Sitôt le rapport de la Cour des Comptes publié le 1er février 2012, chacune des parties prenantes y trouve matière à renforcer ses thèses.
· Les uns disent que le coût de l’énergie nucléaire étant plus élevé que prévu, il est urgent d’abandonner cette filière au plus vite.
· D’autres y voient une confirmation de la compétitivité de cette énergie, et donc la nécessité de développer cette filière sans attendre.
Les sages de la rue Cambon auraient-ils été à ce point ambigus ? Surprenant ! Ceci nous a interpellés, et nous avons procédé à notre propre lecture du rapport de synthèse, que nous vous livrons ci-dessous.
La synthèse du rapport de synthèse
Principaux chiffres (Montants en euros actualisés 2010 )
Abréviations : K= milliers, M= Millions, G=milliards, T=Trillions)
Numérotation des paragraphes : Partie.Page - Titre
Avec nos commentaires en vert.
1 Dépenses de production étalées sur une longue période
Les coûts supportés par AREVA ne sont pas pris en compte, car cette société facture ses produits et prestations à ses clients, les producteurs d’électricité dont EDF, et jamais au client final.
C’est un truisme !
1.7 - Un investissement initial lourd
Le montant total des investissements réalisés par EDF sur ses 58 réacteurs à eau pressurisée, s’élève à 121 G€. Leur puissance installée totale est de 62,5 Gw.
Investissement : 1,94 M€ par Mw installé
1.8 - Un coût de construction au Mw qui progresse dans le temps
1978 Fessenheim 1,07 M€/Mw
2000 Chooz 1 et 2 2,06 M€/Mw
2002 Civaux 1,37 M€/Mw
2013 Flamanville 3,70 M€/Mw
20xx Suite de série EPR 3,10 M€/Mw
Cette hausse des coûts peut s’expliquer en partie par le niveau considérablement croissant de la sûreté requise.
Selon une loi économique quasi universelle, le coût d’un produit (ici le MW€ installé) décroît de 10 à 20% pour chaque doublement de la quantité cumulée produite. Il faut donc s’interroger :
- Jusqu’où faut-il augmenter cette sécurité par rapport à un parc de 58 réacteurs qui n’a jamais provoqué d’incident majeur ? L’augmenter indéfiniment équivaudrait à y renoncer sans motif rationnel au profit d’autres solutions qui ont toutes leurs risques, notamment climatique.
- Comment expliquer le manque de compétitivité des acteurs français qui perdent de nombreux marchés à l’export face à de nouveaux concurrents, en dépit de leurs excellentes références ?
- Ces acteurs français, publics ou parapublics peu habitués à la concurrence, ont-ils fait autant d’efforts sur les coûts que sur la sûreté, lesquels ne sont nullement incompatibles (automobile, aéronautique…)
Nous n’avons pas d’éléments décisifs de réponse, mais soupçonnons que l’optimum coût – sûreté est loin d’être atteint…
1.8 - Des charges d’exploitation bien cernées
En M€ : total : 8 950 M€ répartis comme suit en haut, qui aboutissent à 22€/Mwh
Leur évolution 2008 à 2010 est en bas.
Les augmentations constatées résultent de la maintenance et des impôts et taxes. Celles prévues sont relatives au personnel de la force d’action rapide à créer.
A juste raison, les amortissements, traités séparément, sont exclus. Les frais de personnel dans une industrie « high-tech » qui sous-traite beaucoup semble élevée. Le coût des fonctions centrales, à 10% et en très forte croissance est bien loin des ratios de l’industrie… Ce sont des indices de médiocre compétitivité…
1.9 - Des charges futures incertaines par nature
1.9 - Démantèlement
Elles sont actuellement estimées à 18,4 G€ pour les 58 réacteurs.
C’est 15% de l’investissement initial.
Il faut regarder ce chiffre avec précautions, car le manque d’expérience conduit généralement à sous-estimer les coûts. Les chiffres de l’étranger sont très dispersés, mais sont généralement supérieurs. La Cour fait 2 recommandations :
- sur l’évaluation par la méthode « Dampierre 2009 »
- sur un audit de cette méthode par des experts extérieurs
1.10 - Stockage
Coût cumulés actuels EDF : 23G€
Coût futurs pour déchets à longue durée de vie établis par l’ANDRA (agence d’Etat chargée du stockage géologique).
- Devis 2005 à 16,5 G€
- Revu en 2009 à 36 MG€
Ce dernier pas accepté par EDF
Les MOX et URE comptabilisés comme relevant du stockage géologique. D’autres solutions pourraient exister dans les réacteurs de 4ème génération. La Cour fait 2 recommandations :
- sur un devis réaliste de stockage par l’ANDRA conforme aux recommandation de l’ASN (Autorité de Sûreté Nucléaire),
- sur l’estimation correcte des coûts géologiques relatifs aux MOX et URE.
C’est 40% de l’investissement initial (moyenne des deux devis).
Ces charges de démantèlement et de stockage, soit 55% de l’investissement initial, sont en effet futures et incertaines, mais aussi engagées, et donc irréversibles, quelle que soit la politique énergétique future.
1-10 - Des investissements de maintenance qui vont augmenter
Pour maintenir le bon fonctionnement, améliorer la sûreté, et éventuellement augmenter la durée de vie des centrales. EDF les estima en 2010 à :
- 50 G€ sur la période 2011 à 2025, soit 3,3 G€ par an.
Après prise en compte des enseignements de Fukushima, cette estimation est révisée à :
- 55 G€ sur la période 2011 à 2025, soit 3,7 G€ par an
C’est 45% de l’investissement initial
1.12 - Un coût du capital très significatif aux estimations diverses selon l’objectif poursuivi
- Industrie très capitalistique
- Historique du financement complexe, incertain ou inaccessible
- Valeur du parc d’occasion impossible à évaluer
- Ratios boursiers inopérants faute d’opérateurs comparables
- Approche par flux de trésorerie incertaine comme les tarifs de l’électricité et la durée du parc
Différentes approches ont été effectuées :
- Coût comptable de la production pour une année donnée, incluant les amortissements, mais pas de la rémunération du capital, et ne corrige ni l’inflation, ni l’évolution technologique.
- Approche Champsaur : coût de production des 15 prochaines années, incluant l’amortissement de 25% des actifs (75% ayant déjà été amortis). La rémunération du capital est incluse comme un taux sur la valeur nette des actifs.
- Coût courant économique (CCE) : Le coût du capital prend ici la forme d’un loyer annuel constant sur toute la durée, supporté par l’opérateur. Elle donne le coût en cas de reconstruction à l’identique.
En économie d’entreprise usuelle :
Les amortissements qui sont des coûts fixes, assurent le renouvellement des investissements, et donc la conservation du capital.
Les bénéfices d’exploitation ne font pas partie des coûts. Ils sont formés par l’écart entre le prix de vente et le prix de revient complet.
Il est surprenant que la Cour ait considéré la rémunération du capital comme un coût ! C’est une vision pessimiste et peu orthodoxe de ceux-ci.
1.13 - Des coûts qui diffèrent selon l’approche de calcul
Les différences résultent de l’évaluation et du financement des investissements
Tous les autres coûts, y compris démantèlement et stockage, sont inclus sur la base de l’année 2010, soit 408 Twh et d’une durée de vie de 40 ans. Ils aboutissent aux résultats suivants :
- Coût comptable : 33,4 €/Mwh
- Coût Champsaur : 33,1 €/Mwh
- Coût CCE : 49,5 €/Mwh
Des approches différentes sont utilisées par :
L’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE
La Direction Générale de l’Energie et du Climat (DGEC)
Qui considèrent le coût de l’énergie produit par un nouvel entrant. Dans le cas de l’EPR, on peut estimer :
- Tête de série Flamanville : 80 €/MWh
- Suite de série : 70M €/Wh
1.15 - Des résultats peu sensibles aux charges futures provisionnées
Ces charges étant lointaines, elles sont réduites par l’actualisation effectuée sur la base de 5% par an, soit 2,94% réel + 2% d’inflation de 79 G€ à 36 G€, selon le tableau ci-dessous :
G€
|
EDF
|
AREVA
|
CEA
|
TOTAL
|
Charges brutes
|
62,1
|
10,5
|
6,8
|
79,4
|
Provisions
|
28,3
|
5,6
|
4,5
|
38,4
|
Prov. / Ch. Br.
|
46%
|
54%
|
66%
|
48%
|
Le coût du Mwh l’énergie est sensible aux paramètres comme sui :
- Taux d’actualisation : -1% à +0,8%
- +1% à -0,6%
- Devis ANDRA : dernier devis à+1%
- Démantèlement : hypothèse d’école +50% à+2,5%
La sensibilité du coût du MWh aux opérations de fin de vie est limitée.
1.17 - Impact significatif de l’évolution des investissements de maintenance
Investissement de maintenance
|
Coût comptable
|
Champsaur
|
CCE
|
Valeur 2010 : 1,747 G€
|
33,4 €/Mwh
|
33,1 €/Mwh
|
49,5 €/Mwh
|
Valeur réactualisée : 3,7 G€
|
38,2 €/Mwh
|
37,9 €/Mwh
|
54,2 €/Mwh
|
Variation %
|
+14,5%
|
+14,5%
|
+9,5%
|
1.18 - Effet de la durée de vie des centrales sur leur rentabilité
Seule l’approche comptable est pertinente, puis que les deux autres n’en tiennent pas compte.
L’effet est très important pour deux raisons :
- les recettes liées à l’investissement initial s’accroissent
- les dépenses d fin de vie sont repoussées, et donc réduites par leur actualisation
2 - Des dépenses financées sur crédits publics
Les coûts supportés par l’exploitant doivent être complétés par les coûts supportés par la Collectivité, liés à la recherche et à la sûreté.
2.19 - En 2010, les dépenses récurrentes sur crédits publics sont d’un montant limité, roche de celui de la taxe sur les installations nucléaires de base.
Dépenses : Recherche publique (414 M€) + Sécurité et Sûreté (230 M€) = 414 M€
Taxe sur les installations nucléaires de base : 580 M€.
2.19 - Le développement de l’énergie nucléaire repose sur un fort investissement dans la recherche qui a été financé majoritairement sur crédits publics
Le coût cumulé de la recherche depuis les années 50 est estimé à 55 G€, soit 1 G€ par an, dont 38 G€ pour la recherche publique, soit 0,69 G€ par an, soit encor 70% du total. Mais les 10 dernières années sont plus proches de 40%.
Les coûts publics de la sécurité et de la sûreté n’ont pu être chiffrés, mais sont probablement en augmentation par la création de l’ASN (Autorité de Sûreté Nucléaire » et de l’IRSN (Institut de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire).
On peut estimer que l’augmentation de la taxe de base, multipliée par 4,6 entre 2000 et 2010, ajoutée à la diminution des coûts de recherche publique, amène à ne situation d’équilibre.
2.20 - L’Etat devra financer les provisions du CEA
Les charge futures actualisées du CEA s’élèvent à 2,9 G€ pour le démantèlement et 1,5 G€ pour les déchets et combustibles usés, soit 4,5 G€, dont 3,1 G€ sont couverts par des créances sur l’Etat et des titres d’AREVA. L’Etat devra financer le solde. Le sérieux des estimation ne fait pas disparaître les incertitudes.
Le CEA, établissement public, a-t-il une comptabilité analytique permettant de suivre ses coûts par objet ? Comment imputer les coûts de recherche sur leurs différentes retombées ?
2.20 - Le programme de 4ème génération augmente sensiblement les dépenses futures de recherche sur crédits publics
Le développement de la filière à neutrons rapides au sodium repose sur la création du réacteur de démonstration ASTRID dont lavant projet détaillé est évalué à 650 M€. La suite du développement ne peut être que majoritairement sur crédits publics.
De combien ces chiffres auraient-ils été réduits si le réacteur Superphénix de Creys-Malville n’avait pas été arrêté sur décision purement politique en 1981 ?
2.21 - L’Etat assure une partie du risque « responsabilité civile » en cas d’accident nucléaire.
Le risque nucléaire est très peu probable, mais s’il s’avérait, extrêmement coûteux, bien au delà des plafonds des garanties à la charge de l’exploitant. Au-delà de ces plafonds, l’Etat est l’assureur de fait. La Cour recommande :
- que la France s’efforce de faire rentrer en vigueur les protocoles signés en 2004 et augmentant sensiblement ces plafonds
- que le droit français soit appliqué avec rigueur dans l’agrément des garanties financières imposées aux exploitants.
3 - Les questions en suspens
3.23 - L’importance des coûts ne doit pas conduire à négliger les externalités, positives ou négatives, des différentes formes d’énergie.
Le coût, faible, des émissions de CO2 est le seul chiffrable. Il ressort à 90 M€ sur la base de 15€/T, soit 6 MT de CO2, soit encore 15 kg de CO2 /MWh, très bas.
La Cour recommande des études sur les éléments non chiffrables tels que santé, environnement, balance des paiements, économie, pour toutes les formes d’énergie.
3.23 - Le chiffrage des évaluations complémentaires de sûreté réalisées à la suite de l’accident de Fukushima doit être complété et affiné
A la suite de cet accident, l’ASN a publié de 3 janvier 2012 un rapport comportant un avis sur les installations prioritaires d’EDF, d’AREVA et du CEA.
3.24 – La situation d’EDF
Il entraîne deux types de coût :
- Des investissements, estimés à 10 G€, en vue « d’augmenter la robustesse des installations face à des situations extrêmes », et la mise en place de la « force d’action rapide » évaluée à 300 M€ par ans.
- Des facteurs sociaux, organisationnels et humains, qui impacterons les effectifs et l’organisation des travaux sous-traités.
3.24 – La situation d’AREVA
La diversité des installations d’AREVA nécessite une adaptation du cahier des charges ASN qui doit déboucher mi-2012 sur les mesures concrètes à prendre en cas de crise. Il y a lieu de constituer un noyau dur pour chaque plateforme, et de rendre plus robuste le remplissage des piscines. AREVA estime que ces dispositions ne devraient augmenter que de quelques 100 M€ son programme d’investissements de 5 G€ sur 5 ans, mais la Cour n’a pas encore le moyen de valider ces chiffres qui restent à préciser.
3.24 – La situation du CEA
Ses installations sont encore plus diversifiées que celles d’AREVA, et 3 sur 5 des sites évalués sont en cours de démantèlement. L’examen prévu en 2012 permettra de déterminer les investissements qui auront encore un sens. Le CEA estime les coûts correspondants dans une large fourchette de 50 à 500 M€ étalés sur 3 ou 4 ans.
De manière générale, il est encore trop tôt pour chiffrer les investissements et coûts résultants du retour d’expérience de Fukushima, qui, selon l’ASN, peut prendre un dizaine d’années, la robustesse aux situations extrêmes n’étant qu’une première étape.
La Cour, assez peu au fait de l’industrie et de la maîtrise de la qualité, semble considérer que la sûreté, qui est une forme de qualité, a nécessairement pour contrepartie des coûts. Ce n’est pas nécessairement le cas, beaucoup d’améliorations pouvant résulter d’une meilleure conception des installations et d’une meilleure culture du personnel. Rappelons que, contrairement à Fukushima qui résulte d’abord d’un tsunami séculaire, l’accident sur un EBR à Three Miles Island, comme la catastrophe du RMBK de Tchernobyl résultent d’abord d’erreurs humaines.
3.25 - La multiplication des dérogations à la loi de 2006 et les conséquences de la crise financière sur la gestion des actifs dédiés devraient conduire à un réexamen des conditions de mise en œuvre de ce mécanisme.
Cette loi sur la transparence et la sûreté nucléaires prévoyait la couverture des provisions (relatives au démantèlement et au stockage) par des actifs dédiés avant juin 2011, reportée à juin 2016. A fin 2010, la provision de 27,8 G€ était couverte par différents titres, notamment d’acteurs de la filière et de filiales, l’Etat restant en charge de 4,6 M€.
La crise financière aggrave l’incertitude sur l’évolution des actifs en couverture.
Les évolutions ont eu lieu sans que la CNEF (Approx : Commission du Financement du démantèlement et de gestion du stockage) ait été crée. Elle est désormais opérationnelle et doit réexaminer le dossier.
Curieuse approche du problème d’EDF, qui ne choque pas la Cour: une provision est une écriture comptable qui vient amputer le résultat pour prendre en compte une charge à venir. Pour financer ces coûts futurs, il semble plus simple de surveiller l’évolution de la liquidité des actifs qu’EDF devra réaliser, ou de sa capacité d’emprunt, sans chercher les couvrir par un actif dédié qui amène sa propre incertitude, bien loin du problème posé, et qui n’a rien à voir avec la production d’énergie. Une bonne gestion de trésorerie ne peut pas être faite par la loi à l’Assemblée Nationale : c’est trop rigide ! Il vaudrait mieux, à la rigueur, imposer des ratios de bilan à EDF, comme aux banques, pas les mêmes bien sûr.
3.26 – La durée de fonctionnement des centrales est une variable stratégique qui devrait faire l’objet d’orientations explicites.
La durée de fonctionnement d’une centrale fait l’objet d’un examen décennal par l’ASN. Seules les centrales du Tricastin et de Fessenheim ont reçu l’autorisation jusqu’à 40 ans, sous réserve de travaux.
Or la comptabilité EDF les amortit en 40 ans. La durée de vie impacte le prix de revient en réduisant l’amortissement annuel, et en reculant les dépense futures.
La Cour constate que fin 2020 22 réacteurs sur 58 auront atteint 40 ans. Le maintien de la production électronucléaire supposerait la construction de 11 EPR, ce qui semble presque impossible pour plusieurs raisons financières et industrielles. Ceci implique soit une prolongation de la duré de vie des centrales, soit le recours à un mix énergétique différent, sans que ces orientations aient été communiquées.
3.27 – Des investissements importants à prévoir à court/moyen terme avec des conséquences significatives sur le coût de production
Les coûts réévalués des centrales actuelles ont été vus ci-dessus.
Si ces centrales actuelles, après prolongation jusqu’à 50 ans, étaient remplacées par 11 EPR à 5 G€ l’unité, l’investissement correspondant serait de 55 G€ sur les 20 ans à venir. Ils s’ajoutent aux investissements dans la distribution et, éventuellement, dans la recherche pour les réacteurs de 4ème génération dont les coûts, pas encore connus, seront plus élevés.
Compte tenu du délai entre la décision et les délais, particulièrement dans le nucléaire mais aussi dans les autres filières et les économies, la non-décision aboutit à faire le choix de prolonger le parc actuel au-delà de 40 ans.
3.28 – Un besoin de maintenir la transparence sur les chiffrages et d’actualiser régulièrement les données du présent rapport
La complexité du sujet, le nombre d’hypothèses et les incertitudes amènent la Cour à recommander de :
- Revoir et approfondir régulièrement cette analyse
- Préciser les méthodes d’évaluation d’incertitude, et l’analyse des probabilités d’accident
- Suivre a posteriori les facteurs de coûts, notamment post Fukushima
- Capitaliser les efforts faits par les différents acteurs.
Les décisions en matière de production électronucléaire devront être prises en fonction des couts, mais aussi des externalités non chiffrables tels que santé, environnement, balance des paiements, économie, pour toutes les formes d’énergie.
Conclusion très modeste et consensuelle, un tantinet pro domo !
L’ensemble du rapport montre la sagesse légèrement pessimiste qui sied en la matière.
Pour autant, la mise à disposition de chiffres difficilement contestables permet de tirer des conclusions qui font l’objet d’un autre message.
Quelles conclusion opérationnelles à en tirer ?
Voir le message du présent blog à ce sujet.
