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COMMUNICATION
COMMUNICATION
COMMUNICATION
COMMUNICATION À LA COMMISSION
LA COMMISSION
LA COMMISSION
LA COMMISSION D’ENQUÊTE DE L’ASSEMBLEE
D’ENQUÊTE DE L’ASSEMBLEE
D’ENQUÊTE DE L’ASSEMBLEE
D’ENQUÊTE DE L’ASSEMBLEE
NATIONALE
NATIONALE
NATIONALE
NATIONALE
Article
Article
Article
Article L. 132
L. 132
L. 132
L. 132-4 du code des juridictions financières
4 du code des juridictions financières
4 du code des juridictions financières
4 du code des juridictions financières
LE COÛT DE PRODUCTION
E COÛT DE PRODUCTION
E COÛT DE PRODUCTION
E COÛT DE PRODUCTION
DE L’ÉLECTRICITÉ NUCLÉAIRE
DE L’ÉLECTRICITÉ NUCLÉAIRE
DE L’ÉLECTRICITÉ NUCLÉAIRE
DE L’ÉLECTRICITÉ NUCLÉAIRE
Actualisation 2014
Actualisation 2014
Actualisation 2014
Actualisation 2014
Mai 2014
Cour des comptes
Le coût de production de l’électricité nucléaire actualisation 2014 – mai 2014
13 rue Cambon 75100 PARIS CEDEX 01 - tel : 01 42 98 95 00 - www.ccomptes.fr
Sommaire
AVERTISSEMENT
...........................................................................
7
SYNTHESE
........................................................................................
9
RECOMMANDATIONS
.................................................................
31
INTRODUCTION
...........................................................................
31
CHAPITRE I - LES DEPENSES COURANTES
D’EXPLOITATION
........................................................................
37
I
- Le coût du combustible nucléaire
........................................................
38
II
- Les dépenses de personnel
.................................................................
40
III
- Les consommations externes
.............................................................
44
IV
- Impôts et taxes
..................................................................................
47
V
- Le coût des fonctions centrales et supports
........................................
48
VI
- Total des coûts d’exploitation
...........................................................
49
CHAPITRE II - LES INVESTISSEMENTS DE
MAINTENANCE
.............................................................................
53
I
- La situation en 2011
............................................................................
53
II
- Les différentes catégories d’investissements de maintenance
............
55
A - Les investissements liés à Fukushima Daiichi
.....................................
55
B - Les investissements destinés au maintien de la production
...............
62
C - Les investissements destinés à prolonger la durée d’exploitation des
réacteurs au-delà de 40 ans
.....................................................................
64
III
- L’évolution des investissements de maintenance
..............................
66
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4
COUR DES COMPTES
CHAPITRE III - LES DEPENSES FUTURES
.............................
75
I
- Le démantèlement des installations nucléaires
...................................
76
A - L’évaluation des charges de démantèlement des installations
nucléaires d’EDF
.......................................................................................
77
B - L’évaluation des charges de démantèlement d’AREVA
......................
82
C - L’évaluation des charges nucléaires civiles de démantèlement du CEA
..................................................................................................................
84
II
- La gestion des combustibles usés
.......................................................
85
A - La gestion des combustibles usés d’EDF
.............................................
86
B - Coût de gestion des combustibles du CEA
..........................................
88
III
- La gestion des déchets radioactifs
.....................................................
88
A - Les types de déchets et leurs modes de gestion
................................
88
B - Les déchets disposant actuellement d’un exutoire
............................
90
C - Les déchets sans exutoire
...................................................................
91
D - La reprise et le conditionnement des déchets anciens (RCD)
............
96
E - Les questions en suspens
....................................................................
96
F - Récapitulatif des charges brutes de gestion des déchets dans les
comptes des exploitants
..........................................................................
99
CHAPITRE IV - PROVISIONS, ACTUALISATION ET ACTIFS
DEDIES
.........................................................................................
103
I
- Le montant des provisions dans les bilans
.........................................
103
II
- Les provisions dans les comptes de résultat
.....................................
105
A - Les provisions d’EDF pour le parc actuel
..........................................
105
B - Les provisions des autres acteurs de la filière
...................................
108
III
- L’actualisation des provisions
..........................................................
109
A - Rappel des règles encadrant la fixation du taux d’actualisation par les
exploitants en France
.............................................................................
109
B - Le taux d’actualisation utilisé
............................................................
110
C - Les termes du débat actuel sur la fixation du taux
...........................
112
A - La sensibilité des exploitants au taux d’actualisation
.......................
115
IV
- Les évolutions futures éventuelles des provisions
...........................
116
A - Impact de la durée de vie des centrales sur les provisions
...............
116
B - Impact du devis Cigéo sur les provisions
..........................................
118
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SOMMAIRE
5
V
- Les actifs dédiés
...............................................................................
118
A - Cadre réglementaire et législatif
......................................................
118
B - Portefeuille d’actifs des exploitants
..................................................
122
C - Positionnement des fonds dédiés
.....................................................
131
CHAPITRE V LES DEPENSES SUR CREDITS PUBLICS
....
135
I
- Les dépenses de recherche
................................................................
135
A - L’effort de recherche actuel
.............................................................
136
B - Les coûts futurs de R&D
....................................................................
138
II
- Les dépenses publiques de sécurité, sûreté et de transparence
........
142
A - L’ASN
.................................................................................................
143
B - L’IRSN
................................................................................................
144
CHAPITRE VI - RISQUE NUCLEAIRE ET ASSURANCE
.....
147
I
- Responsabilité civile nucléaire et assurance
......................................
147
II
- Le coût des accidents nucléaires
.......................................................
151
CONCLUSION GENERALE
.................................................
161
ANNEXES
...................................................................................
173
GLOSSAIRE
...............................................................................
223
Cour des comptes
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Avertissement
Le présent rapport répond à une demande de la commission
d’enquête de l’Assemblée nationale, créée le 11 décembre 2013, relative
«
aux coûts passés, présents et futurs de la filière nucléaire, à la durée
d’exploitation des réacteurs et à divers aspects économiques et financiers
de l’électricité nucléaire, dans le périmètre du mix électrique français et
européen,
ainsi
qu’aux
conséquences
de
la
fermeture
et
du
démantèlement des réacteurs nucléaires, notamment de la centrale de
Fessenheim
».
Les parlementaires, le président de la commission d’enquête,
François Brottes, et le rapporteur, Denis Baupin, ont demandé, par un
courrier en date du 6 février 2014, que «
la Cour puisse compléter
l’information de la commission d’enquête en application de l’article L.
132-4 du code des juridictions financières
». La commission devant
déposer son rapport avant le 11 juin, elle a souhaité que la contribution de
la Cour lui parvienne
« en temps utile pour qu’elle puisse être présentée à
la commission
».
En réponse, par lettre du 18 février 2014, le Premier Président a
indiqué que la communication de la Cour serait adressée avant la fin du
mois de mai et a précisé les sujets auxquels elle s’efforcerait de répondre
dans les délais impartis.
Le contrôle a été notifié à EDF, AREVA, au CEA, à l’ASN,
l’IRSN, la CRE, l’ANDRA, la CNEF, la direction générale de l’énergie et
du climat (DGEC), la direction générale de la recherche et de l’innovation
(DGRI), la direction du budget, la direction du Trésor et à l’APE.
La Cour a procédé à de nombreux entretiens (annexe 4) ainsi qu’à
l’audition des présidents d’EDF, d’AREVA, de l’ASN, de la CRE, du
directeur général de l’énergie et du climat et du directeur de l’APE. Elle
s’est également appuyée sur les avis d’un groupe d’experts (annexe 3) qui
présentent
une
grande
diversité
de
compétences
(scientifiques,
économistes ingénieurs, etc.) et de points de vue.
Dans le cadre de la procédure contradictoire, ont été prises en
compte les réponses apportées par l’ensemble des organismes auxquels a
été notifié le contrôle et qui ont tous répondu à la Cour.
Le présent rapport a été délibéré le 12 mai 2014 par la deuxième
chambre de la Cour des comptes, présidée par M. Gilles-Pierre Levy,
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COUR DES COMPTES
président de chambre, et composée de Mme Pappalardo, MM. De Gaulle,
Zerah, Vialla, Mousson, Delaporte, conseillers maîtres, et M. Bertrand
président de chambre maintenu, les rapporteures étant Mme Pappalardo,
conseillère maître, et Mme Dessillons, rapporteure, M.Vialla étant le
contre-rapporteur.
Il a ensuite été examiné et approuvé le 20 mai 2014 par le comité
du rapport public et des programmes de la Cour des comptes composé de
M. Migaud, Mme Froment-Meurice, MM. Durrleman, Levy, Lefas, Briet,
Mme Ratte, M. Vachia et M. Paul, rapporteur général du comité,
présidents de chambre, et M. Johanet, procureur général, entendu en ses
avis.
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Synthèse
Introduction
En janvier 2012, la Cour des comptes a publié un rapport public
thématique sur les coûts de la filière électronucléaire
1
, qui rassemblait les
données disponibles à l’époque sur les éléments constitutifs des coûts
passés, présents et futurs de la production d’électricité nucléaire en
France. Ce rapport permettait notamment de calculer le coût courant
économique (CCE) de production de l’électricité nucléaire par EDF en
2010 (49,5 €/MWh), de préciser sa sensibilité aux incertitudes sur le
chiffrage des dépenses futures et de souligner l’impact de la forte
évolution programmée du montant des investissements de maintenance.
La Cour chiffrait également les dépenses non prises en compte dans les
coûts de l’exploitant puisqu’elles sont financées sur crédits publics, en
matière de R&D et de sûreté-sécurité-transparence, et relevait que l’État
assure gratuitement une partie du risque « responsabilité civile » en cas
d’accident
nucléaire.
Le
rapport
contenait
une
dizaine
de
recommandations et soulignait notamment le fait que la durée de
fonctionnement des centrales est une variante stratégique qui devrait faire
l’objet d’orientations explicites.
Le présent rapport, établi à la demande de la commission
d’enquête de l’Assemblée nationale créée le 11 décembre 2013 et
consacrée à la filière électronucléaire, vise à actualiser les constats faits
par la Cour des comptes dans son rapport de janvier 2012, tout en
répondant aux questions posées à la Cour par la commission sur les deux
sujets suivants :
-
l’évolution des investissements liés à la maintenance et à la rénovation
du parc existant ;
-
l’évaluation des coûts associés au risque d’accident nucléaire majeur
et leur prise en compte par les différents acteurs.
1
Cour des comptes,
Rapport public thématique : Les coûts de la filière
électronucléaire.
La Documentation française, janvier 2012,
438 p., disponible sur
www.ccomptes.fr
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10
COUR DES COMPTES
Comme pour son précédent rapport, la Cour a donc exclu de son
champ d’analyse les dépenses nucléaires militaires et les coûts de
transport et de distribution de l’électricité, pour se limiter au coût de
production de l’électricité nucléaire, qui représente environ 40 % du prix
payé par les consommateurs.
Le rapport ne porte que sur les coûts de l’électricité nucléaire ; il
ne présente pas de comparaisons de coût entre les énergies, ni de scénario
d’évolution du mix énergétique, ni d’analyse « coûts/bénéfices ». Il ne
compare pas les coûts aux tarifs. La Cour ne prend pas position sur la
bonne ou mauvaise gestion des crédits publics concernés.
Pour mener à bien cette étude, la Cour a travaillé dans des délais
très contraints, afin de remettre son rapport à la commission d’enquête
dans des délais compatibles avec le calendrier de cette dernière, et n’a
donc pas pu approfondir tous les sujets ; elle a utilisé les documents et les
informations disponibles à la date de son enquête.
Comme pour le précédent rapport, elle a sollicité les avis d’experts
réunis dans un comité constitué spécifiquement à cet effet et regroupant
des compétences et des points de vue diversifiés en matière
énergétique.
1 -
L’évolution du coût de production entre 2010 et 2013
La production d’électricité nucléaire est une activité très
capitalistique dont les coûts s’étalent sur une très longue période. Le coût
de production de l’électricité nucléaire est en effet composé de plusieurs
éléments : les dépenses d’exploitation directement liées à la production
chaque année, les investissements de maintenance réalisés sur les
réacteurs, les dépenses futures liées à la production actuelle (coût de
démantèlement, gestion des déchets et des combustibles usés) et la prise
en compte du coût des investissements passés pour construire le parc
existant. Les différents éléments pour calculer ces coûts sont présents
dans les comptes annuels et la comptabilité analytique d’EDF.
Pour calculer le coût moyen global, la Cour a repris la méthode,
utilisée dans son rapport précédent,
du coût courant économique
(CCE)
. Cette méthode repose sur une approche « théorique » qui conduit
à calculer a posteriori un « loyer économique » annuel constant depuis la
mise en service des centrales et qui permettrait de reconstituer, à la fin de
leur durée de fonctionnement, un parc identique au parc initial. Cette
méthode définit ainsi un coût global moyen sur toute la durée de
fonctionnement du parc, utile pour comparer le prix des énergies entre
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SYNTHESE
11
elles. Elle ne tient pas compte en revanche de l’historique de ce parc,
notamment de la manière dont il a été amorti et financé, notamment par
les consommateurs, à travers les tarifs réglementés de vente d’électricité.
a)
Une forte progression du coût de production depuis 2010
Entre 2010 et 2013 le coût de production de l’électricité nucléaire
connaît une forte progression ; il passe de
49,6 €/MWh à 59,8 €/MWh
en € courants
,
soit une augmentation de 21 % (+ 16 % en €
constants
3
)
.
Cette évolution est presque entièrement due à l’évolution des
différents types de charges (+ 19 %), la production annuelle étant
relativement stable (- 1 %) ; en effet, le taux de disponibilité est resté à un
niveau faible (78 %), notamment du fait des périodes de travaux
nécessitées par le développement des investissements de maintenance.
Tableau A : comparaison des coûts de production d’EDF 2010-
2013
En M€ courants
2010
2013
2013/2010
Dépenses d’exploitation
9 017
10 003
+ 10,9 %
Investissements sur le parc existant
1 747
3 804
+ 117,7 %
Provision pour gestion des déchets et du
combustible usé
1 133
1 301
+ 14,8 %
Provision pour démantèlement
461
520
+ 12,8 %
Loyer économique
7 880
8 501
+ 7,9 %
Total
20 238
24 129
+ 19,2 %
Production en TWh
407,9
403,7
- 1 %
Coût en €/MWh
49,6
59,8
+ 20,6 %
Source : Cour des comptes et EDF
À partir de 2012, l’évolution du schéma de gestion d’EDF l’a
conduit
à
immobiliser
et
comptabiliser
au
titre
des
dépenses
d’investissements (Capex) des montants importants de dépenses de
3
Le taux d’inflation sur la période 2010 à 2013 a été de 4,1 %.
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COUR DES COMPTES
maintenance
(385 M€
en
2012,
831 M€
en
2013),
jusqu’alors
comptabilisés au titre des dépenses d’exploitation (Opex). Cette évolution
a eu un impact à la hausse sur les dépenses d’investissements et un impact
à la baisse à la fois sur les dépenses de personnels liés à la maintenance et
sur
les
dépenses
de
travaux
de
maintenance
inclus
dans
les
consommations externes. Compte tenu de cette évolution comptable et du
poids de chaque type de dépenses dans la composition du coût, les causes
principales de
l’augmentation de 10,2 €/MWh
sont les suivantes :
-
la croissance de 11 % des dépenses d’exploitation (+ 20 % sans
évolution du schéma de gestion) qui représentent plus de 40 % du coût
de production et qui provoque une augmentation de
2,7 €/MWh
;
-
les investissements de maintenance, qui ont plus que doublé
(+ 118 % ; + 70 % sans évolution du schéma de gestion) et qui
contribuent à la hausse du coût de production à hauteur de
5,1 €/MWh
;
-
la progression de 14 % du coût des charges futures à travers les
provisions de démantèlement, de gestion des combustibles usés et des
déchets, du fait notamment de la diminution du taux d’actualisation,
ce qui représente une hausse de
0,6 €/MWh
du coût de production ;
-
la hausse du loyer économique (+ 8 %), due à part égale à
l’augmentation du taux de rémunération du capital utilisé et à l’effet
de l’inflation, ce qui augmente le coût de production à hauteur de
1,7 €/MWh
.
Cette évolution depuis 2010 prolonge celle constatée dans le
rapport
précédent
depuis
2008,
notamment
pour
les
dépenses
d’exploitation, les investissements et les dépenses futures.
b)
Une progression notable de toutes les catégories de dépenses
d’exploitation
Sur la période 2008 – 2013,
les dépenses d’exploitation ont
fortement progressé dans leur ensemble, de 20 % en valeur brute et
en euro courants
4
, et de 25 % rapporté à la production (24,4 €/MWh en
2013), celle-ci étant inférieure de 3,3 % en 2013 par rapport à 2008. Sans
4
Le taux d’inflation sur la période 2008 à 2013 a été de 5,8 %. En € constants, la
progression des dépenses d’exploitation est de 13,4 % en valeur brute et de 17,3 %
rapportée à la production.
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SYNTHESE
13
évolution, en 2012 et 2013, du schéma de gestion et donc des méthodes
de comptabilisation des opérations de maintenance, l’augmentation aurait
atteint 31 % en valeur brute (10,7 Md€ en 2013) et 35 % rapportée à la
production (26,5 €/MWh). Toutes les composantes ont connu une
augmentation notable :
-
le coût total du
combustible
a progressé en euros courants de
+ 13 %
entre 2008 et 2013 et de 17 % rapporté à la production (de 4,8 €/MWh
à 5,7 €/MWh), du fait notamment de l’expiration de contrats
historiques qui permettaient un approvisionnement en uranium à faible
coût ;
-
la progression du
coût du personnel
s’est accélérée au cours des
dernières années et a atteint
+ 18 %
entre 2008 et 2013 (en euros
courants). La production ayant diminué, le coût du personnel par
MWh s’est notablement accru (+ 22 %). Sans l’évolution du schéma
de gestion, en 2012 et 2013 qui a réduit cette catégorie de dépenses de
113 M€ en 2012 et de 207 M€ en 2013, la progression aurait atteint
26 %, soit 30,5 % en €/MWh, notamment du fait d’une augmentation
de 22 % des effectifs consacrés à la production électronucléaire ;
-
les
consommations externes
ont progressé de
+ 19 %
entre 2008 et
2013, en euros courants, et de 23 % rapportées à la production. En
l’absence de requalification de certaines dépenses en investissements,
dans le cadre de l’évolution du schéma de gestion (272 M€ en 2012 et
624 M€ en 2013), la croissance des consommations externes aurait
atteint 52 % entre 2008 (1 906 M€) et 2013 (2 892 M€), pour un coût
de 7,2 €/MWh en 2013 (+ 57 %) ;
-
les
impôts et taxes
ont augmenté de
+ 28 %
; rapporté à la
production, le taux de progression est de 33 % entre 2008 et 2013.
Cette progression devrait se poursuivre avec la création en 2014 d’une
contribution au profit de l’agence nationale pour la gestion des déchets
radioactifs (Andra) pour financer les études et travaux préalables à la
construction du futur centre de stockage profond des déchets
nucléaires, Cigéo (86 M€ pour EDF en 2014) ;
-
les dépenses des
fonctions centrales et supports
ont progressé de
+ 43 %
en valeur brute, et de 48 % rapportées à la production,
essentiellement du fait de la création en 2009 de la direction des
services partagés, à partir d’effectifs auparavant comptabilisés dans
les charges directes de personnel de l’activité nucléaire, ce qui a réduit
d’autant le montant des « coûts de personnel ».
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COUR DES COMPTES
Le
projet industriel d’EDF
visant à réaliser les investissements
sur le parc existant pour permettre le prolongement de sa durée de
fonctionnement nécessite une augmentation des dépenses d’achats et de
logistique (consommations externes) ainsi qu’une forte évolution des
effectifs, pour renouveler les compétences et permettre l’accélération du
programme de maintenance. Il explique en partie cette forte évolution des
coûts d’exploitation, notamment sur les dernières années.
Tableau B : évolution des charges d’exploitation entre 2008 et 2013
(avec évolution du schéma de gestion en 2012 et 2013)
Types de
charges
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2013/
2008
Combustible
2 022 M€
4,84€/MWh
2 069 M€
5,31 €/MWh
2 098 M€
5,14 €/MWh
2 183 M€
5,18 €/MWh
2 247 M€
5,55 €/MWh
2 287 M€
5,67 €/MWh
+ 13 %
+ 17 %
Coût du
personnel
2 512 M€
6,01 €/MWh
2 560 M€
6,57 €/MWh
2 627 M€
6,44 €/MWh
2 784 M€
6,61 €/MWh
2 919 M€
7,21 €/MWh
2 959 M€
7,33 €/MWh
+ 18 %
+ 22 %
Consommations
externes
1 906 M€
4,56 €/MWh
2 142 M€
5,50 €/MWh
2 135 M€
5,23 €/MWh
2 399 M€
5,70 €/MWh
2 341 M€
5,78 €/MWh
2 268 M€
5,62 €/MWh
+ 19 %
+ 23 %
Impôts et taxes
1 075 M€
2,57 €/MWh
1 136 M€
2,92 €/MWh
1 225 M€
3,00 €/MWh
1 266 M€
3,01 €/MWh
1 324 M€
3,27 €/MWh
1 379 M€
3,42 €/MWh
+ 28 %
+ 33 %
Fonctions
centrales et
supports
669 M€
1,60 €/MWh
910 M€
2,33 €/MWh
872 M€
2,14 €/MWh
925 M€
2,20 €/MWh
937 M€
2,31 €/MWh
959 M€
2,37 €/MWh
+ 43 %
+ 48 %
Total
8 184 M€
19,6 €/MWh
8 817 M€
22,6 €/MWh
8 957 M€
22,0 €/MWh
9 557 M€
22,7 €/MWh
9 768 M€
24,1 €/MWh
9 852 M€
24,4 €/MWh
20 %
25 %
Source : Cour des comptes et EDF
c)
Un projet industriel qui explique le doublement des investissements
de maintenance entre 2010 et 2013
La
Cour
avait
souligné
l’importance
du
montant
des
investissements de maintenance dans l’évolution du coût total du kWh
nucléaire et leur forte augmentation, anticipée par EDF dans une
perspective de prolongement de la durée d’exploitation des réacteurs au-
delà de 40 ans, encore renforcée par les conséquences de l’accident de
Fukushima Daiichi.
Les besoins d’investissements d’EDF, dans une
perspective de
prolongement de la durée d’exploitation des réacteurs
, tels qu’ils
avaient été chiffrés en 2010 (57 Md€
2010
de 2011 à 2025) ont fait l’objet
d’un travail d’optimisation qui les a réduits d’environ 8 Md€
2011
sur la
période tout en permettant de lisser la courbe des investissements,
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SYNTHESE
15
notamment en début de période. Toutefois, le périmètre de ces
investissements a été augmenté par la comptabilisation en dépenses
d’investissements
de
travaux
de
maintenance,
jusqu’à
présent
comptabilisées en Opex, pour un montant total de 13 Md€
2011
environ
(2011 – 2025), conduisant à un total d’investissement de
62,5 Md€
2010
entre 2011 et 2025
, avec, de nouveau, une progression importante
pendant les premières années.
Ainsi, après une phase de ralentissement net de 2003 à 2006, qui a
eu des répercussions négatives sur l’exploitation et la production, le
montant des
investissements annuels
d’EDF (
3 804 M€ en 2013
)
a été
multiplié par 3 depuis 2008
(1 221 M€) et
par plus de 2 depuis 2010
(1 748 M€), en euros courants et en tenant compte de l’évolution du
schéma de gestion.
Ces investissements ne sont pas de même nature, même s’ils
participent tous à l’objectif de permettre au parc actuel d’être exploité au-
delà de 40 ans. Certains visent prioritairement à
maintenir le
niveau de
production
potentielle actuel, d’autres à
améliorer la sûreté
des
réacteurs, afin de satisfaire aux prescriptions de l’autorité de sûreté
nucléaire (ASN). En effet, si les centrales françaises ont été conçues et
construites à l’origine pour une durée de vie technique de 40 ans, la loi
française prévoit que la durée d’autorisation d’exploiter une centrale
repose sur les examens de sûreté périodiques de l’ASN. A chaque visite
décennale des réacteurs, l’autorité de sûreté précise les conditions d’une
éventuelle autorisation de poursuivre l’exploitation en tenant compte des
retours d’expériences et des meilleures pratiques du moment, dans un
souci d’amélioration continue de la sûreté.
De manière un peu simplifiée, on peut considérer globalement que,
dans le
plan industriel
d’EDF actuel, pour la période 2014-2025, la
moitié des investissements correspond à des
investissements de sûreté
que l’on peut classer en deux catégories :
-
les investissements qui visent à appliquer les prescriptions faites par
l’ASN à la suite des évaluations complémentaires de sûreté (ECS)
«
post Fukushima Daiichi
» : ils représentent un montant total de
travaux estimé à environ 11 Md€ (dont environ
0,7 Md€
2011
par an
entre 2014 et 2025) pour EDF, qui considère ne pas pouvoir dissocier
d’une décision d’allongement de la durée de vie des réacteurs une
partie de ces investissements (environ 6 Md€) ; elle souhaite donc
pouvoir les réaliser d’ici 2033, au fur et à mesure des 4
èmes
visites
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décennales, mais ce calendrier très long n’a pas été validé à ce jour par
l’ASN ;
-
les investissements qui permettent une amélioration de la sûreté « au
regard des objectifs de sûreté des réacteurs de 3
ème
génération »,
comme l’a indiqué l’ASN, pour pouvoir demander l’autorisation de
prolonger la durée d’exploitation des réacteurs au-delà de 40 ans
.
Ils représentent environ
1,6 Md€
2011
par an
sur la période.
L’autre
moitié
des
investissements,
qui
correspond
à
la
maintenance « normale »
(
environ 1 Md€
2011
par an
) et à la
rénovation ou au remplacement de gros composants
dont la durée de
vie est inférieure à 40 ans (
environ 1,3 Md€
2011
par an
), est nécessaire,
même en l’absence de prolongement de la durée d’exploitation des
réacteurs, pour permettre au moins le maintien du niveau de la
production. Toutefois leur montant est lié à l’anticipation faite par
l’industriel
sur
la
durée
d’exploitation
des
réacteurs
et
donc
d’amortissement de ces investissements lourds.
Tableau C : projet industriel d’EDF en 2014 :
Répartition des investissements sur la période 2014 – 2025
Type d’investissement
En %
Suite Fukushima Daiichi
16 %
Autres investissements de sûreté
34 %
Maintenance et rénovation
29 %
Exploitation et autres projets patrimoniaux
21 %
Total parc existant (hors EPR et hors
investissements pour augmentation de capacité)
100 %
Source : EDF
Pour mettre tout le parc actuel en capacité de maintenir sa
production et, éventuellement, de prolonger sa durée d’exploitation au-
delà de 40 ans, une partie des investissements sera réalisée au-delà de
2025. Même si un chiffrage à un tel horizon est par nature un exercice
très incertain, le total des investissements sur la
période 2011 – 2033
, qui
devrait couvrir la quasi-totalité des 4
èmes
visites décennales des réacteurs
de 900 MW et de 1 300 MW, atteindrait environ
90 Md€
2010
(environ
110 Md€ courants).
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Ces coûts globaux d’investissements sont calculés, par hypothèse,
sur la base d’un prolongement uniforme de la durée de fonctionnement
des 58 réacteurs, ce qui n’anticipe pas les décisions futures qui pourraient
conduire à fermer les réacteurs à des âges différents pour des décisions de
sûreté, de rentabilité ou de politique énergétique, telle que la décision
annoncée par les pouvoirs publics d’un taux d’électricité nucléaire de
50 % en 2025.
d)
Des dépenses futures qui restent caractérisées par quelques fortes
incertitudes
La production d’électricité nucléaire a pour particularité qu’une
partie de ses coûts est reportée après la période de production elle-même,
le calendrier et l’ampleur de ces dépenses étant encore souvent mal
connus. Les textes
5
précisent les types de dépenses concernés et les
principes et méthodes d’évaluation à appliquer.
L’évolution des charges futures marquée par l’attente du
devis Cigéo
Les dépenses futures à prendre en compte dans le coût de
production de l’électricité nucléaire regroupent trois types de dépenses. Si
le coût des dépenses de
gestion future des combustibles usés
6
(
16,3 Md€ fin 2013
) comporte peu d’incertitudes majeures, puisqu’il est
calculé sur des quantités précises et des coûts unitaires basés sur les
contrats en cours avec AREVA, il n’en est pas de même des deux autres
types de dépenses futures :
-
les
charges brutes de démantèlement
des exploitants s’élèvent à
34,4 Md€ en 2013, en augmentation de 3,6 %
en euros constants par
rapport à 2010, principalement due aux révisions de devis, parfois
significatives, des opérations de démantèlement en cours (+ 22,4 %
pour les devis de la génération 1 pour EDF, + 46 % pour Eurodif chez
AREVA) ; elles font craindre des surcoûts pour les opérations à venir,
même si ces premières opérations ne bénéficient pas d’effet de série et
concernent des installations pour lesquelles le démantèlement n’avait
5
Notamment la loi de programme n° 2006-739 du 28 juin 2006 relative à la gestion
durable des matières et déchets radioactifs et l’arrêté du 21 mars 2007 relatif à la
sécurisation du financement des charges nucléaires.
6
Il s’agit essentiellement des coûts de retraitement des combustibles usés recyclables
et de reconditionnement, transports et entreposage des combustibles non recyclables.
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pas été pensé dès l’origine. Par ailleurs, des facteurs probables de
surcoûts ont d’ores et déjà été identifiés, notamment la question de la
dépollution des sols et les niveaux de marges d’incertitude des devis
qui paraissent souvent faibles ;
-
les charges brutes de gestion des déchets (31,8 Md€ en 2013) sont
en augmentation de 7,6 %
en euros constants depuis 2010. Au sein
des dépenses futures pour obligations de fin de cycle, ce poste est
celui sur lequel pèse le plus d’incertitudes, qui pourraient générer à
terme des surcoûts importants (création éventuelle d’un nouveau
centre de stockage pour les déchets FAVC, devenir de certaines
matières considérées aujourd’hui comme valorisables mais qui
pourraient être reclassées à l’avenir comme déchets, etc.).
Tableau D : charges brutes : comparaisons 2010 / 2013
M€
courants
EDF
AREVA
CEA
Total
(y c. ANDRA)
Démantèlement
2010
20 903
7 108
3 911
31 922
2013
22 448
7 874
4 034
34 356
Gestion du combustible usé (+ derniers coeurs pour EDF)
2010
14 386 (+ 3 792)
420
14 806 (+ 3 792)
2013
15 868 (+ 3 979)
462
16 330 (+ 3 979)
Gestion des déchets
2010
23 017
2 859
2 403
28 362
2013
25 578
3 468
2 623
31 753
Total (incluant charges « autres » non détaillées)
2010
62 097
10 464
6 770
79 415
2013
67 873
12 038
7 165
87 160
Source : Cour des comptes
Un des principaux points d’incertitude en matière de gestion des
déchets concerne le
projet de stockage profond Cigéo, à Bure, dans
l’Aube
. Depuis le précédent rapport de la Cour, la révision du devis du
centre de stockage profond a fait l’objet d’études de l’ANDRA
accompagnée de sa maîtrise d’oeuvre pour préciser les premiers devis et
estimations de 2005 et 2009. Malgré des progrès dans l’organisation des
échanges entre l’ANDRA et les producteurs de déchets, qui ont permis de
rapprocher les points de vue sur plusieurs points, les écarts sont encore
importants entre les différentes estimations : d’environ 14 Md€ selon les
exploitants à 28 Md€ selon l’ANDRA, chiffrage hors fiscalité et
assurances, qui prend en compte des dépenses pour certaines très
lointaines (les dépenses d’exploitation s’étalant jusqu’en 2153) et donc
forcément très incertaines. Il serait souhaitable que les travaux
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d’optimisation en cours permettent de réduire notablement ces écarts
avant qu’une nouvelle estimation officielle des coûts permette de fixer,
par arrêté ministériel, le nouveau devis à prendre en compte. Ce nouveau
chiffrage officiel pourrait utilement présenter les grandes phases du
projet, et notamment le coût d’investissement de la 1
ère
tranche, à
distinguer des dépenses d’investissements plus lointaines, comme les
coûts de démantèlement et de jouvence et les dépenses annuelles
d’exploitation pendant plus de cent ans et présentant donc un niveau
d’incertitude supérieur.
Par ailleurs, il serait souhaitable que le coût d’un éventuel stockage
direct du MOX et de l’URE produits chaque année, et plus généralement
de tous types de combustibles usés, même ceux considérés pour l’instant
comme valorisables, fasse également l’objet d’un devis et que cette
hypothèse soit prise en compte dans les études du projet Cigéo. Cette
position est soutenue par l’ASN, qui s’est notamment exprimée sur le
sujet dans son avis du 16 mai 2013.
Des provisions à la hausse essentiellement du fait de la baisse du taux
d’actualisation
Les
charges
futures
de
démantèlement,
de
gestion
des
combustibles usés et de gestion à long terme des déchets, sont inscrites
dans les comptes des exploitants sous forme de
provisions
, pour un
montant de
43,7 Md€ en 2013
, soit une
augmentation de 14 % par
rapport à 2010
, en partie due au changement de taux d’actualisation
utilisé.
Tableau E : provisions : comparaisons 2010 / 2013
M€ courants
EDF
AREVA
CEA
Total (inclus ANDRA)
Démantèlement
2010
11 031
3 421
2 944
17 396
2013
13 024
3 661
2 931*
19 616
Gestion du combustible usé (+ derniers coeurs pour EDF)
2010
8 851 (+ 1 906)
303
9 154 (+ 1 906)
2013
9 779 (+ 2 313)
342
10 121 (+ 2 313)
Gestion des déchets
2010
6 509
1 823
1 179
9 552
2013
7 542
2 113
1 311
11 013
Total (incluant charges « autres » non détaillées)
2010
28 297
5 604
4 453
38 395
2013
32 658
6 258
4 736
43 699
Source : Cour des comptes
* Les provisions 2013 excluent les provisions du périmètre « hors loi » contrairement aux
provisions 2010 et aux charges brutes pour 2010 et 2013
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En effet, du fait de l’évolution des conditions économiques, le taux
plafond réglementaire fixé par les textes a baissé en
2012
et est devenu
inférieur au taux d’actualisation de 5 % utilisé par les exploitants pendant
la période précédente. Ces derniers ont donc été contraints de
revoir leur
taux d’actualisation à la baisse
, de 5 % à 4,8 % pour EDF et 4,75 %
pour AREVA et le CEA depuis 2012, intégrant une baisse de l’hypothèse
d’inflation à long terme (1,9 %). Cette évolution a eu un impact d’environ
800 M€
à la hausse sur le bilan des exploitants (dont + 518 M€ pour
EDF).
Ce taux aurait dû diminuer à nouveau fin
2013
, aux alentours de
4,6 %, baisse qui aurait eu un impact de près de 1,5 Md€ sur le montant
des provisions des trois exploitants (dont 1,1 Md€ environ pour EDF).
Cependant, dans l’attente de l’aboutissement des discussions engagées
entre l’administration et les exploitants, afin de revoir les règles de calcul
du taux plafond, le choix a été fait de maintenir le taux de 2012, en accord
avec les commissaires aux comptes et les organes de gouvernance des
exploitants ; l’autorisation écrite de
dérogation
par les ministres
concernés, reçue très
tardivement, date seulement du 14 mai 2014.
Cette situation d’incertitude sur le mode de fixation du taux
d’actualisation ne doit pas se prolonger et une décision doit être prise sur
ce sujet, même si elle est rendue complexe par les impacts divergents que
pourraient avoir les solutions envisagées sur les deux principaux
intéressés, EDF et AREVA.
Deux autres sujets en cours de discussion pourraient avoir des
conséquences non négligeables, et de sens contraire, sur les provisions
pour opérations de fin de cycle : l’éventuelle prolongation de la durée
d’exploitation des centrales, qui repousse la date des démantèlements et
donc diminuerait les provisions, et la perspective d’une révision du devis
de Cigéo qui les augmenteraient.
Une règlementation encore à améliorer du dispositif des actifs dédiés
La loi du 28 juin 2006 prévoit que ces provisions soient couvertes
par des
actifs dédiés
. Les exploitants ont aujourd’hui tous atteint un taux
de couverture de leurs provisions par les actifs dédiés de 100 %, comme
imposé par le cadre législatif et réglementaire de 2007.
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21
Toutefois, en ce qui concerne EDF, ce taux de couverture
7
est
atteint grâce à l’affectation en 2013 de sa
créance CSPE
8
dans sa totalité
(5 Md€) à ses actifs dédiés, ce qui réduit la diversification (la créance
CSPE représentant 25 % du portefeuille d’EDF) et la rentabilité de son
portefeuille (taux de rémunération de 1,72 %).
Par ailleurs, on trouve, dans le portefeuille d’actifs dédiés
d’AREVA une créance d’AREVA sur le CEA (617 M€ en 2013) dont le
mécanisme de revalorisation annuelle est très coûteux pour le CEA, et
donc pour l’État, compte tenu des taux de marché actuels. La Cour
souhaite que ce dispositif soit revu pour en limiter le coût.
D’une manière générale, le décret encadrant la constitution du
portefeuille d’actifs dédiés a fait l’objet d’une modification en 2013 qui
ne répond que très partiellement à la recommandation du précédent
rapport de la Cour d’éviter de modifier la structure et la logique initiale de
création des actifs dédiés chaque fois que se présente une difficulté. Il
prévoit toujours en effet un certain nombre de dérogations et
d’autorisations au cas par cas, qui ne sont en outre pas limitées de
manière ferme en pourcentage du portefeuille.
2 -
Les coûts futurs
Les coûts de production de l’électricité nucléaire dans l’avenir ne
peuvent pas être précisés sans faire de multiples hypothèses, notamment
sur les décisions qui seront prises en matière de mix énergétique, de
prolongation de la durée d’exploitation des centrales de 2
ème
génération du
parc actuel et de construction des centrales de 3
ème
génération, les EPR.
a)
Une évolution à la hausse probable des coûts futurs du parc actuel
La Cour estime que les coûts de production du parc actuel à moyen
terme sont orientés à la hausse, pour les raisons suivantes :
-
la mise en oeuvre du projet industriel d’EDF devrait continuer à peser
sur ses
charges d’exploitation
, comme on l’a constaté ces dernières
années ; toutefois EDF a intégré dans son projet, des efforts de
7
Le groupe, en atteignant un taux de couverture de 100 % en 2013, a pu anticiper
l’échéance légale de 2016, dont il bénéficiait de manière dérogatoire.
8
Créance sur l’État détenue par EDF au titre de la contribution pour charges de
service public de l’électricité.
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22
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maîtrise industrielle et financière pour limiter la progression des
charges (hors combustible). Les éléments externes comme le coût
d’approvisionnement en uranium et les impôts et taxes, non concernés
par cette action, sont aussi orientés à la hausse ;
-
les investissements de maintenance, en particulier de sûreté, n’ont pas
encore atteint leur maximum ; ils devraient encore sensiblement
progresser jusqu’en 2017, avant de commencer à diminuer. Les
dernières projections d’EDF conduisent à des
investissements
moyens de 4,3 Md€
2012
entre 2011 et 2025
, encore supérieurs donc
aux 3,7 Md€
2013
de l’année 2013 ;
-
les provisions pour charges futures (démantèlement, gestion des
déchets
et
combustibles
usés)
pourraient
également
aggraver
l’augmentation des coûts du fait des incertitudes sur l’évolution du
taux d’actualisation et du devis de Cigéo
9
;
-
l’ampleur du programme d’investissements va nécessiter la réalisation
de travaux importants qui auront des impacts sur la production
qu’EDF s’efforce de réduire par une gestion rigoureuse des durées
d’arrêts. Il est donc difficile de se prononcer avec précision sur cette
évolution,
qui
réduit
probablement
toutefois
les
possibilités
d’augmentation de la production par rapport à la moyenne de ces
dernières années.
b)
Un prolongement de la durée d’exploitation des réacteurs qui a un
impact positif sur le CCE
Le seul élément qui pourrait avoir un effet à la baisse sur le coût de
production est l’allongement de la durée d’exploitation des réacteurs de
40 à 50 ans ; toutefois cet impact reste limité, compte tenu de la méthode
de calcul du coût moyen utilisée, le CCE n’étant pas très sensible à la
durée d’exploitation des installations, comme l’avait déjà signalé la Cour
dans son rapport précédent
10
.
9
La Cour avait montré, dans son rapport précédent, que l’impact d’une augmentation
de ces dépenses futures sur le coût de production du kWh était limité, de l’ordre de
+ 2,5 % pour une augmentation de 50 % du coût du démantèlement et de + 1 % pour
le doublement du devis de Cigéo. Ces ordres de grandeur restent valables.
10
On rappelle que le calcul du CCE n’est pas destiné à calculer un tarif et ne tient
donc pas compte notamment, pour le calcul à un moment donné, des amortissements
des installations concernées.
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23
C’est la raison pour laquelle plusieurs méthodes de calcul
coexistent :
-
en lissant l’effet de la prolongation sur l’intégralité des 50 années de
production des réacteurs avec un loyer recalculé sur 50 ans depuis
l’origine, on trouve un coût de
62 €
2013
/MWh sur la période 2011 –
2025
; cette méthode, qui est retenue par la Cour, a un faible impact
sur le niveau du loyer, mais est cohérente avec la logique du calcul du
CCE ;
-
la méthode de calcul utilisée par EDF est un peu différente puisqu’elle
reporte tout l’impact positif de la prolongation d’exploitation sur les
années d’exploitation restantes à partir de la date de prise de
décision
11
, fixée arbitrairement à 2014, soit un CCE de 57 €
2013
/MWh.
Cette méthode donne, par construction, un montant du loyer inférieur
à celui de la précédente pour les années à venir ; mais elle rompt avec
la logique et la définition du calcul du CCE et s’éloigne du calcul du
coût global de production du parc.
Quelle que soit la méthode utilisée, il est difficile de préciser quel
est l’impact précis de la prolongation par rapport à un maintien de la
durée d’exploitation actuelle à 40 ans, faute de savoir, si cette hypothèse
était explicitement retenue, quelles en seraient les conséquences en
termes de production et d’investissements :
-
a priori
, le loyer économique ne devrait pas évoluer par rapport au
calcul fait pour le CCE 2013 (8 400 M€), si la durée d’exploitation des
réacteurs est limitée à 40 ans. Le prolongement de la durée
d’exploitation à 50 ans, en faisant diminuer le loyer annuel (8 195 M€
pour la Cour, 6 050 M€ pour EDF) a donc un impact à la baisse sur le
CCE ;
-
le niveau des investissements de maintenance serait sensiblement
réduit par rapport aux projections actuelles du projet industriel d’EDF,
puisqu’il ne serait pas économiquement rentable de faire un certain
nombre
d’investissements
prévus
actuellement
dans
le
projet
industriel d’EDF ;
11
Il s’agit de la prise de décision d’amortir les investissements sur 50 ans au lieu de
40 ans comme c’est le cas actuellement, la décision de prolongement au-delà de
40 ans de la durée d’exploitation ne pouvant être prise que par l’ASN et pour chaque
réacteur individuellement.
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COUR DES COMPTES
-
par conséquent, on peut penser que la production du parc serait réduite
soit du fait de pannes plus nombreuses, soit même par l’arrêt de
réacteurs avant leur 40
ème
année, les investissements nécessaires pour
les maintenir en état de marche n’étant pas rentables pour une durée
d’utilisation courte.
Tableau F : le coût moyen de production du parc entre 2011 et
2025 : différents scénarios et méthodes de calcul
Durée de vie
40 ans
50 ans
Méthode de calcul
en M€
2012
CCE
Coût calculé par EDF
(impact du
prolongement de la
durée de vie appliqué à
partir 2014)
CCE calculé par la
Cour
(avec une durée de
vie de 50 ans dès
l’origine)
Dépenses d’exploitation*
10 870
10 870
10 870
Provision : gestion des déchets
et du combustible usé**
1 485
1 485
1 485
Investissements de
maintenance
?
<4 300
4 300
4 300
Loyer économique
8 400
6 050
8 195
Provision : démantèlement**
515
425
425
Total
nd
23 130
25 275
Production en TWh
nd
410
410
Coût en €
2012
/MWh
nd
56,4 €
61,6 €
Source : Cour des comptes et EDF (calcul du loyer, du coût de
démantèlement et de la gestion des déchets)
* hypothèses d’évolution des dépenses d’exploitation d’EDF
** hypothèses : stabilité du taux d’actualisation à 4,8 % et du devis
Cigéo.
Cour des comptes
Le coût de production de l’électricité nucléaire actualisation 2014 – mai 2014
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SYNTHESE
25
c)
Un coût de production de l’EPR qui ne peut pas être actuellement
chiffré par la Cour
Quelle que soit leur durée de fonctionnement, les réacteurs actuels
ne pourront être remplacés, à terme, dans la mesure où l’on souhaiterait
poursuivre la production d’électricité nucléaire, que par des réacteurs de
« 3
ème
génération », dont les conditions de sûreté sont supérieures à celles
des réacteurs actuels. Les coûts de production futurs à moyen/long terme
de l’électricité nucléaire seront donc, pour tout ou partie, selon le rythme
de remplacement éventuel des réacteurs actuels, ceux de l’EPR.
Toutefois, comme dans son rapport précédent, la Cour constate
qu’elle n’est pas en capacité de calculer le coût de production futur de
l’EPR. Si les éléments du coût de construction et du calendrier de l’EPR
de Flamanville semblent stabilisés, après une nouvelle augmentation
annoncée le 3 décembre 2012 (
8,5 Md€
2012
), il n’est pas possible
aujourd’hui pour la Cour d’en tirer des conclusions précises sur ses coûts
de production ni sur ceux des EPR en général. Toutefois, au regard de
l’importance des coûts de construction par rapport à ceux des réacteurs de
la 2
ème
génération, et même si les EPR sont censés avoir des coûts de
fonctionnement moindres, il est probable que leurs coûts de production
seront sensiblement supérieurs à ceux du parc actuel.
C’est la conclusion que l’on peut également tirer de l’accord passé
en octobre 2013 entre EDF et le gouvernement britannique, avec un prix
de vente de 92,5 £/MWh (114 €
2012
/MWh), même s’il y a de nombreuses
différences entre l’EPR de Flamanville et ceux d’
Hinkley Point
(spécificités du site, normes britanniques, entreposage des déchets, coût
du terrain, etc.) et que l’on prend en compte dans le calcul du prix un taux
de rentabilité interne en lieu et place d’un coût moyen pondéré du capital.
3 -
Les coûts supportés par l’État
Si l’on cherche à calculer les coûts « pour la société » de la
production d’électricité nucléaire, le coût pour l’exploitant doit être
complété par les dépenses supportées par l’État : certaines peuvent êtres
chiffrées (recherche et sûreté/sécurité), d’autres non (responsabilité en cas
d’accident nucléaire).
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26
COUR DES COMPTES
a)
Des dépenses de recherche et de sûreté/sécurité financées sur
crédits publics en augmentation
Le total des dépenses, publiques et privées, consacrées à la
recherche nucléaire
a augmenté de 10 % entre 2010 (1 022 M€) et 2013
(1 124 M€).
Au sein de ce total,
les dépenses financées sur crédits
publics
ont augmenté de
+ 25 %
entre 2010 (414 M€) et 2013 (
515 M€
);
cette augmentation est portée par le programme des investissements
d’avenir (réacteur de recherche RJH et programme ASTRID pour la
4
ème
génération)
.
Ces dépenses ont vocation à rester à un niveau élevé
dans les années à venir, avec un pic à prévoir en 2014.
Les dépenses financées sur crédits publics liées à la sûreté et à
la sécurité
peuvent être estimées à
217 M€ en 2013
, en diminution par
rapport à 2010 (230 M€,
- 6 %
), malgré les travaux supplémentaires
induits par les évaluations complémentaires de sureté « post-Fukushima
Daiichi » ; en effet une partie des dépenses de l’IRSN est désormais
financée par une contribution versée directement par les exploitants
nucléaires. Ces dépenses ont vocation à croître sensiblement après 2014,
en raison de l’expertise nécessitée par des dossiers à venir (mise en
service de l’EPR, démantèlement de Fessenheim, allongement de la durée
de vie des centrales).
Au total
, ces dépenses de recherche et de sécurité financées sur
crédits publics ont donc
augmenté de 14 %
(de 644 M€ en 2010 à
732 M€ en 2013
). Cette progression qui va probablement se prolonger
dans les prochaines années conduit à faire deux remarques :
-
la Cour avait noté dans son rapport en 2012, compte tenu des ordres
de grandeur à l’époque voisins, que l’on pouvait considérer que la taxe
sur les installations nucléaires de base (INB) couvrait globalement les
dépenses financées par crédits publics, en matière de R&D et de
sûreté/sécurité
12
; ce constat ne peut être renouvelé en 2013, l’écart
entre le montant de la
taxe INB (579 M€,
stable par rapport à 2010) et
le montant total des dépenses financées par des crédits publics en lien
avec la production d’énergie nucléaire (732 M€) s’étant sensiblement
12
Cette remarque vise à rapprocher des ordres de grandeur et à mesurer dans quelle
proportion les moyens financiers apportés au budget de l’État par les exploitants
nucléaires à travers la taxe INB, qui est incluse dans leurs coûts de production,
couvrent les dépenses financées par des crédits publics et qui sont des conséquences
directes de leur activité.
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SYNTHESE
27
accru. Les ordres de grandeur restent en revanche voisins, si l’on ne
considère que les dépenses de recherche directement liées au parc en
exploitation (hors recherche sur la 4
ème
génération par exemple) ;
-
dans un contexte budgétaire contraint, cette augmentation pose la
question de la forme du financement des besoins financiers
supplémentaires de l’ASN et de l’IRSN, par subvention ou par
l’augmentation de la contribution des exploitants.
b)
Pas d’évolution de la responsabilité de l’État en cas d’accident
nucléaire
L’État assure « gratuitement » une partie importante du
risque en
cas d’accident nucléaire
, compte tenu des règles internationales en
matière de « responsabilité civile nucléaire ». Actuellement, en effet, la
responsabilité des exploitants reste limitée à 91,5 M€ par accident.
Sur ce point, les recommandations de la Cour dans son rapport
précédent qui visaient à augmenter le plafond de responsabilité des
exploitants n’ont pas encore pu être mises en oeuvre. L’application
partielle de certaines dispositions du protocole de 2004 modifiant la
convention de Paris (augmentation du plafond de responsabilité des
exploitants hors extension du champ des dommages à 700 M€) pourrait
être toutefois anticipée par rapport à leur entrée en vigueur internationale,
grâce à des dispositions incluses dans le
projet de loi pour la transition
énergétique
, projet de texte qui n’est pas encore connu.
Quant au chiffrage du risque supporté par l’État, au-delà donc de la
responsabilité civile des exploitants, c’est un exercice complexe, qui
repose notamment sur
l’évaluation des coûts des accidents nucléaires
.
La publication récente des travaux de l’IRSN sur ce sujet permet de faire
progresser les réflexions sur ce thème, même s’ils ont vocation à être
discutés et affinés.
Ils mettent en évidence le fait que l’État pourrait avoir à intervenir
de manière très lourde en cas d’accident, comme le montre l’accident de
Fukushima Daiichi. Toutefois, en l’absence de possibilité de prise en
charge de ce risque par des assureurs, la mise en place de mécanismes
pour couvrir
a priori
ces coûts dont la probabilité d’occurrence est très
faible ne parait pas la solution la plus adaptée économiquement et
financièrement ; en outre, elle risquerait de déresponsabiliser les
différents acteurs concernés et donc de ne pas contribuer à assurer le
meilleur niveau de sûreté du parc.
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COUR DES COMPTES
4 -
Les recommandations de la Cour
D’une manière générale, la Cour maintient les recommandations
faites dans son rapport de 2012 et dont aucune n’est actuellement
complètement appliquée.
Elle en ajoute deux supplémentaires :
-
en matière de taux d’actualisation, conclure rapidement les débats sur
les méthodes de calcul du taux plafond, afin de mettre fin au plus vite
à la situation actuelle dans laquelle les exploitants dérogent depuis un
an, avec l’accord de l’administration, à une disposition réglementaire ;
-
s’agissant de la créance actuelle d’AREVA sur le CEA en renégocier
les modalités de financement, afin d’en réduire le coût pour le CEA et
donc pour les finances publiques.
Enfin, la Cour insiste, en renforçant une de ses recommandations
précédentes, sur la nécessité de prendre position, dans le cadre de la
fixation des orientations de la politique énergétique à moyen terme, sur le
prolongement de la durée d’exploitation des réacteurs au-delà de 40 ans,
sous réserve bien sûr d’un accord de l’ASN, afin de permettre aux
acteurs, notamment à EDF, de planifier les actions et les investissements
qui en résulteront.
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Recommandations
Recommandations reprises du rapport de 2012
1 – Utiliser dans les comptes d’EDF la méthode Dampierre 2009 comme
support de l’évaluation des provisions de démantèlement et non la
méthode historique qui ne permet pas un suivi suffisamment précis des
évolutions de cette provision ;
2 - Réaliser rapidement, comme l’envisage la direction générale de
l’énergie et du climat, des audits techniques par des cabinets et des
experts extérieurs, afin de valider les paramètres techniques de la
méthode Dampierre 2009 ;
3 - Fixer dans les meilleurs délais 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 sureté de ce centre de stockage ;
4 - Chiffrer, dans le cadre de ce nouveau devis, le coût d’un éventuel
stockage direct du MOX et de l’URE produits chaque année et prendre en
compte cette hypothèse dans les travaux futurs de dimensionnement du
centre de stockage géologique profond ;
5 – Réexaminer, de manière globale, le sujet des actifs dédiés, car il n’est
pas sain que la structure et la logique initiale du dispositif soient
profondément modifiées par des dérogations successives chaque fois que
se présente une nouvelle difficulté ;
6 – Mener les actions nécessaires, tant au plan international que
national, pour que les conventions de Paris et de Bruxelles, signées en
2004, entrent rapidement en vigueur, car elles augmentent sensiblement
le plafond de responsabilité des opérateurs, même s’il reste limité ;
7 – Appliquer avec rigueur les dispositions du droit positif français
actuel, en particulier en matière d’agrément de la garantie financière
imposée aux exploitants, en appliquant complètement le dispositif
réglementaire ;
8 - Encourager et soutenir les travaux et études consacrés aux
externalités, positives ou négatives, tant sur l’énergie nucléaire que sur
les autres énergies, de nombreux impacts ne pouvant pas être
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30
COUR DES COMPTES
monétarisés, en tout cas actuellement alors qu’ils sont utiles pour les
comparaisons entre les différentes formes d’énergie ;
9 Actualiser régulièrement, cette enquête, en toute transparence et
objectivité ;
Deux nouvelles recommandations
10 - En matière de taux d’actualisation, conclure rapidement les
débats sur les méthodes de calcul du taux plafond, afin de mettre fin au
plus vite à la situation actuelle dans laquelle les exploitants dérogent
depuis un an, avec l’accord de l’administration, à une disposition
réglementaire ;
11 - S’agissant de la créance actuelle d’AREVA sur le CEA, en
renégocier ses modalités de financement, afin d’en réduire le coût pour le
CEA et donc pour les finances publiques ;
Recommandation renforcée
12 – Prendre position rapidement, dans le cadre de la fixation des
orientations de la politique énergétique à moyen terme, sur le
prolongement de la durée d’exploitation des réacteurs au-delà de 40 ans,
afin de permettre aux acteurs, notamment à EDF, de planifier les actions
et les investissements qui en résulteront.
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Introduction
Objet du rapport
Le présent rapport vise, d’une part, à réaliser une actualisation du
rapport public thématique (RPT) relatif « aux coûts de la filière
électronucléaire » publié en janvier 2012
22
, dont la plupart des données
chiffrées s’arrêtaient en 2010, d’autre part, à répondre aux questions
posées par la commission d’enquête de l’Assemblée nationale, créée le
11 décembre 2013, relative «
aux coûts passés, présents et futurs de la
filière nucléaire, à la durée d’exploitation des réacteurs et à divers
aspects économiques et financiers de l’électricité nucléaire, dans le
périmètre du mix électrique français et européen, ainsi qu’aux
conséquences de la fermeture et du démantèlement des réacteurs
nucléaires, notamment de la centrale de Fessenheim
» (cf. annexe 1).
Dans sa réponse, en date du 18 février 2014, le Premier Président,
précise les points sur lesquels la Cour pourra apporter des éléments
d’information, compte tenu du délai très contraint dans lequel travaille la
commission d’enquête (cf. annexe 2).
Le rapport traitera donc trois sujets :
-
le suivi des recommandations du rapport de 2012, qui
n’avaient pas fait l’objet d’une présentation
récapitulative
dans le rapport mais que l’on retrouve toutefois facilement
en lisant la synthèse (cf. annexe 26) ;
-
l’actualisation des éléments du rapport public thématique
de
janvier
2012
sur
« les
coûts
de
la
filière
électronucléaire », en particulier les chapitres consacrés
aux
« dépenses
courantes »,
« dépenses
futures »
(démantèlement, gestion des combustibles usés et des
déchets radioactifs), « provisions et actualisation » et « les
actifs dédiés » ;
Certains points des chapitres consacrés aux « évolutions
possibles des dépenses futures » et aux « coûts des
22
Cour des comptes,
Rapport public thématique :
Les coûts de la filière nucléaire
. La
Documentation française, janvier 2012, 438 p., disponible sur
www.comptes.fr
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32
COUR DES COMPTES
accidents et des assurances » seront approfondis, compte
tenu d’éléments nouveaux qui peuvent conduire à éclairer
différemment certaines analyses du rapport initial, en
particulier le coût des EPR au Royaume-Uni, les suites de
l’accident de Fukushima Daiichi et les études de l’IRSN
sur le coût des accidents nucléaires.
-
Les réponses aux questions précises de la Commission
d’enquête de l’Assemblée nationale, soit :
l’évaluation du montant, du contenu du coût
total des investissements liés à la maintenance
et à la rénovation du parc existant, et son
évolution prévisible, en précisant, si possible la
destination
des
coûts
(rénovation,
sûreté,
prolongation d’exploitation), leur répartition par
palier et nature de dépenses et le calendrier des
opérations ;
au vu des travaux les plus récents sur le risque
d’accident
nucléaire
majeur
en
France,
l’évaluation des coûts associés et leur prise en
compte par les exploitants et l’État, en les
comparant aux catastrophes technologiques et à
la façon dont les comptes de l’État reflètent sa
faculté d’être son propre assureur dans d’autres
domaines.
Le Premier Président a indiqué que la Cour ne pourrait pas
apporter de réponse à la question de la Commission concernant le
retraitement des combustibles usés et la fabrication du MOX qui
nécessiterait une nouvelle instruction, incompatible avec les délais de
remise du rapport.
Organisation et méthodes de travail
Les procédures habituelles de la Cour ont été appliquées,
notamment en matière d’instruction, de collégialité et de contradiction.
Après notification de l’enquête aux différents acteurs de la filière
concernés (entreprises, organismes publics, administrations, etc), la Cour
a procédé à l’envoi de questionnaires, complétés par de nombreux
entretiens, suivis durant la phase de contradiction par des auditions.
Par ailleurs, comme lors du précédent rapport, la Cour s’est
appuyée sur l’avis d’un groupe d’experts, présentant une grande diversité
de compétences et de point de vue. Ce groupe d’experts a été réuni deux
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INTRODUCTION
33
fois, en début d’instruction et après élaboration du rapport provisoire. Les
commentaires recueillis à ces occasions ont aidé la Cour, dans un premier
temps à mieux cerner les sujets « nouveaux » ou ayant fortement évolué
depuis le rapport de 2012, puis dans un second temps à éviter des erreurs
techniques et à vérifier la bonne compréhension de ses conclusions.
Périmètre de l’enquête et principes méthodologiques
Cette enquête se place dans le prolongement du rapport de janvier
2012
23
. Il ne s’agit donc ni de contrôler des comptes, ni de porter un
jugement sur l’efficacité ou l’efficience des politiques menées en matière
énergétique.
Elle a pour seule ambition de mesurer les coûts et leur évolution,
pour les différents types de dépenses afférentes à la production de
l’électricité électronucléaire en France
24
. Il ne s’agit donc pas d’analyser
les « prix » de cette électricité dont le coût de production ne représente
qu’environ 40 %, ni les tarifs qui financent les coûts. Elle ne traite pas de
l’évolution de la demande d’électricité, ni du « mix » énergétique.
Il ne s’agit pas non plus de faire une analyse « coût/bénéfice » de
la production d’électricité nucléaire
25
, mais d’identifier et de mesurer
uniquement les coûts de production de la filière électronucléaire en
France. Ils sont mesurés, en se plaçant du point de vue du citoyen français
qui, à travers les tarifs mais aussi les impôts et les taxes, finance ces
coûts, soit directement, en tant qu’usager, soit indirectement en tant que
contribuable.
Le rapport de 2012, dans une démarche didactique, identifiait les
dépenses concourant à la production d’un kWh nucléaire à partir d’un
découpage temporel (dépenses passées de construction et de recherche,
dépenses courantes actuelles, dépenses futures). Dans le présent rapport,
seules les dépenses courantes actuelles et les dépenses futures seront de
nouveau examinées, les dépenses passées n’ayant, par nature, pas évolué
depuis. Seront ainsi analysées, dans les quatre premiers chapitres, les
23
Par rapport au rapport de 2012, les analyses ont également été concentrées sur les
charges et les investissements d’EDF qui sont directement pris en compte dans le coût
de production de l’électricité nucléaire. Pour des raisons de délais, les éléments
concernant AREVA et le CEA n’ont pas fait l’objet d’un examen aussi complet.
24
Sont donc exclus les coûts relatifs au nucléaire militaire, les coûts relatifs aux
usages civils industriels et médicaux de l’énergie nucléaire, les coûts de transport et
de distribution de l’électricité nucléaire.
25
En particulier les externalités, négatives et positives (en termes d’émissions de
carbone ou de coût de l’électricité par exemple), ne sont pas pris en compte.
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34
COUR DES COMPTES
dépenses à la charge de l’exploitant (coûts d’exploitation d’EDF,
investissements de maintenance, obligations de fin de cycle), puis dans
les deux suivants les coûts supportés par l’État, qu’ils soient directement
chiffrables, en matière de recherche et de sûreté/sécurité, ou plus
incertains, tant par leur probabilité d’occurrence que par leur montant, en
matière de responsabilité en cas d’accidents
nucléaires.
La conclusion générale synthétise l’analyse des coûts pour le seul
parc actuel des réacteurs de 2
ème
génération (voir encadré).
Les quatre générations de réacteurs
Les réacteurs de 1
ère
génération ont été mis en service en France entre
1963 et 1972, selon différentes technologies : eau lourde à Brennilis, eau
pressurisée à Chooz A, uranium naturel graphite gaz (UNGG) avec 6
réacteurs sur 3 sites, auxquels s'ajoute un réacteur à neutrons rapides à Creys
Malville mis en service en 1985 ; ils sont aujourd’hui arrêtés.
Les réacteurs de 2
ème
génération constituent l’ensemble du parc actuel
français, mis en service entre 1978 et 2002, selon la technologie de réacteurs
à eau pressurisée (REP), Ils sont répartis en plusieurs paliers suivant leur
puissance et leurs spécificités techniques (palier 900 MW, palier 1300 MW et
palier 1450 MW).
Les réacteurs de 3
ème
génération (dits réacteurs évolutionnaires)
constituent une amélioration des réacteurs de 2
ème
génération. Ils sont
représentés en France par la technologie de l’EPR, en construction à
Flamanville.
Les réacteurs de 4
ème
génération, actuellement en cours de conception
(six filières étant étudiées au niveau mondial), devraient présenter des
évolutions technologiques permettant notamment de réduire les déchets et
d’être plus économes en ressources naturelles : ils sont représentés en France
par le programme ASTRID développé par le CEA, selon la technologie de
réacteurs à neutrons rapides au sodium.
Pour mener à bien cette étude, la Cour a travaillé dans des délais
très contraints, afin de remettre son rapport à la commission d’enquête à
une date compatible avec le calendrier de cette dernière ; elle n’a donc
pas pu approfondir tous les sujets ; elle a utilisé les documents et les
informations disponibles à la date de son enquête.
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INTRODUCTION
35
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 2013 (cf. annexe 5), alors que les chiffres du précédent
rapport reposaient sur les données de l’exercice 2010.
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Chapitre I
Les dépenses courantes d’exploitation
La production d’électricité nucléaire donne lieu, chaque année, à
des dépenses directement liées à la production et qui sont donc à la charge
d’EDF dont la comptabilité analytique permet d’isoler l’activité liée à la
filière nucléaire. Elles représentaient en 2010 un coût de 22 €/MWh et
avaient progressé de 11 % entre 2008 et 2010 (en € courants),
essentiellement
du
fait
de
l’augmentation
des
programmes
de
maintenance courante et des impôts et taxes.
En 2012, la Cour annonçait une augmentation des dépenses dans
les années à venir «
du fait des prescriptions de l’ASN à la suite de
l’accident de Fukushima Daiichi et de la nécessaire préparation du
renouvellement des effectifs tout en maintenant les compétences des
exploitants
».
Les dépenses d’exploitation sont, en règle générale, rapportées à la
production annuelle d’électricité nucléaire pour calculer un coût en € par
MWh. Cette production varie selon les années mais demeure sur la
période, en moyenne, à un niveau proche de celui des années précédentes
du fait d’un taux de disponibilité relativement stable mais qui recouvre
une évolution :
-
des indisponibilités fortuites en forte réduction, du fait des
investissements
de
rénovation
et
maintenance
des
gros
composants depuis 2007-2008 ;
-
des indisponibilités pour arrêts de tranche (rechargement du
combustible, visite périodique et visite décennale) en hausse
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38
COUR DES COMPTES
progressive du fait de la densification des opérations réalisées
durant les arrêts.
Entre 2008 et 2013, le taux de disponibilité a oscillé entre 78 % et
80 %. Il était supérieur à 80 % au début des années 2000
26
. On rappelle
que ce taux est relativement faible par rapport à celui de nombreux autres
exploitants nucléaires dans le monde, en partie pour des raisons dues à
des conditions d’utilisation des centrales différentes.
Tableau n° 1 :
évolution de la production annuelle d’électricité
nucléaire
Source : EDF
I
-
Le coût du combustible nucléaire
La part « amont » du coût du combustible est composée de deux
éléments :
-
les sorties de stock traduisant la consommation par les réacteurs
du combustible qu’EDF a préalablement acheté
à AREVA et à
ses
autres
fournisseurs
(uranium,
services
de
fluoration,
d’enrichissement et de fabrication) ;
-
le coût de portage du stock de combustible, constitué par EDF
dans le souci d’un approvisionnement sûr, et qui représente le
coût de l’immobilisation du capital nécessaire pour le financer.
26
Jusqu’en 2012, EDF se fixait pour objectif de ramener ce taux à 85 %. Compte tenu
de son programme d’investissements, de la forte saisonnalité de la demande
d’électricité et du développement des énergies renouvelables, EDF a désormais
« avant tout pour objectif de disposer du maximum de production disponible en
hiver », avec une disponibilité supérieure à 90 % pendant cette période (source :
Document de référence EDF 2012
). On note que les calculs des coûts d’exploitation
de l’EPR reposent sur des taux de disponibilité supérieur à 90 % (voir la Conclusion
générale à la fin du présent rapport).
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Production annuelle
en TWh
417,6
389,8
407,9
421,1
404,9
403,7
Taux de
disponibilité annuel
79,2 %
78 %
78,5 %
80,7 %
79,7 %
78 %
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LES DÉPENSES COURANTES D’EXPLOITATION
39
La valeur du stock de combustible
27
a augmenté de
29,2 % entre
2008 et 2013
, entrainant une augmentation du coût du portage de 24,6 %.
Cette évolution est due principalement à l’augmentation du prix de
l’uranium pour EDF, tendance qui pourrait se poursuivre compte tenu :
-
du prix de marché conjoncturellement bas de l'uranium en 2013 ;
-
de l’expiration depuis plusieurs années (principalement durant la
période 2010-2012) de contrats historiques qui permettaient à
EDF de bénéficier d'un approvisionnement à bas prix ;
-
d’un effet retard consécutif à la méthode de valorisation du stock.
Les composantes du stock de combustible sont en effet valorisées
à leur prix moyen historique et reflètent donc, compte tenu de
leur délai moyen de rotation (plusieurs années pour l'uranium),
les prix d'approvisionnement du passé. Or, le prix de marché de
l'uranium a doublé entre 2004 et 2013 (voir annexe 6)
28
.
Quant au coût du portage, il progresse un peu moins vite que la
valeur du stock, du fait d’une diminution du taux d’intérêt pris en compte
pour le calculer à partir de 2013.
Tableau n° 2 :
évolution de la valeur du stock
de combustible nucléaire
En M€ courants
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2013/
2008
Valeur du stock de
combustible
nucléaire
6 395
6 727
7 084
7 352
7 796
8 265
+29,2 %
Évolution n/n-1 en %
+ 5,2
+ 5,3
+ 3,8
+ 6,0
+ 6,0
Coût de portage du
stock en M€
537
565
595
618
655
669
+24,6 %
Évolution n/n-1 en %
+ 5,2
+ 5,3
+ 3,9
+ 6,0
+ 2,1
Source : EDF
27
À la différence du rapport de 2012, on distingue dans le présent rapport le stock de
combustible « au sens strict » du stock de pièces détachées désormais comptabilisé au
titre des « consommations externes ». Les données 2008 - 2010 ont donc été
recalculées pour le stock de combustible et pour les consommations externes.
28
Malgré cette tendance à la hausse, d’après EDF, son prix d'approvisionnement en
uranium reste inférieur depuis 2007 à celui des autres électriciens nucléaires
européens et américains, notamment du fait de sa stratégie de couverture à long terme
et des opérations d'arbitrage mises en oeuvre pour lisser la volatilité du prix de
l'uranium et amortir sa tendance haussière dans le coût du combustible.
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40
COUR DES COMPTES
Tableau n° 3 :
évolution du coût global du combustible nucléaire
En € courants
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2013/
2008
Dépenses de combustible
nucléaire en M€ (a)
1 485
1 504
1 503
1 565
1 592
1 618
+ 8,9 %
Production annuelle
en TWh
417,6
389,8
407,9
421,1
404,9
403,7
- 3,3
%
Coût combustible consommé
dans l’année en €/MWh
3,56
3,86
3,68
3,72
3,93
4,01
+ 12,6 %
Coût de portage du stock de
combustible nucléaire en M€
(b)
537
565
595
618
655
669
+ 24,6 %
Total des coûts (a + b)
en M€
2 022
2 069
2 098
2 183
2 247
2 287
+ 13,1 %
(+ 2,5% / an
environ)
Coût total du combustible
en €/MWh
4,84
5,31
5,14
5,18
5,55
5,67
+ 17,1 %
(+ 3,2% / an
environ)
Source : EDF
Globalement, le coût total du combustible a
progressé de 13,1 %
entre 2008 et 2013 et de
17,1 % rapporté à la production
5,67 €/MWh).
II
-
Les dépenses de personnel
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 estimées sur la base de calculs extracomptables et qui
correspondent à des compléments ou des avantages dont bénéficie
l’ensemble des personnels de l’entreprise (tarif agent, coût de la réforme
des retraites de 2004, autres avantages divers).
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LES DÉPENSES COURANTES D’EXPLOITATION
41
Tableau n° 4 :
personnel pris en compte dans le coût de
production nucléaire
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Effectif total EDF SA
59 131
59 837
60 380
62 479
64 303
65 775
dont effectif périmètre pris en compte
dans le coût de production nucléaire
% par rapport au total des effectifs
22 114
37,4 %
22 914
38,3 %
23 748
39,3 %
24 765
39,6 %
25 850
40,2 %
27 082
41,2 %
Charges de personnel EDF SA
(en M€ courant)
5 095
5 290
5 502
5 761
6 238
6 457
dont charges de personnel prises en
compte dans le calcul du coût de
production nucléaire au titre :
-
des
dépenses
de
personnel*
-
de
la
production
immobilisée nucléaire **
2 058
1 932
126
2 090
1 948
143
2 164
1 993
171
2 338
2 163
175
2 615
2 297
317
2 816
2 323
493
% par rapport au total des charges
de personnel
40,4 %
39,5 %
39,3 %
40,6 %
41,9 %
43,6 %
Source : EDF
* Par rapport aux chiffres du rapport de 2012, pour être en conformité avec
les normes IFRS, les taxes sur les rémunérations sont désormais
comptabilisées en « impôts et taxes » et donc déduites des charges salariales
(environ 50 M€ par an). Les chiffres de 2008 à 2010 ont donc été retraités
dans ce sens. Ce reclassement n’a pas d’impact sur le total des coûts
d’exploitation.
** La production immobilisée correspond aux charges de personnel
relatives aux agents affectés aux projets immobilisés. Étant liées à des
projets d’investissement, ces dépenses d’ingénierie sont comptablement
extraites des charges d’exploitation (Opex) et reclassées dans les
dépenses d’investissement (Capex).
Sur la période 2008 – 2013, la part des charges de personnel
d’EDF prise en compte dans le coût de la production nucléaire (y compris
pour la réalisation des investissements nucléaires) a augmenté, passant de
40,4 % des coûts totaux de personnel d’EDF en 2008 à 43,6 % en 2013,
en lien avec la progression de la part des effectifs sur le parc nucléaire
existant pendant la même période de 37,4 % à 41,2 %.
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42
COUR DES COMPTES
D’après EDF, ces évolutions s’expliquent notamment pour les
raisons suivantes :
-
les enseignements tirés de l’accident de Fukushima Daiichi qui a
montré par exemple qu’il fallait pouvoir disposer d’équipes de
conduite renforcées, au cas où plusieurs réacteurs seraient
atteints sur un même site et qui a également conduit à mettre en
place la FARN
29
(force action rapide nucléaire) ;
-
d’une manière générale, le renforcement des métiers dans les
domaines où les exigences s’accroissent (environnement, chimie,
prévention des risques, sûreté, surveillance) ;
-
l’augmentation et
la lourdeur des opérations de « maintenance »
qui nécessitent plus de personnel pour prolonger la durée de vie
des installations pour les visites décennales ;
-
l’évolution de la réglementation sur les INB
30
(installation
nucléaire de base) qui limite ou interdit désormais la sous-
traitance sur certaines opérations ;
-
le tuilage entre les générations pour maintenir le niveau de
compétences alors qu’un renouvellement massif des effectifs est
en cours.
Au total, pour ces différentes raisons et du fait de l’évolution
générale des charges de personnel d’EDF, l’évolution des coûts de
personnel entre 2008 et 2013 est marquée par une forte augmentation de
tous les postes, les charges salariales (+ 20,2 %) comme les avantages du
personnel, avec une progression très notable du coût du tarif agent en
2013. Cette évolution aurait été sensiblement plus forte sans la création
en 2009 de la direction des services partagés (DSP) qui a conduit à
augmenter les coûts des fonctions centrales et supports (voir V- Les
29
Les effectifs cibles de la force Action rapide nucléaire fin 2015 s’élèvent à
308 personnes, correspondant à 178 ETP, du fait du partage de leur activité entre la
FARN et des activités métiers. À fin 2013, la FARN comprenait 125 agents,
équivalents à environ 80 ETP. (cf. annexe 8).
30
L’arrêté du 8 février 2012 sur les INB complète le cadre juridique issu de la loi
TSN de 2006. Il refonde et renforce la réglementation en matière d’INB, en intégrant
les standards correspondant aux meilleures pratiques européennes et internationales.
En particulier, il renforce les exigences relatives à la surveillance de l’exécution des
activités importantes pour la protection en interdisant, dans le cas général, à
l’exploitant de déléguer à un tiers la surveillance des intervenants extérieurs. L’impact
définitif de ce texte n’est pas encore déterminé ; à fin 2013, il représentait une
augmentation des effectifs de 50 personnes.
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LES DÉPENSES COURANTES D’EXPLOITATION
43
fonctions centrales et supports ci-après) et à réduire d’autant les dépenses
de personnel, notamment celles liées à la production nucléaire.
Tableau n° 5 :
évolution du coût total du personnel
En M€ courants
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2013/
2008
Charges salariales
1 932
1 948
1 993
2 163
2 297
2 323
+ 20,2 %
Tarif agent
101
116
116
110
103
124
31
+ 22,8 %
Coût de la réforme
de 2004
114
122
123
123
123
124
+ 8,8 %
Autres avantages
du personnel
366
375
395
388
396
388
+ 6 %
Total
2 512
2 560
2 627
2 784
2 919
2 959
+ 17,8 %
(+ 3,3% /
an)
Production en
TWh
417,6
389,8
407,9
421,1
404,9
403,7
Coût personnel en
€/MWh
6,01
6,57
6,44
6,61
7,21
7,33
+ 22 %
(+ 4,1% /
an)
Source : EDF
En outre, le schéma de gestion de 2012-2013 a conduit à qualifier
en dépenses d’investissement des dépenses qui auraient été, auparavant,
classées en charges de personnel réalisant des opérations de maintenance,
pour 113 M€ en 2012 et 207 M€ en 2013 (voir III- consommations
externes, ci-après). Sans cette évolution du schéma de gestion,
l’augmentation des coûts de personnel entre 2008 (2 512 M€) et 2013
(3 166 M€) est donc de
26 %
, soit
30,5 %
en €/MWh.
31
La forte augmentation du coût du tarif agent en 2013 est essentiellement due à la
hausse des volumes de consommation des agents pour des raisons climatiques (8 M€)
et à l’augmentation des prix et des taxes (+ 7 M€).
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44
COUR DES COMPTES
III
-
Les consommations externes
Les consommations externes autres que le combustible regroupent
l’ensemble des achats effectués pour les besoins de la production
nucléaire. Ces dépenses sont essentiellement des dépenses de sous-
traitance
32
; elles comprennent :
-
les dépenses de maintenance qui ne sont pas considérées comme
des investissements, contrairement à celles examinées au
chapitre suivant ;
-
les frais de logistique ;
-
quelques autres charges diverses d’exploitation.
Par rapport au rapport précédent, la comptabilisation de ces
dépenses a subi plusieurs modifications qui ont conduit à revoir les
montants inscrits pour les années 2008-2010 afin de les mettre en
cohérence avec ceux des années 2010 et 2013 :
-
y sont désormais intégrés les coûts de portage du stock de pièces
détachées (environ 50 M€ par an), précédemment comptabilisées
sur la même ligne que le coût du portage du combustible (voir I-
coût du combustible, ci-dessus) ;
-
pour 2008, a été déduite du total des consommations externes
une reprise de provision de 107 M€ relative au parc nucléaire
arrêté qui y avait été comptabilisée par erreur ;
-
la
décomposition
des
consommations
externes
entre
les
différentes sous-rubriques a été modifiée de manière à être en
cohérence avec les données communiquées à la Commission de
régulation de l’énergie dans le cadre de son « Analyse des coûts
de production et de commercialisation d’EDF dans le cadre des
tarifs règlementés de vente » menée en 2013. Ces changements
32
Plusieurs mesures ont été prises en matière de sous-traitance, à la suite des travaux
de l’OPECST et de l’ASN, en 2011, dans le prolongement de l’accident de Fukushima
Daiichi. En particulier, le niveau de sous-traitance pour les opérations de maintenance
effectuées sur les centrales est désormais limité à trois, l’arrêté INB du 7 février
2012
a précisé et renforcé la surveillance sur les intervenants extérieurs et un arrêté
interministériel du 12 décembre 2012 a mis en place une obligation de certification
des entreprises extérieures intervenant au sein des INB qui entrera en vigueur le
1
er
juillet 2015.
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LES DÉPENSES COURANTES D’EXPLOITATION
45
n’ont pas d’effet sur le montant total de cette catégorie de
dépenses.
Tableau n° 6 :
évolution des dépenses
de consommations externes
En M€ courants
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2013/
2008
Maintenance de
l’exploitation
178
191
213
237
302
321
Maintenance du patrimoine
479
494
458
482
392
305
Maintenance en arrêts
528
708
668
785
657
619
Sous total maintenance
1 186
1 393
1 339
1 504
1 351
1245
+ 5 %
Logistique
333
382
391
440
536
612
+ 84 %
Autres charges
d’exploitation
357
332
367
413
406
360
+ 1 %
Coût du portage du stock de
pièces détachées
31
34
38
41
47
50
Total
1 906
2 142
2 135
2 399
2 341
2 268
+ 19,0 %
(+ 3,5% /
an)
dont sous-traitance
1 186
1 393
1 339
1 504
1 351
1 245
Évolution Total n/n-1
+ 12,4 %
- 0,3 %
+ 12,4 %
- 2,4%
- 3,1 %
Production en TWh
417,6
389,8
407,9
421,1
404,9
403,7
Consommation externes en
€/MWh
4,56 €
5,50 €
5,23 €
5,70 €
5,78 €
5,62 €
+23,1 %
(+ 4,3% /
an)
Source : EDF
Ainsi, les comptes font-ils apparaître une augmentation des
consommations externes de
19 %
en 5 ans (2008-2013), en euros
courants, et de
23,1 %
rapporté à la production.
En outre, à partir de 2012, certains travaux de maintenance
conduits pendant les arrêts de tranche et les visites périodiques, qui
auraient
été
précédemment
comptabilisés
comme
des
dépenses
d’exploitation (Opex), ont été immobilisés et comptabilisés au titre des
dépenses d’investissements de maintenance (Capex) ; EDF considère
qu’ils contribuent à conforter la durée de fonctionnement des réacteurs ou
à améliorer leurs performances, dépassant donc les objectifs des travaux
de maintenance habituels. L’évolution des conditions d’exploitation du
parc de production et l’augmentation des dépenses de maintenance ont en
effet
conduit
à
considérer
que
ces
dépenses
de
maintenance
comptabilisées en charges ne traduisaient plus de manière optimale la
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46
COUR DES COMPTES
politique industrielle désormais appliquée par EDF et reposant sur un
accroissement des dépenses concernant ses actifs de production.
Les évolutions du schéma de gestion qui en ont résulté ont affiné la
distinction comptable charges/immobilisations, notamment pour les
dépenses liées aux contrôles périodiques planifiés réalisés lors des arrêts
de tranche. La révision du schéma de gestion a été étalée sur deux ans et a
porté sur 385 M€ en 2012 et 831 M€ en 2013, répartis entre des dépenses
de personnel et de consommations externes
33
.
Tableau n° 7 :
la comptabilisation des opérations de
maintenance : conséquences de l’évolution du schéma de gestion
Type de
dépenses
Catégorie d’opération de maintenance*
Montants des dépenses de
maintenance imputées
en
Capex
2012
2013
Achats
Maintenance en arrêt*
217 M€
389 M€
Maintien du patrimoine*
55 M€
195 M€
Dépenses liées aux systèmes d’information
40 M€
Total achats
272 M€
624 M€
Personnel
113 M€
207 M€
Total
385 M€
831 M€
Source : EDF
* voir les définitions en annexe 7 : description des différentes catégories
d’investissements
Au total,
13 Md€
2011
de dépenses devraient être imputés à ce titre
en Capex (dépenses d’investissement) sur 2011-2025, réduisant d’autant
le montant des Opex (dépenses d’exploitation). Si l’on avait conservé le
même schéma de gestion et donc les mêmes règles d’imputation en 2012
et 2013 que pendant les années précédentes, la croissance des
consommations externes aurait atteint
52 %
entre 2008 (1 906 M€) et
2013 (2 892 M€), pour un coût de 7,16 €/MWh en 2013
(+ 57 %).
33
On note que la qualification de ces dépenses en investissements est sans impact sur
le coût de production calculé avec la méthode du coût courant économique (cf.
Conclusion générale).
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LES DÉPENSES COURANTES D’EXPLOITATION
47
IV
-
Impôts et taxes
Les principaux impôts et taxes payés par EDF et qui entrent dans le
coût de production de l’électricité nucléaire comprennent en 2013 :
-
la taxe sur les rémunérations (comme indiqué au II – dépenses de
personnel) pour 46 M€ ;
-
la taxe sur les installations nucléaires de base (558 M€) ;
-
la taxe professionnelle et les contributions qui lui ont succédé,
c'est-à-dire la cotisation foncière des entreprises et la cotisation
sur la valeur ajoutée (254 M€) ;
-
l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (193 M€) ;
-
la taxe foncière (189 M€) ;
-
les taxes hydrauliques versées aux agences de bassin et à Voies
Navigables de France (128 M€).
Au total, les impôts et taxes ont augmenté de
28,3 %
entre 2008 et
2013, le rythme d’augmentation ayant été particulièrement rapide entre
2008 et 2010 (+14,5 %). Rapporté à la production, le taux de progression
est de 33,1 % entre 2008 et 2013.
Tableau n° 8 :
évolution des impôts et taxes
En M€ courants
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2013/
2010
Impôts et taxes
1 075
1 136
1 225
1 266
1 324
1 379
+28,3 %
(+ 5,1% / an)
Production en
TWh
417,6
389,8
407,9
421,1
404,9
403,7
Coût au MWh
2,57 €
2,92 €
3,00 €
3,01 €
3,27 €
3,42 €
+33,1 %
(+ 5,9% / an)
Source : EDF
Ce type de dépenses devrait sensiblement augmenter à partir de
2014 du fait de la création d’une contribution au profit de l'agence
nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) destinée à
alimenter un « fonds transitoire conception » pour les études et travaux
préalables à la construction du futur centre de stockage profond des
déchets nucléaires (projet Cigeo). Cette contribution doit prendre fin à la
date d'autorisation dudit projet soit 2021.
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48
COUR DES COMPTES
Y sont assujettis les exploitants d'une INB, de sa création à sa
radiation. La contribution due par EDF à ce titre, à compter de 2014,
s'élèvera à 86 M€
34
.
V
-
Le coût des fonctions centrales et supports
Les coûts des fonctions centrales et supports ont augmenté de 30 %
entre 2008 et 2010, essentiellement du fait de la création en 2009 de la
« direction des services partagés » qui est constituée d’une partie des
effectifs auparavant positionnés dans les charges directes de personnel de
l’activité nucléaire. Ce changement de périmètre explique, en parallèle, la
faible augmentation des charges de personnel, entre 2008 et 2009.
Depuis 2012, l’identification des éléments constitutifs du coût des
fonctions centrales et supports imputables au parc nucléaire existant a été
précisée, ce qui a conduit à réduire les montants des lignes « appuis et
support non mutualisés de la direction générale » et « autres », au profit
des dépenses d’achat et d’immobilier. Ces modifications n’ont pas eu
d’impact sur le montant des charges du parc nucléaire existant.
En revanche, à partir de 2012, les règles de refacturation des
charges d’appui et supports non mutualisés de la direction générale aux
entités du groupe EDF, et par conséquent aux directions opérationnelles
d’EDF.SA, ont été modifiées. Par ailleurs, le périmètre des clés de
répartition a été revu en 2013 ; les consommations de combustibles et les
dotations nettes aux provisions en ont été exclues. Ces deux évolutions
ont conduit à réduire les charges des fonctions centrales et supports
imputées au parc nucléaire existant de 74 M€ en 2012 par rapport aux
montants qui auraient été imputés avec les méthodes précédentes
35
.
Au total, entre 2008 et 2013 les dépenses des fonctions centrales et
supports ont progressé de
43,3 %
en valeur brute, et de
48,1 %
rapportées à la production. Sans les modifications des règles d’imputation
intervenues en 2013, il est probable que ce type de dépenses aurait
progressé de plus de 50 % sur la période 2008 -2013.
34
Pour prendre en compte les nouveaux besoins de financement de l’ANDRA relatifs
aux études sur le projet des stockage géologique, EDF a comptabilisé une
augmentation de 208 M€ de la provision pour gestion à long terme des déchets
radioactifs pour la période 2014 – 2017 (voir chapitre III - dépenses futures).
35
Seule l’année 2012 a pu être recalculée rétroactivement. Les charges des fonctions
centrales et supports imputées au parc nucléaire existant des années précédentes ne
sont donc pas directement comparables aux données 2012 et 2013.
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LES DÉPENSES COURANTES D’EXPLOITATION
49
La stabilité des dépenses d’assurance (42 M€, dont 6 M€ au titre
de la responsabilité civile d’EDF) pourrait sensiblement être remise en
cause à l’avenir (multiplication par 7 ou 8), avec l’entrée en vigueur de
nouvelles règles sur la responsabilité civile nucléaire (voir chapitre VI :
risque nucléaire et assurances).
Tableau n° 9 :
évolution des fonctions centrales et supports
En M€ courants
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2013/
2008
Etudes R&D
175
183
187
198
210
217
Assurance
43
44
41
42
42
42
Immobilier
166
163
160
173
161
166
Achats
50
56
53
56
47
53
Services partagés (informatique,
télécom, RH, comptabilité)
84
251
254
277
311
310
Appuis et supports non mutualisés
de la direction générale
142
160
169
173
151
166
Autres
8
55
7
5
16
5
Total
669
910
872
925
937
959
+43,3 %
(+ 7,5 % / an )
Production en TWh
417,6
389,8
407,9
421,1
404,9
403,7
Coût en €/MWh
1,60 €
2,33 €
2,14 €
2,20 €
2,31€
2,37 €
+48,1%
(+ 8,2 % / an)
Source : EDF
VI
-
Total des coûts d’exploitation
Le total des charges d’exploitation associées à la production
électronucléaire en 2013 représente
9,9 Md€
,
soit 24,4 € par MWh.
Il a
augmenté de
20 %
en euros courants entre 2008 et 2013 (environ 3,8%
par an) en montant total et de
25 %
(environ 4,5% par an) rapporté à la
production.
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50
COUR DES COMPTES
Tableau n° 10 :
synthèse : charges d’exploitation (en € courants)
Types de charges
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2013/
2008
Combustible
2 022 M€
4,84 €/
MWh
2 069 M€
5,31 €
2 098 M€
5,14 €
2 183 M€
5,18 €
2 247 M€
5,55 €
2 287 M€
5,67 €
+ 13 %
+ 17 %
Coût du personnel
2 512 M€
6,01 €
2 560 M€
6,57 €
2 627 M€
6,44 €
2 784 M€
6,61 €
2 919 M€
7,21 €
2 959 M€
7,33 €
+ 18 %
+ 22 %
Consommations
externes
1 906 M€
4,56 €
2 142 M€
5,50 €
2 135 M€
5,23 €
2 399 M€
5,70 €
2 341 M€
5,78 €
2 268 M€
5,62 €
+ 19 %
+ 23 %
Impôts et taxes
1 075 M€
2,57 €
1 136 M€
2,92 €
1 225 M€
3,00 €
1 266 M€
3,01 €
1 324 M€
3,27 €
1 379 M€
3,42 €
+ 28 %
+ 33 %
Fonctions centrales
et supports
669 M€
1,60 €
910 M€
2,33 €
872 M€
2,14 €
925 M€
2,20 €
937 M€
2,31 €
959 M€
2,37 €
+ 43 %
+ 48 %
Total
8 184 M€
19,6 €/
MWh
8 817 M€
22,6 €
8 957 M€
22,0 €
9 557 M€
22,7 €
9 768 M€
24,1 €
9 852 M€
24,4 €
20 %
25 %
Source : Cour des comptes et EDF
Sans la comptabilisation en investissements de maintenance (et
non en Opex) de 831 M€, du fait des évolutions du schéma de gestion,
(624 M€ au titre des dépenses externes, et 207 M€ au titre des dépenses
de personnel), le total des dépenses aurait progressé de
31 %
(10,7 Md€
en 2013), soit une augmentation de
35 %
en 5 ans en €/MWh
(26,5 €/MWh en 2013).
EDF indique que cette évolution des coûts d’exploitation traduit
principalement deux
enjeux industriels
forts pour le parc nucléaire
existant :
-
l’accompagnement du projet industriel sur le parc existant :
l’évolution des charges d’exploitation (hors combustible) est
fortement corrélée à l’augmentation des investissements sur la
même période. L’augmentation des achats de maintenance en
exploitation depuis 2010 (+ 50 %) correspond par exemple à des
opérations préventives de maintenance réalisées tranche en
marche, traduisant une meilleure performance de maintenance.
De même, l’évolution des dépenses de logistique (+ 56 %)
accompagne la densification des opérations réalisées lors des
arrêts de tranche et l’augmentation des effectifs mentionnée ci-
dessous ;
-
l’évolution des effectifs du parc existant pour renouveler les
compétences (effet pyramide des âges, qui conduit à des
embauches
soutenues
jusqu’en
2015)
et
pour
suivre
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LES DÉPENSES COURANTES D’EXPLOITATION
51
l’accélération des programmes de maintenance : cet effet était
déjà mentionné dans le rapport de 2012. Les embauches sont par
ailleurs significativement supérieures aux départs en inactivité
ces dernières années, du fait d’une période de formation longue
dans le nucléaire (2 à 5 ans selon les métiers) et de l’apparition
de nouveaux besoins (arrêté INB de 2012, mesures post-
Fukushima).
EDF considère que cette évolution doit être appréciée au regard du
niveau actuel de ses coûts d’exploitation comparés à ceux des autres
opérateurs mondiaux ; en l’occurrence, EDF fait référence à un
benchmark qu’elle mène
36
sur les parcs américains et français qui montre
un
montant
par
tranche
en
2012
des
coûts
d’exploitation
et
d’investissements liés à l’exploitation et la maintenance du parc français
(hors combustible et impôts et taxes) de l'ordre des 2/3 du coût constaté
aux États-Unis.
______________________
CONCLUSION
_____________________
Entre 2008 et 2013, les charges d’exploitation prises en compte
dans le calcul du coût de production de l’électricité nucléaire ont
sensiblement augmenté.
Le coût total du
combustible
a progressé en euros courants de
13 % entre 2008 et 2013 et de 17,1 % rapporté à la production (de
4,8 €/MWh à 5,7 €/MWh).
Comme anticipé, la progression du
coût du personnel
s’est
accélérée au cours des dernières années et a atteint + 18 % entre 2008 et
2013 (en euros courants). La production ayant diminué, le coût du
personnel par MWh s’est notablement accru (+ 22 %).
Sans l’évolution du schéma de gestion qui a conduit, en 2012 et
2013, à imputer aux dépenses d’investissements des dépenses de
personnel
de
maintenance
en
proportion
plus
importante
que
précédemment, la progression aurait atteint 26 %, soit 30,5 % en €/MWh.
Les
consommations externes
ont progressé de 19 % entre 2008 et
2013, en euros courants, et de 23 % rapportées à la production.
Toutefois, à partir de 2012, l’évolution du schéma de gestion a également
36
Ce benchmark est réalisé par EDF depuis plusieurs années, selon une méthodologie
déterminée par le cabinet Boston Consulting Group. Il se fonde sur la base de données
d’inter-comparaison de l’association américaine EUCG (Electric Utility Cost Group),
qui regroupe l’ensemble des producteurs d’électricité américains ainsi qu’une dizaine
d’exploitants internationaux. La Cour n’a pas vérifié ces éléments.
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52
COUR DES COMPTES
conduit
à
immobiliser
et
comptabiliser
au
titre
des
dépenses
d’investissements (Capex) des montants importants de travaux de
maintenance,
jusqu’alors
comptabilisés
comme
des
dépenses
d’exploitation (Opex). En l’absence de qualification de ces dépenses en
investissements (272 M€ en 2012 et 624 M€ en 2013), la croissance des
consommations externes aurait atteint 52 % entre 2008 (1 906 M€) et
2013 (2 892 M€), pour un coût de 7,2 €/MWh en 2013 (+ 57 %).
Les
impôts et taxes
ont augmenté de 28 % ; rapporté à la
production, le taux de progression est de 33 % entre 2008 et 2013.
Les dépenses des
fonctions centrales et supports
ont progressé de
43 % en valeur brute, et de 48 % rapportées à la production,
essentiellement du fait de la création en 2009 de la direction des services
partagés, à partir d’effectifs auparavant comptabilisés dans les charges
directes de personnel de l’activité nucléaire, ce qui a réduit d’autant le
montant des « coûts de personnel ».
Ainsi, sur la période 2008 – 2013,
les dépenses d’exploitation ont-
elles fortement progressé dans leur ensemble, de 20 % en valeur brute
et en euro courants
37
(9,9 Md€ en 2013), de 25 % rapporté à la
production (24,4 €/MWh en 2013). Sans évolution, en 2012 et 2013, du
schéma de gestion et donc de la comptabilisation des opérations de
maintenance, l’augmentation aurait atteint 31 % en valeur brute
(10,7 Md€ en 2013) et 35 % rapportée à la production (26,5 €/MWh).
La réalisation du projet industriel d’EDF sur le parc existant pour
permettre le prolongement de sa durée de fonctionnement nécessite une
augmentation des dépenses d’achats et de logistique ainsi qu’une forte
évolution des effectifs, pour renouveler les compétences et permettre
l’accélération du programme de maintenance.
Elle explique en partie la
forte évolution des coûts d’exploitation.
37
Le taux d’inflation sur la période 2008 à 2013 a été de 5,8 %. En € constants, la
progression est de 13,4 % en valeur brute et de 17,3 % rapportée à la production.
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Chapitre II
Les investissements de maintenance
Le rapport de la Cour de 2012 avait mis en évidence l’importance
du montant des investissements de maintenance dans le coût total du kWh
nucléaire et leur forte évolution anticipée par EDF, encore renforcée par
les conséquences de Fukushima Daiichi. Le rapport soulignait également
le lien étroit entre l’évolution de ces investissements et la durée
d’exploitation des centrales : il n’y aurait pas de prolongement sans
investissements, mais la rentabilité de ces derniers est fonction de la
durée d’exploitation. Résoudre cette équation nécessite d’avoir un
minimum de visibilité sur les besoins d’électricité nucléaire à terme.
I
-
La situation en 2011
Les coûts futurs liés à la maintenance du parc de production
nucléaire ne sont, par construction, pas connus avec certitude. Ils sont, en
particulier, très dépendants du vieillissement des composants et des
installations et de l’évolution des exigences en matière de sûreté et
d’exploitation. Comme tout investissement, leur réalisation est fonction
de leur rentabilité potentielle, qui dépend, notamment, de la durée
d’exploitation résiduelle des équipements concernés.
Leur estimation repose donc sur une anticipation à un instant
donné et inclut de multiples incertitudes, notamment celles concernant les
autorisations réglementaires de l’ASN.
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54
COUR DES COMPTES
Le précédent rapport indiquait que les investissements de
maintenance du parc nucléaire ont connu une phase de ralentissement net
de 2003 à 2006 et qu’EDF, considérant que ce retard avait des
répercussions négatives sur l’exploitation actuelle, prévoyait donc une
augmentation progressive mais importante de ce poste de dépenses. Cette
évolution commençait à être visible dans les chiffres alors disponibles.
Tableau n° 11 : les investissements de maintenance
en M€ courants
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
518
568
664
790
1 027
1 221
1 476
1 748
2 091
Source : EDF
EDF avait donné des précisions sur cette évolution, dans le cadre
de la préparation de la loi portant nouvelle organisation du marché de
l’électricité (NOME), des travaux de la commission Champsaur et encore
plus précisément, en janvier 2011, dans un courrier à sa tutelle. Elle
évaluait les ordres de grandeur des dépenses d’investissement à prévoir
pour le parc
dans les 15 ans à venir
à
50 Md€
2010
, soit 58 Md€ courants
non actualisés, avec des hypothèses d’inflation comprises suivant les
années entre 1,5 % et 2 %. Cela représente un montant annuel moyen
d’investissement de maintenance de 3,3 Md€
2010,
alors que la moyenne
entre 2008 et 2010, déjà en forte progression par rapport au début des
années 2000, n’était que de 1,5 Md€
2010
.
Par ailleurs, l’accident de Fukushima Daiichi a conduit, à travers
les évaluations complémentaires de sûreté (ECS) lancées par l’ASN, à
revoir ce programme d’investissements initial. Fin 2011, EDF indiquait
que les investissements qui seraient directement consécutifs à la mise en
oeuvre des prescriptions et demandes de l’ASN, à la suite de l’accident de
Fukushima Daiichi, pourraient représenter
environ 10 Md€
2010
,
dont
approximativement la moitié déjà prévue dans le programme initial de
50 Md€
2010
.
En conséquence, le total du programme d’investissements de
maintenance était estimé à
55 Md€
2010
, soit un rythme prévisionnel de
3,7 Md€
2010
en moyenne de 2011 à 2025
,
après Fukushima Daiichi
,
avec une accélération probable en début de période, en fonction des
prescriptions futures de l’ASN. L’impact de cette évolution des coûts
d’investissements (de 1,7 Md€
2010
en 2010 à 3,7 Md€
2010
dans les
prochaines années) sur le coût de production au MWh était chiffré à
environ 10 %.
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
55
II
-
Les différentes catégories d’investissements de
maintenance
Les investissements de maintenance sont constitués de plusieurs
catégories d’investissements répondant à des objectifs différents :
-
satisfaire aux évaluations complémentaires de sûreté (ECS), suite
à l’accident de Fukushima Daiichi ;
-
maintenir le niveau de la production dans les conditions de
fonctionnement actuel ;
-
permettre le prolongement de la durée d’exploitation des
centrales au-delà de 40 ans, en améliorant le niveau de sûreté.
Pour pouvoir analyser les évolutions d’ensemble du programme
d’investissements dans les années à venir, il faut distinguer les éléments
qui répondent à chacun de ces objectifs.
A - Les investissements liés à Fukushima Daiichi
1 -
Le déroulement de la procédure
L’accident survenu à Fukushima Daiichi en 2011, premier accident
majeur nucléaire dû à des agressions naturelles extrêmes
38
, a conduit les
autorités européennes, notamment françaises, à s’interroger sur le niveau
d’agression naturelle auquel les centrales pouvaient résister, et sur les
délais avant que des rejets surviennent dans l’environnement en cas de
perte totale d’alimentation électrique ou de source de refroidissement.
Le 5 mai 2011, l’ASN a ainsi engagé la démarche dite des
évaluations complémentaires de sûreté (ECS) en réponse à une double
demande : celle du Premier ministre français, en date du 23 mars 2011, de
réaliser un audit de la sûreté des installations françaises et celle du
Conseil européen, lors de sa réunion des 24 et 25 mars 2011, de réaliser
des
stress tests
. Les ECS couvrent un champ plus large que les
stress
tests
européens, en intégrant les réacteurs de recherche et les usines du
cycle de combustible.
38
Les accidents nucléaires de Three Mile Island aux États-Unis en 1979 et de
Tchernobyl en Ukraine en 1986 avaient pour origine des défaillances internes.
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56
COUR DES COMPTES
Tableau n° 12 : dates clés des évaluations complémentaires de
sûreté
Lot 1 : installations prioritaires
Lot 2 : installations moins
prioritaires
5 mai 2011
Lancement de la démarche ECS par l’ASN
1
er
juin 2011
Remise d’une note des exploitants à l’ASN, présentant la méthodologie
retenue pour réaliser les ECS
19 juillet 2011
Prise de position de l’ASN sur les méthodologies présentées
15 septembre
2011
Remise par les exploitants à l’ASN
des 79 dossiers des installations
prioritaires,
présentant
les
conclusions des évaluations
Début novembre
2011
Avis
des
groupes
permanents
d’experts
sur
les
dossiers
des
installations prioritaires
17 novembre
2011
Publication du rapport d’expertise
de l’IRSN sur les dossiers des
exploitants
3 janvier 2012
Rapport de l’ASN sur les ECS remis
au Premier Ministre
26 juin /10 juillet
2012
Publication
de
32 décisions
de
l’ASN fixant chacune une trentaine
de prescriptions complémentaires
15 septembre
2012
Date limite de remise à l’ASN
des dossiers des 22 installations
moins prioritaires, tenue par les
exploitants
18 juillet 2013
Avis des groupes permanents
d’experts sur les dossiers des
installations moins prioritaires
21 janvier 2014
Décisions
complémentaires
de
l’ASN (19) fixant des exigences
complémentaires pour la mise en
place du « noyau dur » sur les
centrales d’EDF
Source : Cour des Comptes
Inspections par
l’ASN, des 79
installations
prioritaires
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
57
Les installations entrant dans le champ des ECS ont été classées en
deux catégories
39
: un lot de 79 installations nucléaires a été jugé
prioritaire, alors qu’un deuxième groupe de 22 installations a bénéficié de
délais supplémentaires dans la procédure
40
. Si les installations relevant de
la démarche sont nombreuses, les exploitants concernés sont quant à eux
au nombre de six : EDF, AREVA, le CEA, l’institut Laüe-Langevin
(ILL), CISBIO et ITER Organization.
La procédure n’est pas totalement achevée, mais il peut être
considéré que les principales échéances, ainsi qu’une bonne partie des
études de conception ont d’ores et déjà été réalisées pour les premières
phases, les étapes clés étant rappelées ci-dessous. L’ASN ne s’est
cependant pas encore prononcée sur l’ensemble des propositions
techniques lui ayant été soumises par les exploitants pour répondre aux
diverses prescriptions. Des ajustements peuvent donc encore ressortir des
discussions, pouvant avoir un impact en termes de coûts qui devrait être
limité d’après EDF.
Le principe général de la démarche est que les exploitants émettent
des propositions instruites par l’ASN, avec l’appui de l’IRSN, avant que
l’ASN émette un avis et impose aux exploitants un certain nombre de
dispositions. Depuis le 1
er
septembre 2013, un processus de consultation
du public sur les décisions individuelles a, par ailleurs, été rendu
obligatoire.
Lors de la publication du rapport de la Cour de 2012, seul le
premier rapport général de janvier 2012, présentant l’avis de l’ASN sur
les « grands principes » du post-Fukushima Daiichi était disponible
41
.
Depuis, ces principes ont été déclinés en prescriptions précises, par
installation.
39
Un troisième lot d’installations est soit dispensé de rapport ECS (quelques
installations en cours de démantèlement) ou devra remettre un rapport type ECS, lors
du prochain réexamen de sûreté.
40
Dont notamment les réacteurs en démantèlement d’EDF, l’installation ITER en
construction à Cadarache et l’usine de production de radioéléments pharmaceutiques
de Cis bio à Saclay.
41
Dans ce rapport l’ASN a notamment estimé que « les installations examinées
présentaient un niveau de sûreté suffisant pour qu’elle ne demande pas l’arrêt
immédiat d’aucune d’entre elles », mais que « leur poursuite d’exploitation nécessitait
d’augmenter dans les meilleurs délais, au-delà des marges de sécurité dont elles
disposent déjà, leur robustesse face à des situations extrêmes ».
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58
COUR DES COMPTES
Les
décisions
de
l’ASN
de
l’été
2012,
juridiquement
contraignantes, imposent aux exploitants des travaux importants et des
études préalables de conception poussées, impliquant notamment un
investissement particulier en matière de ressources humaines et de
compétences. Ces prescriptions peuvent être classées en 5 catégories :
définition d’un « noyau dur » de dispositions matérielles
et organisationnelles permettant de maîtriser les fonctions
fondamentales de sûreté dans des situations extrêmes ;
autres mesures liées au risque de séisme ;
autres mesures liées au risque d’inondation ;
autres mesures liées à l’alimentation en eau et en
électricité ;
gestion des accidents graves et gestion de crise.
Les discussions ont principalement porté durant l’année 2013 sur
le « noyau dur »
et notamment sur le niveau d’agression naturelle auquel
les matériels le constituant devaient résister. Le niveau de séisme pris en
compte est ainsi plus important que celui pris au moment de la conception
des installations (séisme de temps de retour 20 000 ans contre 10 000 ans
initialement).
Ces
discussions
ont
débouché
sur
des
décisions
complémentaires, celles pour EDF ayant été publiées en janvier 2014, et
celles pour les autres exploitants devant suivre.
Parmi les mesures phares imposées par l’ASN au titre du noyau
dur figurent l’équipement des sites avec des diesels d’ultime secours, la
mise en place d’une source d’appoint ultime en eau, la conception d’un
nouveau centre de crise de grande capacité sur chaque site, auxquelles
s’ajoute la mise en place d’une force d’action rapide (FARN – voir
annexe 8).
Pour la mise en place de ces prescriptions, l’ASN impose aux
exploitants un calendrier serré, prenant tout de même en compte les délais
nécessaires à la réalisation d’études de conception pour garantir la qualité
des réalisations ainsi qu’à la réalisation industrielle des investissements.
La première phase du « noyau dur », concernant principalement la mise
en place de groupes électrogènes dits d’ultime secours (DUS), sera ainsi
déployée à partir de 2014 et d’ici à 2018, selon l’ASN.
Des discussions sont encore en cours entre l’ASN et les exploitants
concernant l’échéance du déploiement du reste du « noyau dur », ces
derniers ayant prévu d’étaler les dépenses d’investissements sur une durée
plus longue. EDF prévoit ainsi d’étaler les premières dépenses liées au
« noyau dur » jusqu’en 2024 et de n’engager le reste des dépenses liées à
ce « noyau dur » qu’en lien avec l’éventuel allongement de la durée de
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
59
vie des centrales, repoussant ainsi certains investissements jusqu’en 2033.
L’ASN ne s’est pas encore prononcée à ce stade sur le calendrier de
déploiement du reste du « noyau dur » proposé par EDF. Il est cependant
possible que l’ASN, tout en prenant en compte les contraintes inhérentes
à ce type de travaux complexes (réalisation d’études de conception
détaillées,
capacité
industrielle,
etc.),
demande
à
EDF
un
raccourcissement des délais
.
Dans l’attente de la mise en oeuvre de l’ensemble de ces
améliorations de sûreté, certaines mesures provisoires
42
ont été imposées
aux exploitants.
Globalement, à l’exception d’un cas de mise en demeure
43
, la
démarche ECS se déroule sereinement, les exploitants répondant de
manière satisfaisante et dans les délais aux prescriptions de l’ASN.
2 -
Le chiffrage des prescriptions imposées par l’ASN
Il ne revient pas à l’ASN de chiffrer le montant des travaux et
études nécessaires à la mise en place de ses prescriptions. Le chiffrage
des coûts n’entre pas en ligne de compte dans ses décisions, seule la
sûreté faisant partie de ses objectifs et de ses compétences.
Il n’est pas aisé de donner un chiffrage des investissements
supplémentaires induits par Fukushima Daiichi. En effet, même si
l’avancement de la démarche ECS permet aujourd’hui d’avoir des
estimations plus fines du coût des différentes prescriptions, le chiffrage
est rendu complexe par le fait que certains investissements étaient en fait
déjà en partie prévus par les exploitants, au titre de l’amélioration
permanente de la sûreté et de l’objectif de prolongation de la durée
d’exploitation des réacteurs, et ne sont donc pas entièrement imputables
au « post-Fukushima Daiichi » ; dans certains cas, cependant, ces
investissements devront probablement être réalisés selon un calendrier
accéléré par rapport à celui prévu initialement.
42
Équipement des installations avec des « mini » diesels de secours par exemple, dont
le déploiement a été finalisé chez EDF au 30 juin 2013, conformément aux
prescriptions de l’ASN.
43
L’ASN a mis en demeure en 2013 les filiales d’Areva qui exploitent des
installations à Tricastin et à Romans-sur-Isère, d’améliorer leurs moyens de gestion
des situations d’urgence dans un délai de quatre à huit mois.
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COUR DES COMPTES
a)
EDF
Malgré certains changements et les précisions techniques apportées
par l’ASN dans les mesures à mettre en place (changement de la
conception du refroidissement du bâtiment depuis 2012, réalisation du
dessin de refroidissement du réacteur, etc.), le chiffrage du coût des suites
de Fukushima Daiichi par EDF, estimé à environ 10 Md€
2010
en 2011
,
n’a
pas significativement changé. Ainsi
EDF estime aujourd’hui les
investissements « post-Fukushima Daiichi » à 11 Md€
2011
, jusqu’en
2033
, EDF ayant procédé autant que possible à un lissage des dépenses.
L’ASN n’a pas encore validé ce calendrier qu’elle pourrait souhaiter
raccourcir.
Ces investissements sont structurés en trois phases techniques et
temporelles (cf. annexe 9) :
-
une première phase d’investissements en
moyens mobiles et
transitoires
, destinés à améliorer la gestion de crise, qui seront
réalisés avant 2017. La constitution de la force d’action rapide
nucléaire (FARN) fait partie de ces investissements. À terme, la
FARN
(cf. annexe 8)
sera
composée
de
350
personnes
(24 équipes pouvant intervenir 24H/24, 7j/7, réparties sur 4 bases
interrégionales
et
un
niveau
central).
Cette
tranche
d’investissements représente 374 M€
2011
;
-
une deuxième phase concernant la
mise en place des premiers
éléments du noyau dur
, à savoir la sécurisation des appoints en
eau et en électricité en cas d’agression extrême (d’ici 2018) et le
renforcement des centres de crises locaux (CCL), afin de pouvoir
gérer simultanément des accidents sur tous les réacteurs d’un
même site alors qu’auparavant les scénarios de risques
prévoyaient une situation de crise sur un réacteur uniquement.
Cette tranche d’investissements représente 4,1 Md€
2011
. Les trois
mesures phares de cette phase sont :
l’équipement des 58 réacteurs en diesels d’ultime
secours, pour lesquels EDF a déjà lancé un appel
d’offres. EDF a d’ailleurs rencontré des difficultés
lors de la procédure, le groupement porté par Alstom
ayant contesté devant la justice son éviction de la
phase finale de la négociation sur le lot électro-
mécanique, évoquant des problèmes de procédure.
Le jugement en référé a donné raison à EDF le
20 février 2014 ;
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
61
la mise en place des centres de crise locaux ;
la mise en place pour chaque réacteur et chaque
piscine d’entreposage de combustible usé d’une
nouvelle source d’eau de refroidissement diversifiée.
-
une dernière phase visant à
compléter les premiers éléments du
« noyau dur »,
imposés par les ECS, mais qui avaient en grande
partie déjà été envisagés par EDF pour tendre vers l’objectif de
sûreté des réacteurs de génération 3, exigence de l’ASN pour
allonger la durée d’exploitation des réacteurs actuels au-delà de
40 ans. Les investissements de cette phase sont estimés à
6,3 Md€
2011
. Compte-tenu de la lourdeur de ces investissements,
EDF souhaite pouvoir lier la réalisation de ces derniers à une
décision d’allongement de la durée de vie des centrales et
envisage donc d’étaler ces investissements jusqu’en 2033,
calendrier que l’ASN n’a pas validé à ce jour.
b)
Areva
AREVA estime à 200 M€
44
les investissements induits par
l’accident de Fukushima Daiichi
, les différents travaux devant être
réalisés d’ici 2016. Ce montant se répartit sur les sites d’AREVA (La
Hague, Tricastin, Melox et Romans). Le principal poste de dépenses
concerne la
construction et la mise en oeuvre de nouveaux PC de crise
(100 M€ environ). Les 50 % restants sont destinés au renforcement des
moyens d’atténuation du risque, destinés à limiter les conséquences
d'éventuelles
situations
redoutées
(moyens
de
refroidissement
et
d'alimentation en eau des piscines pour La Hague, moyens de
refroidissement et d'alimentation électrique de secours pour MELOX,
moyens de rabattage de nappe toxique et d'assainissement de bâtiments
dans lesquels serait intervenue une fuite de gaz toxique pour Tricastin et
Romans).
Tableau n° 13 :
Areva - estimation des coûts de la mise en oeuvre
des prescriptions de l’ASN dans le cadre des ECS
Site
Tricastin
La Hague
Romans
Melox
Coût (M€)
80
70
35
15
Source : Areva
44
En 2011, Areva considérait que les investissements liés aux ECS représenteraient
quelques centaines de millions d’euros supplémentaires par rapport à son plan
stratégique sur 5 ans de 2 Md€.
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62
COUR DES COMPTES
c)
Le CEA
En 2012, l’estimation des coûts des ECS pour le CEA était encore
peu avancée et le CEA estimait leur coût avec une fourchette relativement
large, entre 50 et 500 M€, à réaliser sur 3 ou 4 ans.
Actuellement, le
CEA
estime l’impact du « post-Fukushima
Daiichi » à
250 M€ environ, jusqu’en 2019, pour les réacteurs du parc
existant
, et à 38 M€ pour le réacteur RJH en construction.
B - Les investissements destinés au maintien de la
production
L’objectif habituel des investissements de maintenance est de
maintenir en l’état le parc initial et de lui permettre d’assurer la
production pour laquelle il a été construit. Ces investissements sont
essentiels : comme rappelé précédemment, EDF considère que la
faiblesse des investissements de maintenance du début des années 2 000 a
fortement affecté la production des centrales ces dernières années,
l’insuffisance de la maintenance préventive ayant conduit à la
multiplication des pannes et arrêts non planifiés qui perturbent la
production.
Ces investissements comprennent donc les opérations liées à
l’exploitation et à la maintenance courante
du parc (pièces de
rechange, immobilier tertiaire, rénovation de l’informatique industrielle,
etc.) ainsi que les programmes patrimoniaux pour sécuriser les conditions
d’exploitation des centrales (maîtrise du risque incendie, inondations,
grands chauds, notamment). Ces investissements représentent
en
moyenne environ 1 Md€ par an d’ici à 2025
.
Mais le maintien de la production nécessite également la
rénovation et le remplacement de gros composants
dont la durée de
vie, souvent comprise entre 25 et 35 ans, est inférieure à la durée
d’exploitation des centrales, c’est-à-dire 40 ans actuellement. Il s’agit
notamment des générateurs de vapeurs, des alternateurs, des condenseurs
ou des éléments des tours réfrigérantes
45
. Ces composants nécessitent soit
de grosses opérations de rénovation (par exemple : rembobinage des
alternateurs,
retubage
des
condenseurs),
soit
des
remplacements
45
Le retour d’expérience international (États-Unis, Japon, Belgique) fait état d’un
remplacement ou de rénovations plutôt entre 20 et 25 ans. EDF explique cet écart par
la qualité du design et de la fabrication initiale des années 70-80.
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
63
(générateurs de vapeur, par exemple). Ces investissements sont donc
souvent nécessaires vers 30-35 ans ; une fois réalisés, ils permettent de
fonctionner techniquement pendant environ trente nouvelles années.
Parallèlement, les équipements non remplaçables, cuve et enceinte,
font l’objet de programmes de surveillance et de R&D pour en maîtriser
le vieillissement (cuve) et en conforter l’étanchéité (enceinte)
46
.
Ces investissements, dont le montant est variable selon les années,
représenteront en moyenne environ
1,3 Md€ par an d’ici à 2025
. Ils
doivent être anticipés et programmés notamment pour des raisons de
production industrielle, car ils nécessitent la mise en production de
matériels complexes, avec des temps de fabrication longs et des capacités
de production des fournisseurs limitées ; ils supposent également une
planification des travaux, afin de faire coïncider les opérations de
remplacement avec les arrêts et visites périodiques prévues pour chaque
réacteur.
Ces investissements sont nécessaires si l’on veut maintenir la
production au moins jusqu’à la fin de la période d’exploitation de 40 ans
prévue. Ne pas les faire conduirait à réduire à court terme les capacités de
production
47
, ce qui provoquerait, accessoirement, une augmentation du
coût du MWh produit
48
.
Mais la durée de vie de ces gros composants se mesure en dizaines
d’années d’utilisation ; l’amortissement de leur coût sur une durée
d’utilisation de quelques années seulement (10 ou moins, l’âge moyen des
réacteurs étant de 29 ans actuellement
49
) réduit la rentabilité de ces
investissements et augmente le coût de production du MWh.
46
L’ordre de grandeur des
études et recherches sur les cuves et les enceintes de
confinement des réacteurs de 900 MW dépasse une centaine de millions d’euros
annuelle au total. La surveillance et l’inspection en service des enceintes et des cuves
relèvent de la maintenance courante et sont donc comptabilisées en charges
d’exploitation.
47
Par arrêt des réacteurs, soit du fait de pannes, soit pour ne pas mettre en cause leur
sûreté.
48
Bien entendu, la rénovation et le remplacement des gros composants ont aussi des
effets favorables sur la sûreté des installations et permettent, par construction, de
prolonger leur durée d’exploitation.
49
29 ans : âge moyen du parc calculé à partir de la date du premier couplage au réseau
des réacteurs, utilisé dans le rapport de 2012 pour indiquer que 22 tranches auront
passé leur 40
ème
anniversaire fin 2022. Si l’on tient plutôt compte de la date de mise
en service industriel, comme le fait EDF, l’âge moyen est de 28 ans et 19 réacteurs
auront plus de 40 ans fin 2022.
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COUR DES COMPTES
C - Les investissements destinés à prolonger la durée
d’exploitation des réacteurs au-delà de 40 ans
Les centrales françaises ont été conçues et construites pour une
durée de vie technique de 40 ans. Les études de dimensionnement des
circuits et matériels, comme leur qualification, ont été réalisées pour cette
durée de vie (tenue mécanique à l’irradiation et aux cycles de
fonctionnement, etc.). Les dossiers de référence réglementaires (tenue en
service des cuves, liaisons bimétalliques, zones de mélanges, etc.)
portaient également sur cette période.
Toutefois, elles ont été construites sous licence américaine
(Westinghouse), avec des « centrales de référence » qui ont obtenu, ou
sont en voie d’obtenir, une licence de 60 ans
50
aux États-Unis.
Techniquement, tous les composants sont remplaçables, à
l’exception de la cuve et de l’enceinte des réacteurs, comme on l’a dit
précédemment. Ces deux éléments font l’objet de programmes de
surveillance spécifiques (ex : contrôle par ultrasons des zones fortement
irradiées des cuves) ainsi que de programmes de R&D visant à limiter
leur vieillissement.
La réglementation française
51
, contrairement à la réglementation
américaine
52
, ne prévoit pas de limitation dans le temps de l’autorisation
d’exploiter une centrale. Elle repose en revanche sur des réexamens de
sûreté périodiques : une visite décennale par l’Autorité de sûreté nucléaire
(ASN) qui précise les conditions d’une éventuelle autorisation de
poursuivre l’exploitation. À chacun de ces réexamens, l’article 29 de la
loi relative à la transparence et à la sûreté en matière nucléaire (TSN)
prévoit qu’un réexamen du niveau de sûreté soit opéré en tenant compte
du retour d’expérience et de l’amélioration des connaissances ainsi que
des meilleures pratiques internationales.
50
Beaver Valley, référence pour le 900 MW a obtenu l’extension de licence à 60 ans
en 2009 et South Texas, référence pour le 1 300 MW, est en cours de procédure. Aux
États-Unis, l’autorité de sûreté américaine, la NRC, a accordé jusqu’à présent une
prolongation d’activité jusqu’à 60 ans à 73 des 100 réacteurs en fonctionnement.
51
Loi relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire (TSN) du
13 juin 2006.
52
En outre, aux États-Unis, les conditions mises aux autorisations de prolongement de
la durée de fonctionnement des centrales visent seulement à maintenir le niveau de
sûreté initial de l’installation. Les autorisations de prolongement sont donc plus
faciles à obtenir qu’en France et, d’une manière générale, qu’en Europe.
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
65
Actuellement, 19 des 58 réacteurs en fonctionnement ont reçu
l’autorisation de redémarrer après leur 3
ème
visite décennale et l’ASN a
rendu un avis positif sur l’aptitude de 5 de ces tranches à fonctionner
jusqu’à
40 ans
sous
conditions
de
la
réalisation
de
travaux
complémentaires en cours. D’une manière générale, l’ASN «
n’a pas
identifié d’éléments mettant en cause la capacité d’EDF à maîtriser la
sûreté des réacteurs de 900 MW jusqu’à 40 ans après leur première
divergence
»
53
; les autorisations doivent toutefois être obtenues réacteur
par réacteur.
L’extension de la durée de fonctionnement au-delà de 40 ans fait
l’objet d’échanges entre EDF et l’ASN depuis plusieurs années afin de
préciser les actions à mener pour que cette extension soit envisageable.
EDF a proposé une méthodologie et un programme de travail qui font
l’objet de discussions avec l’ASN.
Le « groupe permanent d’experts » de l’ASN a estimé en janvier
2012 que «
sous réserve de la prise en compte des recommandations (…)
ainsi que de la réalisation des actions complémentaires qu’EDF s’est
engagé
à
mener
(…),
les
orientations
du
programme
sont
satisfaisantes
»
54
. L’ASN a confirmé, dans sa lettre du 28 juin 2013, que
la «
méthodologie proposée par EDF est globalement satisfaisante
».
Dans ce courrier, l’ASN définit ses attentes sur le référentiel de sûreté
pour préparer les futures 4
èmes
visites décennales des centrales 900 MW,
sachant qu’elle a précédemment indiqué que la réévaluation de sûreté de
ces 4
èmes
visites décennales serait faite «
au regard des objectifs de sûreté
définis pour les réacteurs de 3
ème
génération, comme l’EPR
»
55
.
Sur le fond, cette exigence vise à limiter dans l’espace et dans le
temps les conséquences pour les populations qu’aurait un accident grave,
c’est-à-dire avec fusion du coeur nucléaire, accident qui, à l’origine de la
conception du programme électronucléaire, n’était pas considéré comme
possible. L’objectif est donc d’éviter des rejets importants et d’effet
durable dans l’environnement, objectif désormais prévu dès la conception
de l’EPR pour lequel les accidents qui conduiraient à des rejets doivent
53
ASN : note d’information générale, mai 2010.
54
Par exemple, le groupe permanent d’experts sur les enceintes de confinement a eu
lieu en 2013 et a confirmé les axes de travail d’EDF dans ce domaine ; le groupe
permanents d’experts de l’ASN sur les cuves est programmé en 2015.
55
Lettre du président de l’ASN à EDF du 17 juin 2010.
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66
COUR DES COMPTES
être « pratiquement éliminés »
56
. Cette amélioration initialement prévue
aux 40 ans, devra être
anticipée pour les points relevant des
enseignements de Fukushima Daiichi qui a rappelé toute l’importance
d’éviter de tels rejets
57
.
Les investissements à réaliser ne sont pas encore tous identifiés
puisque, si l’ASN a fixé l’objectif à atteindre, les travaux sur les moyens
de l’atteindre sont en cours d’étude et d’échanges entre EDF et l’ASN.
Toutefois, on peut en citer quelques-uns : diesels d’ultime secours,
contrôle commande ultime, sources d’eau et refroidissements ultimes,
prévention de la fusion du réacteur et prévention du découvrement des
assemblages combustibles entreposés dans les piscines.
Le chiffrage des investissements à réaliser sur ce thème, lors des
4
èmes
visites décennales mais aussi des visites décennales précédentes et
des visites périodiques, comporte encore beaucoup d’incertitudes. EDF
les évalue toutefois à
environ 1,6 Md€
2011
par an d’ici 2025, montant à
compléter par les investissements post-Fukushima Daiichi qui
représentent environ 0,7 Md€
2011
annuel sur la même période
.
III
-
L’évolution des investissements de
maintenance
Le constat de l’insuffisance des investissements de maintenance du
début des années 2000 et de ses conséquences sur les performances
d’exploitation de l’entreprise a conduit EDF à relancer ces derniers tout
en réfléchissant au «
projet industriel
» global sur lequel pouvait reposer
sa politique d’investissement à moyen/long terme
58
.
Comme on l’a vu ci-dessus, le vieillissement des réacteurs
nécessite le renouvellement de gros composants dont l’investissement
sera d’autant plus rentable que les centrales pourront produire longtemps,
56
« Directives techniques pour la conception et la construction de la nouvelle
génération de réacteurs nucléaires à eau sous pression », Groupe permanent d’experts
pour les réacteurs nucléaires, octobre 2000.
57
Exemple : dans le cadre de la démarche d’amélioration de la sûreté, il était prévu de
mettre en place un diesel supplémentaire par réacteur à l’horizon de 40 ans, soit entre
2019 et 2030. Suite aux ECS et aux préconisations que l’ASN en a tiré, les
caractéristiques des diesels sont renforcées et ils doivent être en place d’ici fin 2018.
58
EDF appelle « grand carénage » l’ensemble du programme d’opérations de
maintenance lourde et d’amélioration additionnelle du niveau de sûreté, prévues pour
réaliser son projet industriel sur son parc nucléaire existant.
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
67
au-delà de leur 40
ème
année. Les prévisions d’investissements d’EDF
fusionnent donc les différents objectifs identifiés précédemment :
-
améliorer la sûreté des réacteurs en prévoyant de pouvoir faire
face à des circonstances telles que celles qui se sont trouvées
réunies à Fukushima Daiichi et qui n’avaient pas été intégrées
jusqu’à présent aux objectifs de sûreté : ce sont les travaux
« post-Fukushima Daiichi » ;
-
redresser les performances d’exploitation, notamment par des
investissements de rénovation et de remplacement des gros
composants ;
-
rendre possible la prolongation de la durée d’exploitation des
réacteurs au-delà de 40 ans, jusqu’à 50 ans, voire 60 ans, ce qui
suppose de réaliser essentiellement des investissements de sûreté
en complément des investissements de la catégorie précédente.
Chaque investissement vise à atteindre plus particulièrement l’un
de ces trois objectifs, mais ils sont tous utiles dans la perspective de
l’allongement de la durée d’exploitation des centrales.
Les investissements massifs que suppose l’atteinte de ces objectifs
doivent être planifiés à la fois pour être financièrement supportables par
les comptes d’EDF (et l’évolution des prix réglementés de l’électricité) et
pour être physiquement réalisables par les équipes d’EDF et le tissu
industriel concerné par ces travaux.
Certains de ces investissements sont bien identifiés ; d’autres
restent à définir ou à préciser, notamment ceux permettant de rendre
éventuellement possible le prolongement de la durée d’exploitation des
réacteurs au-delà de 40 ans. Sur ce point, aucune assurance ne pourra être
apportée globalement, les autorisations ne pouvant être données par
l’ASN que réacteur par réacteur à chaque rendez-vous décennal. Ainsi, en
matière de sûreté, les incertitudes portent à la fois sur le niveau des
exigences qui sera précisément fixé par l’ASN et, dans un deuxième
temps, sur les méthodes et les moyens qui seront déployés pour les
atteindre, donc sur les coûts et les calendriers de réalisation des
investissements nécessaires.
Dans ce contexte, EDF a cherché à chiffrer et à organiser la
programmation de ses investissements. Ces travaux ont conduit à des
évolutions successives des montants et des calendriers prévisionnels. À
noter que si la période 2011-2025, période de référence de la loi NOME
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68
COUR DES COMPTES
pour la détermination du prix de l’ARENH
59
, correspond à la majorité des
investissements à réaliser
60
, ces derniers ne s’arrêtent pas à cette date
61
, et
le chiffrage du coût de la prolongation de la durée d’exploitation des
réacteurs doit en tenir compte.
1 -
Les prévisions d’origine
Le rapport de 2012 de la Cour reposait sur la trajectoire élaborée
en 2010 et complétée en 2011 par une première estimation de l’impact
des modifications post-Fukushima Daiichi. Elle peut être résumée par les
éléments suivants
62
:
-
environ
50 Md€
2010
sur
la
période
2011-2025
pour
les
investissements prévus avant Fukushima Daiichi ;
-
des investissements « post-Fukushima Daiichi » estimés
63
à
11 Md€
2010
, dont moins de la moitié environ est considérée
comme déjà prise en compte dans les investissements nécessaires
à réaliser avant 2025 ;
-
au total donc, un montant d’investissements total d’environ
57 Md€
2010
sur 2011-2025
64
, reposant sur la superposition des
investissements post-Fukushima Daiichi entre 2013 et 2019,
d’une accélération des investissements de rénovation des gros
composants
entre
2014
et
2020
puis
de
l’essor
des
59
ARENH : tarif de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique
60
2025 correspond en effet d’une part à la fin des 3
èmes
visites décennales du palier
1 300 MW, qui s’étaleront entre 2015 et 2023, d’autre part à la réalisation de plus de
75 % des 4
èmes
visites décennales du palier 900 MW, qui débuteront en 2019 ; ce sont
les visites durant lesquelles seront déployées les principales modifications et réalisées
la plupart des rénovations de gros composants.
61
Les 4
èmes
visites décennales des réacteurs de 900 MW et 1 300 MW devraient être
terminées en 2033.
62
Pour des raisons de confidentialité, les données prévisionnelles annuelles des
différentes trajectoires successives du projet industriel ne sont pas précisées dans le
présent rapport.
63
EDF chiffrait en outre à quelques milliards les demandes potentielles
supplémentaires de l’ASN, mais qui n’étaient pas prises en compte dans les
chiffrages.
64
L’écart entre ce chiffre de 57 Md€
2010
et celui du rapport de 2012 (55 Md€
2010
)
s’explique d’une part, par une plus grande précision dans le chiffrage des
investissements post-Fukushima Daiichi et, d’autre part, par des chroniques
prévisionnelles d’inflation revues à la baisse, les devis étant restés identiques en €
courants.
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
69
investissements de sûreté préparant le prolongement au-delà de
40 ans, au fur et à mesure des visites décennales ;
-
une répartition des investissements dans le temps passant par une
très forte augmentation, entre 2012 et 2015, une pointe en 2017
et une diminution progressive ensuite avec une stabilité à partir
de 2022.
2 -
Les travaux de « flexibilisation » de la trajectoire
EDF a cherché à optimiser la trajectoire des investissements qui
résultait de cet « empilement » d’objectifs et de contraintes, notamment
pour retrouver des « marges de manoeuvre » financières et sécuriser
globalement la réalisation industrielle de ses projets. Un examen en
profondeur du programme d’opérations l’a conduit à identifier des
possibilités de mieux répartir les investissements dans le temps (lissage
de la trajectoire) mais aussi de réduire les coûts totaux (voir détails en
annexe 10). Les résultats de ces travaux sont les suivants :
-
environ 8 Md€
2011
de réduction des investissements prévus
identifiés sur la période 2013-2025
65
;
-
les investissements sur la période 2011 – 2025 passent donc à
49 Md€
2010
(au lieu de 57 Md€
2010
), y compris les travaux post-
Fukushima Daiichi ;
-
la
trajectoire
est
fortement
lissée :
elle
progresse
plus
régulièrement pour atteindre un sommet en 2017, 20 % inférieur
à celui du scénario précédent ; elle replonge
en 2022 et repart à
la hausse pour atteindre un nouveau pic en 2025 puis se stabiliser
entre 2025 et 2030, à un niveau inférieur de 7 % à celui du
scénario précédent ;
-
ce lissage induit une baisse de la « charge industrielle » et
permettrait, en outre, de réduire la durée de certains arrêts de
tranche et donc d’améliorer la production
par rapport aux
premières hypothèses.
65
Cela permettrait également de réduire les achats Opex sur certains projets par
rapport aux hypothèses de 2010.
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70
COUR DES COMPTES
3 -
Évolution du périmètre des investissements de maintenance
Comme on l’a vu précédemment (chapitre I – III : consommations
externes), à partir de 2012, EDF a décidé
d’immobiliser en Capex une
proportion
plus
importante
que
précédemment
des
travaux
de
maintenance conduits en arrêt de tranche dès lors qu’ils contribuent à
conforter la durée de fonctionnement ou à améliorer les performances.
D’après EDF, 13 Md€
2011
environ seraient ainsi imputés en Capex
sur la période 2011-2025, contribuant donc à augmenter le montant des
investissements de maintenance sur la période. Ainsi :
-
les prévisions d’investissements sur la période 2011 – 2025
s’élèvent désormais à 62,5 Md€
2010
, y compris les travaux post-
Fukushima Daiichi
66
;
-
la trajectoire retrouve un profil proche de la trajectoire initiale de
2010, avec une forte augmentation dans les premières années, le
basculement des Opex en Capex ayant lieu sur deux ans (2012 et
2013) ; elle atteint un sommet en 2017, au même niveau qu’avec
le scénario initial ; elle replonge jusqu’en 2022 et repart à la
hausse pour atteindre un nouveau pic
en 2025 puis se stabiliser
entre 2025 et 2033 à un niveau sensiblement supérieur (entre
25 % et 35 %) à celui des scénarii précédents.
-
Au-delà de 2025, même si un chiffrage à un tel horizon est par
nature un exercice très incertain, EDF estime que les
investissements devraient décroître progressivement, avec la fin
des 4
èmes
visites décennales du palier 900 MW puis du palier
1 300 MW
67
, pour revenir à un niveau d’investissements annuels
comparable à celui connu ces 2-3 dernières années, nécessaire
pour permettre dans la durée le bon entretien de tout le parc en
toute sûreté. Le total des investissements sur la période 2011 –
2033, qui devrait couvrir la quasi-totalité des 3
èmes
et 4
èmes
visites
décennales, pour les réacteurs de 900 MW et de 1 300 MW,
66
Dont environ 55 Md€
2011
sur la période 2014-2025, chiffre utilisé dans la
communication d’EDF.
67
L’horizon 2025 correspond à la fin des 3
èmes
visites décennales du palier 1300 MW,
qui s’étaleront entre 2015 et 2023, et à la réalisation de plus des ¾ des 4
èmes
visites
décennales du palier 900 MW, qui débuteront en 2019 ; 85 % des réacteurs auront
alors plus de 35 ans et la plupart des opérations de rénovation de gros composants y
auront été réalisées. Par ailleurs, c’est la période de référence de la loi NOME pour la
détermination du prix de l’ARENH.
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
71
devrait
donc
représenter
environ
110 Md€ courants
(soit
90 Md€
2010
, dont 62,5 Md€
2010
pour la période 2011 - 2025).
Tableau n° 14 :
comparaison des versions successives du projet
industriel d’EDF sur 2011-2025
Scénarios
Premières
prévisions 2011
« flexibilisation »
de la trajectoire
Avec modification
du périmètre Opex
M€
2010
M€
courants
M€
2010
M€
courants
M€
2010
M€
courants
Montant total
2011 – 2025
57 430
65 790
49 050
56 395
62 460
72 070
Moyenne annuelle
2011-2025
3 830
4 385
3 270
3 760
4 165
4 805
Source : EDF et Cour des comptes
Au total dans cette dernière version du « projet industriel » d’EDF,
on peut considérer qu’environ la moitié des investissements concernés sur
cette période correspondent à des investissements de sûreté (y compris
« post-Fukushima »), qui visent essentiellement à obtenir l’autorisation de
prolonger la durée d’exploitation des réacteurs au-delà de 40 ans.
Cela signifie donc que l’autre moitié des investissements sont
nécessaires,
même
en
l’absence
de
prolongement
de
la
durée
d’exploitation des réacteurs, pour permettre au moins le maintien du
niveau de la production (investissements de rénovation : environ 30 % du
total, le reste correspondant aux investissements de maintenance
« normaux »). Leur montant toutefois est lié à l’anticipation faite par
l’industriel
sur
la
durée
d’exploitation
des
réacteurs
et
donc
d’amortissement de ces investissements lourds.
Il
est
évident
que
pour
un
industriel
« classique »,
ces
investissements ne seraient réalisés qu’avec la perspective qu’ils pourront
être amortis « normalement », c’est-à-dire avec des durées d’exploitation
des réacteurs supérieures à 40 ans. Sinon, sauf « obligation » de faire
fonctionner les centrales jusqu’à 40 ans, une grande partie de ces
investissements ne seraient pas réalisés : ils pourraient soit être
remplacés, pour certains, par des investissements moins coûteux mais à
durée de vie plus courte (et probablement moins productif), soit
provoquer l’arrêt des réacteurs en cas de panne.
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72
COUR DES COMPTES
Tableau n° 15 :
projet industriel d’EDF en 2014 :
Répartition des investissements sur la période 2014 – 2025 :
Type d’investissement
En %
Suite Fukushima Daiichi
16 %
Arrêts de tranche *
34 %
Maintenance et rénovation
29 %
Autres projets patrimoniaux
6 %
Exploitation
15 %
Total parc existant (hors EPR et hors
investissements pour augmentation de capacité)
100 %
Source : EDF
* Les investissements « arrêts de tranche » correspondent essentiellement aux
investissements de sûreté nécessaires pour permettre un prolongement de la durée
d’exploitation des réacteurs, hors investissements post-Fukushima Daiichi et hors
rénovation.
______________________
CONCLUSION
_____________________
Les besoins d’investissements d’EDF, dans une perspective de
prolongement de la durée d’exploitation des réacteurs, tels qu’ils avaient
été chiffrés en 2010 (57 Md€
2010
de 2011 à 2025) ont fait l’objet d’un
travail d’optimisation qui les a réduits d’environ 8 Md€
2011
sur la période
tout en permettant de lisser la courbe des investissements, notamment en
début de période. Toutefois, le périmètre de ces investissements a été
augmenté par la comptabilisation en dépenses d’investissements de
travaux de maintenance, jusqu’à présent comptabilisés en Opex, pour un
montant total de 13 Md€
2011
environ (2011 – 2025), conduisant à un total
d’investissement de
62,5 Md€
2010
entre 2011 et 2025
, avec, de nouveau,
une progression importante pendant les premières années.
Globalement, dans le plan industriel d’EDF actuel, pour la
période 2014-2025, la moitié des investissements correspondent à des
investissements de sûreté
que l’on peut classer en deux catégories :
- les investissements qui visent à appliquer les prescriptions faites
par l’ASN à la suite des évaluations complémentaires de sureté (ECS)
«
post Fukushima Daiichi
»: ils représentent un montant de travaux
d’environ 11 Md€ (
dont environ 0,7 Md€
2011
par an sur la période
2014 – 2025)
pour EDF, qui considère ne pas pouvoir dissocier d’une
décision d’allongement de la durée de vie des réacteurs une partie de ces
investissements (environ 6 Md€
2011
) ; elle souhaite donc pouvoir les
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LES INVESTISSEMENTS DE MAINTENANCE
73
réaliser d’ici 2033, au fur et à mesure des 4
èmes
visites décennales, mais
ce calendrier très long n’a pas été validé à ce jour par l’ASN ;
- les investissements qui permettent une amélioration de la sûreté
« au regard des objectifs de sûreté des réacteurs de 3
ème
génération »
pour
pouvoir
demander
l’autorisation
de
prolonger
la
durée
d’exploitation des réacteurs au-delà de 40 ans
. Ils représentent
environ
1,6 Md€
2011
par an
sur la période.
L’autre
moitié
des
investissements,
qui
correspond
à
la
maintenance « normale »
(
environ 1 Md€ par an
) et à la
rénovation ou
au remplacement de gros composants
dont la durée de vie est inférieure
à 40 ans (
environ 1,3 Md€ par an
), est nécessaire, même en l’absence de
prolongement de la durée d’exploitation des réacteurs, pour permettre au
moins le maintien du niveau de la production. Toutefois leur montant est
lié à l’anticipation faite par l’industriel sur la durée d’exploitation des
réacteurs et donc d’amortissement de ces investissements lourds.
Pour permettre de mettre tout le parc actuel en capacité de
maintenir sa production et, éventuellement, de prolonger sa durée
d’exploitation au-delà de 40 ans, une partie des investissements sera
réalisée au-delà de 2025. Même si un chiffrage à un tel horizon est par
nature un exercice très incertain, le total des investissements sur la
période 2011 – 2033
, qui devrait couvrir la quasi-totalité des 4
èmes
visites
décennales des réacteurs de 900 MW et de 1 300 MW, atteindrait environ
90 Md€
2010
(environ 110 Md€ courants).
Ces coûts globaux d’investissements sont calculés, par hypothèse,
sur la base d’un prolongement uniforme de la durée de fonctionnement
des 58 réacteurs, ce qui n’anticipe pas les décisions futures qui
pourraient conduire à fermer les réacteurs à des âges différents pour des
décisions de sûreté, de rentabilité ou de politique énergétique.
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Chapitre III
Les dépenses futures
Les dépenses futures liées à l’activité électronucléaire concernent :
-
le démantèlement des installations à la fin de leur exploitation ;
-
la gestion des combustibles usés ;
-
la gestion des déchets.
Elles s’élèvent globalement à
87,2 Md€ en 2013
et ont progressé
de 5,2 % en euros constants depuis 2010 (+ 9,7 % en euros courants).
Tableau n° 16 : charges brutes : comparaisons 2010/2013
M€
courants
EDF
AREVA
CEA
Total
(y c. ANDRA)
2013/2010
Démantèlement
2010
20 903
7 108
3 911
31 922
2013
22 448
7 874
4 034
34 356
+ 7,6 %
Gestion du combustible usé (+ derniers coeurs pour EDF)
2010
14 386
(+ 3 792)
420
14 806 (+ 3 792)
2013
15 868
(+ 3 979)
462
16 330 (+ 3 979)
+ 10,3 %
Gestion des déchets
2010
23 017
2 859
2 403
28 362
2013
25 578
3 468
2 623
31 753
+ 12 %
Total (incluant charges « autres » non détaillées)
2010
62 097
10 464
6 770
79 415
2013
67 873
12 038
7 165
87 160
+ 9,7 %
Source : Cour des comptes
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76
COUR DES COMPTES
I
-
Le démantèlement des installations nucléaires
En matière de démantèlement, une modification règlementaire est
intervenue depuis le précédent rapport qui conforte les préconisations
émises par l’ASN sur ce sujet. En effet, l’article 8.3.1 de l’arrêté fixant les
règles générales relatives aux installations nucléaires de base du 7 février
2012 introduit désormais le principe de démantèlement dans «
un délai
aussi court que possible
» après l’arrêt définitif de l’installation. Au-delà,
la future loi de programmation sur la transition énergétique pourrait
contenir des dispositions permettant de mieux asseoir ce principe et de
distinguer les notions d'arrêt définitif et de démantèlement. Le but est
d’entamer le démantèlement dès lors que l’INB a été mise à l’arrêt
définitif. La fermeture de la centrale de Fessenheim, annoncée par le
Président de la République, pourrait s’avérer une étape importante dans la
clarification de ces notions.
Par ailleurs l’ASN a publié, en janvier 2014, un avis sur les
derniers rapports triennaux des exploitants en application des articles
L. 594-1 à L. 594-13 du code de l’environnement, dans lequel l’autorité
note que peu d’exploitants prennent en compte dans l’évaluation des
charges de démantèlement le coût de l’assainissement des sols. Or, en
application de l’article 40 du décret du 2 novembre 2007, à l’issue des
opérations de démantèlement, le déclassement d’une installation nucléaire
de base est prononcé notamment sur la base d’une présentation de l’état
du site contenant une analyse de l’état du sol. Le retour d’expérience
montre que ces opérations d’assainissement des sols peuvent avoir un
impact important sur le coût des projets de démantèlement. En
conséquence l’ASN a été amenée à recommander que les exploitants
évaluent les charges en tenant compte de ces opérations, en privilégiant
l’assainissement complet des sites. Ce point pourrait constituer un facteur
d’augmentation des devis dans les années à venir.
Le tableau suivant présente le poids comparé des charges de
démantèlement calculées par les trois principaux exploitants nucléaires
français pour leur activité civile en France au 31 décembre 2013.
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LES DÉPENSES FUTURES
77
Tableau n° 17 : les charges brutes de démantèlement
M€ courants
Charges brutes
31 décembre 2010
Charges brutes
31 décembre 2013
EDF
20 902,9
22 448,0
65 %
AREVA
7 108,4
7 873,5
23 %
CEA civil*
3 911,2
4 034
12 %
Total
31 922,5
34 355,5
100 %
Source : Cour des comptes - pour les installations arrêtées, il s’agit des
restes à payer et non du coût total du démantèlement
* le montant des charges de démantèlement du CEA intègre, dans ce tableau,
le périmètre « hors loi »
68
correspondant au démantèlement. En 2013 ce
montant « hors loi » s’élève à 142 M€. Par ailleurs, contrairement au
changement de présentation annoncé lors du rapport de 2012, pour respecter
la nomenclature de la loi, ces montants continuent à inclure une partie des
charges pour aval du cycle (372,1 M€ en 2010 et 295 M€ en 2013).
A - 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.
Tableau n° 18 : charges de démantèlement des installations
nucléaires d’EDF
Au 31 décembre
2010
En M€
2010
2013
En M€
2013
Nombre
d’installations
Installations en exploitation
18 399
19 558
62
Installations arrêtées
2 504
2 890
12
Total
20 903
22 448
74
Source : Cour des comptes
68
Le CEA intègre, dans ses charges futures pour obligations de fin de cycle, les
charges relatives à ses installations nucléaires de base (INB), conformément à ce que
prévoit le loi de 2006, mais aussi les charges liées à ses obligations de fin de cycle
pour des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) et la
surveillance d’anciens sites d’expérimentation, qui constituent le périmètre « hors
loi ».
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78
COUR DES COMPTES
1 -
Le programme de démantèlement des installations arrêtées
69
Douze INB sont intégrées dans ce programme de démantèlement
dit « de première génération »
70
, dont le coût total de démantèlement a été
estimé fin 2011 à 5,02 Md€
2013
. A cette date, les dépenses déjà financées
représentaient 36,4 % du devis total, en cohérence avec l’avancement
physique des opérations estimé alors à 32,7 %.
La révision des devis de 2012 a renchéri les coûts de 22,4 % en
euros constants
par rapport aux précédents devis de 2008 concernant les
9 réacteurs concernés
71
. EDF explique cette augmentation par des aléas
techniques et juridiques qui influeraient respectivement à hauteur de 71 %
et 17 %, les 12 % restant étant liés au management du projet (capacité
technique insuffisante du contractant et/ou délais de transposition des
retours d’expérience). L’effet d’absence de standardisation de ces
réacteurs continue à jouer encore pleinement au même titre que
l’apprentissage des caractéristiques radiologiques de l’installation. Les
recours juridictionnels des opposants contre les démantèlements et des
exigences techniques renforcées ralentissent les délais et augmentent
mécaniquement les coûts.
On note que, en application du décret du 23 février 2007 relatif à la
sécurisation du financement des charges nucléaires, EDF ajoute
désormais au devis de 2012 de 5 016,5 M€
2013
une marge pour risques et
incertitudes de 71,3 M€
2013
. Cette marge représente 2,2 % des travaux
restant à effectuer sur le devis de démantèlement de la première
génération. Elle pèse peu en pourcentage dans la révision du devis.
69
Cette génération d’installations aujourd’hui à l’arrêt n’est pas intégrée dans le
chiffrage des coûts de production présenté dans la conclusion générale de ce rapport.
70
9 réacteurs
relevant
de
quatre
technologies
différentes,
l’installation
de
conditionnement et d’entreposage de déchets activés (ICEDA) en cours de
construction, l’entreposage combustible APEC de Creys-Malville et des silos de
Saint-Laurent.
71
Le détail de l’augmentation des devis est indiqué en annexe 11.
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LES DÉPENSES FUTURES
79
Les évolutions de ces devis de la première génération n’ont pas
d’effet sur le calcul du coût du kWh produit par le parc actuel mais elles
montrent que la réalisation des démantèlements peut être beaucoup plus
coûteuse que prévue initialement. Ce constat doit cependant être nuancé
par le fait qu’il s’agit de filières spécifiques et non standardisées : Creys-
Malville est ainsi le plus gros réacteur à neutrons rapides en cours de
démantèlement, avec notamment une spécificité liée au sodium très
dimensionnante ; de même, la déconstruction de Bugey 1 représentera
une première mondiale de déconstruction de centrale UNGG
72
.
2 -
Le programme de démantèlement des installations en cours
d’exploitation
Depuis le précédent rapport, le périmètre de démantèlement n’a
pas évolué dans la mesure où l’EPR de Flamanville n’est pas encore en
exploitation. Ainsi, au 31 décembre 2013, les charges futures s’élèvent à
19,56 Md€
2013
pour l’ensemble du parc d’EDF contre 18,4 Md€
2010
en
2010 (soit 19,1 Md€
2013
), soit une
augmentation nette de 2,4 %
en euros
constants
73
. Dans l’ensemble, le total des devis de démantèlement
représente 19,8 % du coût de construction des centrales concernées.
a)
La méthode de calcul des coûts de démantèlement d’EDF
Contrairement à la recommandation de la Cour dans son rapport,
EDF continue à calculer ses provisions avec la méthode dite « des coûts
de référence » plutôt qu’en utilisant la méthode plus sophistiquée qu’elle
a elle-même mise au point dite « méthode Dampierre »
74
. Elle considère
que ce choix est prudentiel dans la mesure où la méthode historique
aboutit à un montant de charges plus élevé
75
que la méthode Dampierre
72
Uranium Naturel Graphite Gaz
73
Il faut noter que cette augmentation en euros constants n’est pas due à une évolution
de devis (les flux futurs de dépenses inflatés sont restés identiques), mais à la
différence entre l’hypothèse d’inflation retenue par EDF pour le calcul de ses charges
brutes en euros constants et l’inflation réelle de la période.
74
La méthode des « coûts de référence » repose sur l’application de taux forfaitaire
aux coûts de la construction des centrales alors que la méthode Dampierre consiste à
décomposer le démantèlement en une multitude d’opérations simples auxquelles ont
applique des coefficients spécifiques (cf. annexe 11).
75
On note de surcroît des différences objectives entre les méthodes tenant aux
paramètres retenus, notamment les délais de démantèlement (18 ans dans la méthode
historique ; 15 ans dans la méthode Dampierre) et le barycentre des dépenses (9 ans
dans la méthode historique ; 8 ans dans la méthode Dampierre).
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80
COUR DES COMPTES
09 sur laquelle EDF s’appuie également en interne. Selon l’entreprise, le
retour d’expérience du démantèlement de Chooz A dans le cadre du
programme dit de « première génération » a permis d’isoler des points de
convergence avec le parc de « deuxième génération » qui, malgré
l’augmentation du devis
76
, confirment la méthode Dampierre.
En 2013, le devis de démantèlement d’un site standard de quatre
tranches de 900 MW directement extrapolable atteint 1 008 M€
2013
hors
aléas (1 109 M€ avec aléas), soit 277 M€
2013
par réacteur (cf. détail en
annexe 11). Extrapolée aux autres centrales équipées de réacteurs
900 MW
et
aux
paliers
1 300 MW
et
1 450 MW,
la
méthode
Dampierre 09 aboutit à un montant de charges brutes inférieur à celui des
« coûts de référence », actuellement appliqué par EDF. Néanmoins,
certaines dépenses ne sont pas intégrées à cette méthode, comme par
exemple la dépollution des sols. L’écart s’est creusé entre les résultats des
deux méthodes depuis le précédent rapport.
Tableau n° 19 : comparaison des résultats des méthodes de calcul
des coûts de démantèlement
Méthode de calcul utilisée
En M€
2013
Coût de
référence
Dampierre 2009
y c. aléas
Charges brutes pour 58 réacteurs
19 208,0*
18 185,8
Source : Cour des comptes
* charges de démantèlement des installations en exploitation corrigées
des charges relatives aux nouveaux générateurs de vapeur et de l’AMI
Chinon, qui ne font pas partie du périmètre de la méthode Dampierre.
La direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) devait
lancer fin 2013 des audits afin de faire valider par des experts les
coefficients techniques utilisés par EDF. Les premiers appels d’offre, qui
s’éloignaient de cet objectif précis pour se rapprocher d’audits
comptables plus classiques comparant les pratiques d’EDF, AREVA et du
CEA, ont été finalement déclarés infructueux. Un nouveau cahier des
charges a été proposé à appel d’offres en janvier 2014. Dans l’attente de
76
L’augmentation constatée est supérieure à la moyenne d’augmentation des devis de
la génération 1 (+ 52,3 % contre + 22,4 % en moyenne pour les 9 réacteurs en euros
constants). Avec un total de 344 M€
2013
pour le devis 2012, le coût moyen retenu pour
les tranches de 900 MW est déjà dépassé. Cependant l’opération de Chooz A, compte
tenu des spécificités du site et de l’effet « tête de série réacteur à eau pressurisée »,
n’est pas directement comparable avec une opération « de série » sur les réacteurs à
eau pressurisée du parc de 2
ème
génération.
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LES DÉPENSES FUTURES
81
ces résultats et dans la mesure où EDF maintient et affine la méthode
Dampierre, la Cour ne peut que réaffirmer tout l’intérêt d’une méthode
robuste car documentée et adaptable.
A contrario
la méthode des coûts
historiques présente des limites en cas d’évolutions à la hausse comme à
la
baisse
des
paramètres.
La
circonstance
de
son
équivalence
conjoncturelle avec la méthode Dampierre ne saurait la valider.
b)
La durée d’exploitation des centrales et les coûts de
démantèlement
Les coûts de démantèlement sont calculés actuellement sur une
durée de vie du parc de l’ordre de 40 ans. Une éventuelle prolongation
pourrait augmenter la charge de démantèlement en augmentant les
matériels à traiter. Ainsi, les remplacements des générateurs de vapeur,
qui ne sont pas directement liés à l’allongement de la durée de vie, même
s’ils permettent cette éventuelle poursuite au-delà de 40 ans, ont induit
une hausse des charges de démantèlement à hauteur de 266 M€. Toutefois
EDF considère que les générateurs de vapeur constituent les seuls gros
composants remplaçables lourds faisant l’objet d’une irradiation lors de
leur utilisation et devant donc avoir un impact sur les charges de
démantèlement.
c)
Les évaluations étrangères
Les comparaisons internationales sont délicates non seulement en
raison des règlementations applicables mais également en raison des
périmètres pris en compte pour estimer les coûts de démantèlement. À ce
titre, la Cour avait entouré ces comparaisons de la plus grande prudence
lors du précédent rapport public thématique
77
. La DGEC devait également
lancer une étude sur ces sujets au nombre des audits précédemment cités.
Alors que les exploitants allemands semblent s’orienter vers un
démantèlement immédiat des tranches arrêtées en 2011, ce retour
d’expérience sera certainement une référence intéressante pour la France.
77
Les résultats de ces comparaisons plaçaient les coûts d’EDF en bas de la fourchette
des estimations comparées, ce qui avait conduit la Cour à faire un calcul de sensibilité
du coût du kWh avec un doublement du coût du démantèlement. EDF a procédé à de
nouvelles études de comparaisons internationales depuis 2012 que la Cour n’a pas
expertisées.
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82
COUR DES COMPTES
B - L’évaluation des charges de démantèlement
d’AREVA
Tableau n° 20 : charges brutes de démantèlement des installations
nucléaires civiles d’AREVA*
Au 31 décembre 2013
Nombre
d’installations
Charges restantes
en M€
2013
Installations en exploitation
dont La Hague : UP2 800 et UP3
11
5 045,5
4 381,8
Installations arrêtées
dont La Hague : UP2 400
dont Eurodif
7
2 828
1 627,0
986,5
Total
18
7 873,5
Source : Cour des comptes
* montant total, sans tenir compte qu’une partie de ces investissements a été
financée par des investisseurs étrangers.
AREVA a procédé à la révision de ses devis en 2013, trois ans
après la dernière révision. En 2014, la DGEC compte lancer des audits
concernant les usines de La Hague et George Besse.
Au-delà des charges brutes restantes, le coût historique du
démantèlement des INB d’AREVA s’élèverait à 8 683 M€
2013
dont il
conviendrait de retrancher les INB de Cadarache (320 M€
2013
) dont le
CEA est l'exploitant nucléaire tout en ajoutant les installations déjà
démantelées (Veurey et Pierrelatte : environ 75 M€). Ces charges brutes
de démantèlement peuvent être rapprochées très globalement du coût de
construction des INB concernées qui s’élève à 7,2 Md€
2013
pour Eurodif
(14 %) et à 20 Md€
2013
pour les installations en exploitation de La Hague
(32 %).
1 -
L’évolution des devis des installations arrêtées
Tableau n° 21 : devis de démantèlement d’UP2 400
Mise en
service
Date
arrêt
Année de fin de
démantèlement
Coût total de démantèlement au 31/12
1966
2003
2030
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
En M€ courants
1 192
1 578
1 768
1 779
1 738
1 855
1 895
1 955
En M€
2013
1 327
1 712
1 871
1 869
1 809
1 906
1 918
1 955
Source : Cour des comptes- données AREVA
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LES DÉPENSES FUTURES
83
Contrairement aux prévisions lors de la rédaction du précédent
rapport, le devis d’UP2 400 demeure sujet à augmentation régulière et
substantielle sur les trois dernières années (+ 8 %). Les variations
proviennent principalement de la correction des paramètres initiaux, de la
fiscalité existante et nouvelle, et d’un changement de filière de traitement
pour certains déchets.
Tableau n° 22 : devis de démantèlement de Georges Besse 1
M€ 2013
2006
2010
2013
2013 / 2006
Eurodif
481
687
1 000
+ 105 %
Source : Cour des comptes
Depuis 2012, l’usine Georges Besse 1 a été mise à l’arrêt et
devrait être progressivement démantelée entre 2020 et 2032. Alors que la
Cour mettait en exergue l’importante augmentation du devis précédent
(+ 43 % entre 2006 et 2010), le devis de 2012 atteste d’une nouvelle
augmentation équivalente (+ 46 % en euros constants) qui s’explique
notamment par un allongement du planning de démantèlement et par la
précision d’hypothèses techniques permise par l’avancement des études
de faisabilité (précisions par exemple sur les moyens lourds de
manutention et de transfert pour les opérations de démantèlement).
AREVA considère que le devis est désormais stabilisé et robuste,
fondant notamment ce jugement sur les résultats d’une contre-expertise
du devis de démantèlement, réalisée au 1
er
semestre 2012, à la demande
des actionnaires minoritaires, par des ingénieries extérieures. Cette
contre-expertise aurait en effet mis en évidence une marge potentielle
d’optimisation du devis d’environ 5 % par rapport au montant retenu dans
les comptes d’Eurodif.
2 -
Les devis des installations en exploitation
Concernant les installations UP 800 – UP3, les charges de
démantèlement - certes encore lointaines dans la mesure où sa mise à
l’arrêt n’est pas prévue avant 2043 - sont stables.
Tableau n° 23 : devis de démantèlement des installations en
exploitation
M€ 2013
2006
2010
2013
2013 / 2006
UP2 800 – UP3
4 470
4 430
4 382
- 2 %
Source : Cour des comptes
Pour
l’estimation
des
charges
de
démantèlement
de
ses
installations en exploitation, AREVA s’appuie sur un outil commun avec
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84
COUR DES COMPTES
le CEA, ETE-EVAL. AREVA estime que cet outil lui permet d’avoir une
estimation majorante de ses devis, et ne prend donc pas en compte de
marge pour incertitudes et aléas supplémentaires, contrairement au CEA.
La DGEC prévoit de mentionner ce point dans ses lettres de suite
et de
rappeler à cette occasion qu’une telle marge est une obligation
réglementaire au titre de II l’article 2 du décret 2007-243 du
23 février 2007 relatif à la sécurisation du financement des charges
nucléaires.
C - L’évaluation des charges nucléaires civiles de
démantèlement du CEA
Tableau n° 24 :
coûts de démantèlement des installations
nucléaires civiles du CEA en fonction de leur état d’activité (hors
gestion à long terme des déchets, inclus périmètre « hors loi »)
En M€
2013
Nombre
d’installations
Charges brutes restantes
au 31/12/2013
Installations en exploitation
22
1 245,3
Installations arrêtées
22
2 454,1
Charges transverses
39,8
Total
44
3 739,2
Source : Cour des comptes
À fin 2013, le volume total des charges de démantèlement s’élève
à
3 739 M€
répartis sur quatre grands sites
78
. Ce montant exclut les
charges de gestion à long terme des déchets. Hors charges de long terme,
le montant des charges de démantèlement au 31 décembre 2010 s’élevait
à 3 539,1 M€
2010
(3 636,9 M€
2013
, soit
+2,8 % entre 2010 et 2013 en euros
constants).
Dans le secteur civil, les installations du CEA sont diverses et
peuvent être décomposées en trois grands ensembles : les réacteurs, les
laboratoires et ateliers et les installations de traitement et d’entreposage
de déchets et/ou de combustibles usés.
Le taux moyen d’aléas et d’incertitudes retenu par le CEA est
d’environ 30 %. Ce taux est certes inférieur aux augmentations constatées
depuis 2001 mais semble désormais adapté, dans la mesure où le rythme
d’augmentation des devis s’est largement ralenti.
78
Le détail des devis et des charges de démantèlement est indiqué en annexe 12.
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LES DÉPENSES FUTURES
85
II
-
La gestion des combustibles usés
79
Tableau n° 25 : les charges brutes de gestion
des combustibles usés
En M€ courants
Au 31/12/2010
Au 31/12/2013
EDF
14 386
15 868
97,2 %
CEA civil
420
462
2,8 %
Total
14 806
16 330
100 %
Source : Cour des comptes
Au sein des charges de gestion des combustibles usés, on distingue :
-
les charges de gestion des combustibles recyclables dans les
installations construites ou en construction qui recouvrent
80
:
o
l’entreposage des combustibles dans une installation de
l’exploitant
81
;
o
le transport vers l’installation de traitement ;
o
l’entreposage sur site avant traitement ;
o
le traitement ;
o
l’entreposage des colis de déchets ultimes sur site après
traitement.
-
les charges de gestion des combustibles non recyclables dans des
installations industrielles construites ou en construction. Elles
recouvrent toutes les opérations de reconditionnement et
transport éventuel, ainsi que l’entreposage en attente du stockage
final.
79
Le terme de gestion s’entend ici hors stockage, comptabilisé au titre de la gestion
des déchets.
80
Dans certains pays, les combustibles usés des centrales sont considérés comme des
déchets et stockés directement. En France, ils sont traités pour récupérer les matières
réutilisables. Cependant, ils sont répertoriés dans l’Inventaire national afin d’anticiper
leur gestion si leur traitement n’était plus envisagé et comptabilisés comme des
charges. L’opportunité de leur retraitement qui doit être appréhendée en termes
techniques, économiques et écologiques n’a pu être traitée dans le présent rapport.
81
Dans le cas d’EDF, les coûts de l’entreposage temporaire en piscine sont exclus de
cette provision, car ces piscines sont nécessaires au stockage des combustibles neufs
et aux opérations de chargement et déchargement des combustibles ; les charges
d’exploitation des piscines sont faibles et peu dépendantes de leur contenu.
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COUR DES COMPTES
A - La gestion des combustibles usés d’EDF
1 -
La consommation de combustible nucléaire
L’essentiel du combustible usé issu de la filière électronucléaire
française provient des centrales du parc actuel ; il constitue une charge
pour EDF. Sur les 58 réacteurs, 22 tranches fonctionnent avec du MOX
82
,
mélange d’uranium appauvri, issu de l’enrichissement de l’uranium
naturel et du plutonium issu du retraitement des combustibles usés et
4 tranches avec de l’uranium de retraitement enrichi (URE). Les 32 autres
tranches fonctionnent uniquement avec de l’uranium naturel enrichi
(UNE). Le tableau suivant montre la consommation de combustible neuf
et la production de combustible usé du parc actuel.
Tableau n° 26 : consommation de combustible nucléaire
En
tonne
Uranium naturel
enrichi
Uranium de
retraitement enrichi
MOX
Année
Chargé
Déchargé
Chargé
Déchargé
Chargé
Déchargé
2008
Nd
1 049
18,5
16
82,5
93
2009
1 004,7
995
51,6
21,0
92,6
79,6
2010
9 81,2
1 030
71,9
28,6
112,5
86,4
2011
1 022
1 033,2
69,9
47,8
103,4
90,3
2012
919
991
73,6
51,7
108,8
98,1
2013
1 021,8
953,5
11
60,6
119,6
100,7
Source : EDF
82
24 tranches sont en fait autorisées à fonctionner avec du MOX, les tranches 3 et 4
de la centrale de Blayais ayant été autorisées par l’ASN depuis octobre 2012, mais
n’ayant pas encore été chargées en MOX.
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