dépenses ont été financées à
hauteur de 38 Md€
2010
, (690 M€
2010
par an en moyenne) par des crédits
publics, ce qui représente une propor-
tion de 70 %, sensiblement supérieure à
Les
dépenses financées
sur crédits publics
20
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
celle constatée en 2010 et, plus générale-
ment, à celle de ces dix dernières années
qui n’était que de 40 % environ.
En revanche, il n’a pas été possible
de faire un chiffrage des dépenses pas-
sées de sécurité/sûreté/transparence,
mais il est probable qu’à l’inverse des
dépenses de recherche financées sur cré-
dits publics, ces dépenses aient tendance
à progresser légèrement dans le temps,
avec la constitution et le renforcement
progressif des organismes qui représen-
tent l’essentiel de ces coûts : l’ASN et
l’IRSN.
Même en l’absence de ces informa-
tions, on peut considérer que les mon-
tants relativement proches en 2010 du
produit de la taxe sur les INB et des
dépenses financées sur crédits publics
constituent une situation nouvelle,
consécutive à deux mouvements de sens
contraire : la diminution progressive des
dépenses de recherche sur crédits
publics et l’augmentation très sensible
du produit de la taxe, qui a été multiplié
par 4,6 entre 2000 et 2010 (en euros
courants).
La comparaison, en euros courants,
du produit réel de la taxe sur la dernière
décennie, 2000 à 2010, soit 3,3 Md€, et
du montant de recherches financées sur
crédits publics pendant la même
période, soit 5,5 Md€, illustre le fait que
la situation antérieure était beaucoup
plus déséquilibrée qu’en 2010.
L’Etat devra financer les
provisions du CEA
Les charges futures du CEA s’élè-
vent, fin 2010, à 6,8 Md€
2010
, soit
4,5 Md€
2010
de provisions après actuali-
sation, dont 2,9 Md€ pour démantèle-
ment, 1,2 Md€ pour la gestion à long
terme des déchets et 0,3 Md€ pour la
gestion des combustibles usés.
Ces provisions sont réputées cou-
vertes à hauteur de 3,1 Md€ par des
actifs dédiés essentiellement constitués
de créances sur l’Etat ou de titres
d’AREVA dont il est prévu que le CEA
puisse les vendre à l’Etat au fur et à
mesure de ses besoins.
De manière directe ou indirecte,
l’Etat est donc le financeur de ces
charges futures dont le montant, calculé
avec des méthodes sérieuses, reste toute-
fois incertain comme l’ont montré les
réévaluations souvent très significatives
des devis de ces charges futures depuis
une dizaine d’années. Il devra permettre
le financement des décaissements, à
l’aide de crédits budgétaires, au moment
où ils devront avoir lieu.
Le programme de 4ème
génération augmente sen-
siblement les dépenses
futures de recherche sur
crédits publics
Le programme « nucléaire du futur »
inclus dans les investissements d’avenir
permet de financer, à hauteur de 650 M€
(entre 2011 et 2017), l’avant projet
Les
dépenses financées
sur crédits publics
21
Synthèse
du Rapport public
thématique de la
Cour des comptes
détaillé (APD) d’ASTRID, démonstra-
teur visant à développer des réacteurs de
4ème génération à neutrons rapides
refroidis au sodium. Si la France conti-
nue dans cette voie sur la base des résul-
tats de l’APD, il faudra donc envisager
d’autres formes de financements, proba-
blement en grande partie publics, pour
des montants aujourd’hui inconnus, tout
d’abord pour financer la construction
d’ASTRID, ensuite pour financer d’au-
tres installations car ce démonstrateur
sera encore loin d’avoir atteint la matu-
rité industrielle.
L’Etat assure une partie
du risque « responsabilité
civile » en cas d’accident
nucléaire
En matière d’assurance, la filière
nucléaire est dans une situation très par-
ticulière : la réalisation du risque est très
peu probable mais, en cas de sinistre
majeur, les conséquences peuvent être
catastrophiques ; toutefois la probabilité
de survenance comme la gravité des
conséquences sont difficiles à estimer et
l’objet de nombreux débats. Néanmoins,
il est certain qu’en cas d’accident nota-
ble, les plafonds de garantie à la charge
des exploitants en matière de responsa-
bilité civile, fixés par des conventions
internationales, seraient rapidement
atteints et probablement dépassés.
Aussi, dans le dispositif actuel en
matière
de
responsabilité
civile
nucléaire, l’Etat pourrait être conduit, en
cas d’accident nucléaire dont la probabi-
lité est, certes, très faible, à indemniser
les dommages au-delà des plafonds de
responsabilité prévus dans les textes
actuellement applicables, ainsi qu’à sup-
porter les impacts économiques non
couverts par les mécanismes d’indemni-
sation. Cette garantie est apportée
actuellement de manière gratuite aux
opérateurs. La Cour a montré que le
coût de cette garantie est très faible, si
on le rapporte à la totalité des coûts de
la production électronucléaire. Mais, en
cas d’accident grave, les coûts peuvent
être massifs et peser très fortement sur
les moyens de l’Etat, sachant qu’en tout
état de cause, l’Etat reste in fine le garant
de la prise en charge du coût des répara-
tions d’un dommage nucléaire et de ses
conséquences, dans leur ensemble.
Sur ce point, la Cour formule
deux recommandations :
elle préconise que la France fasse
ses meilleurs efforts pour que les proto-
coles additionnels aux conventions de
Paris et de Bruxelles, signés en 2004,
entrent rapidement en vigueur, car ils
augmentent sensiblement le plafond de
responsabilité des opérateurs, même si
ce dernier reste limité ;
elle souligne également la néces-
sité que les dispositions du droit positif
français actuel soient appliquées avec
rigueur, en particulier en matière d’agré-
ment de la garantie financière imposée
aux exploitants, ce qui suppose d’appli-
quer complètement le dispositif régle-
mentaire.
23
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Cour des comptes
3
Les questions en suspens
Au-delà des incertitudes identifiées
dans les développements précédents et
dont la Cour a essayé de mesurer la sen-
sibilité par rapport aux coûts de produc-
tion de l’électricité nucléaire, plusieurs
questions méritent une attention parti-
culière parce qu’elles pourraient avoir
des conséquences significatives.
L’importance des coûts ne
doit pas conduire à négli-
ger les externalités, posi-
tives et négatives, des dif-
férentes formes d’énergie
L’impact de la production d’électri-
cité nucléaire, notamment sur la santé,
l’environnement, la balance des paie-
ments, l’économie est, en règle générale,
très difficile, voire impossible, à mesurer
dans l’état des connaissances actuelles.
Ces externalités sont plutôt à prendre en
compte dans les comparaisons entre dif-
férentes formes d’énergie.
La Cour a cependant chiffré le coût,
faible, des émissions de CO
2
de la pro-
duction d’électricité nucléaire en 2010
qui s’élève à 90 M€ pour un coût moyen
de 15 €/teq CO
2
(prix moyen du CO
2
sur la période récente) et à 190 M€ pour
un coût de 32 €/tCO
2
(référence du
rapport Quinet).
La Cour recommande que soient
encouragés et soutenus les travaux et
études consacrés à ces sujets, tant sur
l’énergie nucléaire que sur les autres
énergies, de nombreux impacts ne pou-
vant pas être monétarisés, en tout cas
actuellement, mais sont utiles pour les
comparaisons entre les différentes
formes d’énergie.
Le chiffrage des évalua-
tions complémentaires de
sûreté réalisées à la suite
de l’accident de
Fukushima doit être com-
plété et affiné
A
la
suite
de
l’accident
de
Fukushima, l’ASN a lancé, à la demande
du gouvernement, un exercice appro-
fondi de réexamen des conditions de
sécurité et de sûreté des réacteurs du
parc actuel. Son rapport et son avis por-
tant sur les « installations prioritaires »
ont été rendus publics le 3 janvier 2012.
Ils ne permettent pas encore un chif-
frage complet et précis de toutes les
conséquences qui seront tirées de cet
accident, mais il est toutefois possible de
préciser certains éléments, sachant que
les situations d’EDF, d’AREVA et du
CEA ne sont pas similaires.
Les questions en suspens
24
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
La situation d’EDF
Les éléments concernant EDF sont
les plus nombreux. Si on se limite aux
conséquences financières, on peut dis-
tinguer deux grands types de coûts :
- les dispositions pour « augmenter
la robustesse des installations face à des
situations extrêmes ». Les conséquences
financières de ces mesures, en termes
d’investissements, sont aujourd’hui esti-
mées par EDF à une dizaine de milliards
d’euros à réaliser en quelques années,
qui sont déjà en partie inclus dans les
programmes d’investissements provi-
sionnels d’EDF. Mais il faudra aussi
tenir compte du coût de ces mesures en
termes de personnels, notamment pour
la mise en place de la « force d’action
rapide », ce qui devrait au total, d’après
EDF, représenter un coût important de
l’ordre de 300 M€ par an ;
- les facteurs sociaux, organisation-
nels et humains, dont les coûts sont
encore plus difficiles à déterminer
aujourd’hui mais qui auront des consé-
quences sur les effectifs et les charges
salariales qui en découlent ainsi que sur
l’organisation des travaux en sous-trai-
tance.
La situation d’AREVA
La
diversité
des
installations
d’AREVA et la nécessité d’adapter le
cahier des charges, initialement conçus
pour les réacteurs de puissances, à leurs
spécificités font que la démarche
d’AREVA n’a pas encore été menée à
son terme et qu’elle doit être poursuivie
pour compléter les améliorations de
sûreté. AREVA doit encore produire
pour la mi-2012, la définition de
mesures concrètes dans des études
transverses relatives à la gestion de crise.
Comme pour EDF, l’accent est mis
sur la constitution d’un noyau dur pour
chaque « plateforme » d’AREVA et les
dispositifs complémentaires permettant
de rendre plus robuste le remplissage
des piscines. En revanche, la constitu-
tion d’une force d’action rapide semble
avoir moins de sens, le nombre de sites
étant plus limité et les activités plus
diversifiées ; il faut donc plutôt envisa-
ger un renforcement des dispositifs de
crise sur chaque « plateforme ».
Les investissements d’AREVA, pré-
vus dans un plan stratégique sur 5 ans,
s’élèvent à 2 Md€ pour la période.
Actuellement, l’entreprise semble consi-
dérer que les investissements liés aux
évaluations complémentaires de sûreté
devraient représenter quelques centaines
de millions d’euros supplémentaires
pour la période. Mais la Cour n’a aucun
moyen de valider ces chiffres, notam-
ment du fait que les prescriptions de
l’ASN sont encore très peu précises.
La situation du CEA
Le CEA est dans une situation rela-
tivement proche de celle d’AREVA,
compte tenu de la diversité de ses instal-
lations, mais encore un peu plus singu-
lière du fait que, d’une part, la plupart de
ses installations seront examinées en
Les questions en suspens
25
Synthèse
du Rapport public
thématique de la
Cour des comptes
2012 et que, d’autre part, 3 sur 5 des ins-
tallations qui ont été examinées dans le
cadre de cette première série d’évalua-
tions sont fermées et en cours de
démantèlement
(Phénix,
l’atelier
Plutonium et Osiris). Il faut donc, dans
chaque cas, préciser les investissements
qui ont un sens compte tenu de la dimi-
nution des risques au fur et à mesure des
progrès des opérations de démantèle-
ment.
Le CEA estime aujourd’hui le coût
possible des conséquences des évalua-
tions complémentaires de sûreté avec
une fourchette relativement large, entre
50 et 500 M€, à réaliser sur 3 ou 4 ans.
D’une manière générale, il est donc
encore trop tôt pour chiffrer et vérifier
le montant des investissements et coûts
humains qui seront les conséquences de
ces premières évaluations complémen-
taires de sûreté. En outre, comme le dit
l’ASN dans son rapport, « le retour d’ex-
périence de l’accident de Fukushima
pourra prendre une dizaine d’années. Il
est apparu nécessaire d’évaluer sans
délai la robustesse des installations vis-à-
vis des situations extrêmes », mais ce
n’est que la première étape d’un proces-
sus d’analyse et de réflexion qui sera
long..
La multiplication des déro-
gations à la loi de 2006 et
les conséquences de la
crise financière sur la ges-
tion des actifs dédiés
devraient conduire à un
réexamen des conditions
de mise en oeuvre de ce
mécanisme
Sur un total de 27,8 Md€ de provi-
sions pour opérations de fin de cycle
devant être couvertes par des actifs
dédiés, 18,2 Md€ étaient couverts par
des titres financiers côtés, au 31 décem-
bre 2010, 2,7 Md€ n’étaient pas censés
être couverts à cette date et 6,9 Md€
étaient constitués de couvertures croi-
sées entre opérateurs du domaine
nucléaire, y compris l’Etat. Au total, on
peut considérer que 4,6 Md€ reposent
directement ou indirectement sur l’Etat,
sans compter les titre de RTE (2,3 Md€)
comptabilisés dans les actifs dédiés
d’EDF.
Plusieurs décisions ont modifié
significativement l’application des textes
initiaux de 2006 (loi sur la transparence
et la sûreté nucléaire) : la date de couver-
ture totale des provisions par des actifs
dédiés a été repoussée de juin 2011 à
juin 2016 ; la liquidité de ces actifs a été
affectée par l’acceptation de titres de
filiales des opérateurs ainsi que par des
créances croisées entre opérateurs ;
enfin le principe
même des actifs dédiés
a été abandonné pour le CEA.
Les questions en suspens
26
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Parallèlement, la crise financière
aggrave les incertitudes sur la rentabilité
à moyen et long terme des actifs consti-
tuant les portefeuilles et donc sur leur
capacité à couvrir, à terme, les besoins
de financement des charges futures.
Les évolutions du dispositif ont eu
lieu sans que la commission qui devait
structurer la gouvernance de ce disposi-
tif soit mise en place, ce qui est très
regrettable. La CNEF
(3
)
est désormais
en état de fonctionner, de donner un
avis sur l’état actuel du dispositif et,
éventuellement, sur son adaptation à la
situation financière actuelle.
La Cour recommande
que ce
sujet fasse l’objet d’un nouvel examen
car il n’est pas sain que la structure et la
logique initiale du dispositif soient pro-
fondément modifiées par des déroga-
tions successives, chaque fois que se
présente une nouvelle difficulté.
La durée de fonctionne-
ment des centrales est
une variable stratégique
qui devrait faire l’objet
d’orientations explicites
La durée de fonctionnement de
chaque centrale fait l’objet d’un examen
décennal par l’Autorité de sureté
nucléaire (ASN) qui précise les condi-
tions d’une éventuelle autorisation de
poursuivre l’exploitation. Actuellement,
seuls deux réacteurs des centrales du
Triscastin et de Fessenheim ont reçu une
autorisation de fonctionnement jusqu’à
40 ans, sous réserve de la réalisation de
travaux significatifs pour en améliorer la
sécurité.
Toutefois, comptablement, les cen-
trales d’EDF sont amorties sur 40 ans
depuis 2003. Or, la durée de vie des cen-
trales a un impact significatif sur le coût
de production réel en permettant
d’amortir les investissements sur un plus
grand nombre d’années. D’autre part,
elle repousse dans le temps les dépenses
de démantèlement et le besoin d’inves-
tissement dans de nouvelles installations
de production.
La Cour constate que, d’ici une
dizaine d’années (fin 2020), 22 réacteurs
sur 58 atteindront leur quarantième
année de fonctionnement. Par consé-
quent, dans l’hypothèse d’une durée de
vie de 40 ans et d’un maintien de la pro-
duction électronucléaire à son niveau
actuel, il faudrait construire 11 EPR d’ici
la fin de 2022, ce qui paraît très peu pro-
bable, voire impossible, y compris pour
des considérations industrielles.
Cela signifie qu’il est fait l’hypothèse
soit d’une durée au-delà de 40 ans,
comme semble l’indiquer la « program-
mation pluriannuelle des investisse-
ments » (PPI) de production d’électricité
___________
(3)Commission nationale du financement des charges de démantèlement des installa-
tions nucléaires de base et de gestion des combustibles usés et des déchets radioactifs.
Les questions en suspens
27
Synthèse
du Rapport public
thématique de la
Cour des comptes
pour la période 2009-2012, qui « privilé-
gie un scénario central de prolongation
au-delà de 40 ans du parc nucléaire »,
soit d’une évolution du mix énergétique
vers d’autres sources d’énergie, sans que
ces orientations stratégiques n’aient fait
l’objet d’une décision explicite, connue
du grand public, alors qu’elles nécessi-
tent des actions de court terme et des
investissements importants.
Des investissements
importants sont à prévoir
à court/moyen terme avec
des conséquences signifi-
catives sur le coût de
production global
Ainsi, le prolongement de l’autorisa-
tion de fonctionnement jusqu’à 40 ans,
la prise en compte des conséquences des
évaluations de sûreté faites à la suite de
Fukushima (rapport de l’ASN) et le
maintien du taux de disponibilité des
centrales à un niveau acceptable (entre
80 et 85 %) nécessitent un doublement
du rythme actuel d’investissement de
maintenance, ce qui représente une aug-
mentation
d’environ + 10 % du coût
courant économique de production
(CCE).
Par ailleurs, si les centrales actuelles
étaient remplacées par des EPR dont le
coût de construction (au moins 5 Md€
pour un EPR « de série ») sera très sen-
siblement supérieur à celui des centrales
actuelles, et dans l’hypothèse d’une
durée de vie des centrales actuelles de 50
ans, cela supposerait un investissement
de 55 Md€ (11 EPR) dans les 20 ans qui
viennent.
Quelles que soient les réponses don-
nées à ces questions dans l’avenir, la
Cour relève qu’à court et moyen terme
des dépenses importantes d’investisse-
ments sont prévisibles tant en matière
de maintenance que de construction de
moyens de production de remplace-
ment ; elles viendront s’ajouter aux
dépenses d’investissement dans les
réseaux de distribution ou dans la
recherche, s’il est décidé de poursuivre le
programme de développement des réac-
teurs de 4ème génération, qui devrait
conduire à des investissements sensible-
ment supérieurs à ceux faits actuelle-
ment dans ce domaine, sans qu’il soit
actuellement possible de les chiffrer.
Les conséquences stratégiques et
financières de cette situation doivent
être analysées de manière à pouvoir en
tirer des orientations de la politique
énergétique à moyen terme, publique-
ment connues et utilisables par tous les
acteurs du secteur. En effet, compte-
tenu du délai, en matière de politique
énergétique, entre la prise de décision et
ses effets, particulièrement long pour le
nucléaire mais qui existe aussi pour
toutes les autres filières, y compris pour
les économies d’énergie, ne pas prendre
de décision revient à faire un choix, celui
de faire durer le parc actuel au-delà de
40 ans.
Les questions en suspens
28
Synthèse
du Rapport public thématique de la
Cour des comptes
Un besoin de maintenir la
transparence sur les chif-
frages et d’actualiser
régulièrement les données
du présent rapport
La complexité du sujet, l’incertitude
des données et le grand nombre d’hypo-
thèses sur lesquelles les chiffres du pré-
sent rapport ont été calculés nécessitent
que ce travail soit régulièrement revu et
approfondi, dans le cadre d’une gouver-
nance adaptée à la dimension straté-
gique de la question énergétique et à la
grande sensibilité du sujet pour les
citoyens.
Aussi la Cour recommande-t-elle
que cette enquête soit régulièrement
actualisée, en toute transparence et
objectivité, afin de permettre de
:
préciser
progressivement
les
méthodes d’évaluation en situation d’in-
certitude qui sont nécessaires pour éva-
luer économiquement les décisions à
prendre ; les études sur les coûts et les
probabilité d’accidents devraient notam-
ment être approfondies ;
suivre, en fonction des retours
d’expérience, les évolutions futures des
différents éléments de coûts qui ont été
analysés, en particulier le chiffrage des
conséquences des évaluations complé-
mentaires de sûreté suite à l’accident de
Fukushima ;
capitaliser les efforts faits par les
différents acteurs et spécialistes du sujet.
Au demeurant, l’importance des
externalités non chiffrables, sauf éven-
tuellement par comparaison avec d’au-
tres solutions, notamment en termes
d’impact sur l’environnement, la santé,
l’emploi et la balance commerciale, sou-
ligne le fait que les coûts ne sont certai-
nement pas les seules variables à pren-
dre en compte dans les décisions en
matière de production électronucléaire.