- - Rapport sur l'aval du cycle nucléaire Chapitre II (partie III) III. Les differentes filieres de production de l’electricite : reexamen des coûts et perspectives 111 A. Le nucléaire : des coûts correctement évalués et des perspectives encourageantes 117 1. Les dépenses de R & D prises en compte 119 2. Les dépenses d’infrastructure 122 3. Les coûts du retraitement 123 4. La rentabilité discutée du Mox 126 5. Les dépenses d’entreposage ou de stockage des déchets et des combustibles 129 6. Les prévisions du coût du démantèlement confirmées par le retour d’expérience 133 7. Les provisions d’EDF 138 8. Le coût d’assurance 141 9. Récapitulation des coûts Digec 142 10. Les perspectives de marché pour le nucléaire 143 11. Pour la commande d’un EPR à 1 495 MWe 144 III. Les differentes filieres de production de l’electricite : reexamen des coûts et perspectives L’avenir des différentes filières de production de l’électricité ne saurait être indépendant des réserves mondiales en énergie. Celles-ci évoluent à la hausse mais leurs limites doivent toutefois être considérées avec attention. Le progrès technique et l’évolution des prix sur les marchés mondiaux entraînent une augmentation quasiment régulière des réserves mondiales. D’une part, de nouveaux gisements sont découverts grâce à de nouvelles techniques d’exploration. D’autre part des gisements difficiles à exploiter peuvent devenir accessibles grâce à des percées technologiques. Enfin, les conditions techniques peuvent baisser les seuils de rentabilité en diminuant les prix de revient. Ou bien les prix du marché en évoluant à la hausse peuvent conférer une rentabilité à des gisements auparavant trop chers à exploiter. C’est pourquoi les données concernant les réserves doivent être considérées comme ayant une valeur momentanée et non pas définitives. Les ordres de grandeur sont toutefois à prendre en compte, ainsi que cela est fait dans la figure suivante. Tableau : Réserves de combustibles fossiles – évolution des estimations depuis 19761
Les réserves mondiales de charbon sont évaluées à 442 milliards de tonnes. Cette estimation varie peu depuis quelques années et ne devrait pas être sensiblement modifiée à l’avenir. L’appréciation que l’on a des réserves mondiales de pétrole et de gaz naturel est quant à elle en hausse constante. Le cas du pétrole est frappant. Entre 1976 et 1996, pour chaque tonne de pétrole consommée, on a découvert 2 tonnes de pétrole, avec un renforcement des anticipations pour le Moyen Orient. Des réserves supplémentaires de gaz ont également été découvertes sur la même période au Moyen Orient et en Russie. Les réserves actuelles d’uranium sont estimées à 75 milliards de tonnes équivalent pétrole, dans l’hypothèse de l’utilisation des seuls réacteurs à eau légère. Dans le cas du recours à la filière des réacteurs à neutrons rapides, qui permettent de valoriser la totalité du contenu énergétique de l’uranium, ces mêmes réserves sont multipliées par 50. Les ordres de grandeur du nombre d’années de consommation, toutes choses égales par ailleurs, sont de plus de deux cents ans pour le charbon, d’un siècle et demi pour l’uranium et d’un demi-siècle pour les hydrocarbures. Tableau : Estimations de 1996 pour les réserves mondiales, en années de consommation 19962, 3
Dans cette prospective sur les ressources énergétiques à long terme, l’Union européenne n’apparaît pas bien placée. Le rythme de découverte des réserves d’hydrocarbures en Europe est en effet plus lent que celui de la consommation. Figure : Evolution des estimations de réserves de pétrole entre 1976 et 1996
La position du Moyen Orient était en 1976 prédominante pour les réserves pétrolières, avec 54 % des réserves mondiales. Cette position s’est renforcée, puisque la part du Moyen Orient est passée à 65 % en 1996. Les découvertes les plus importantes de la période 1976-1996 ont en effet été faites en Amérique latine (Mexique, Venezuela) et au Moyen Orient (Irak, Arabie Saoudite, Emirats Arabes Unis). S’agissant du gaz, les découvertes majeures de gisements de gaz ont eu lieu durant la période considérée en Russie et au Moyen Orient (Iran, Qatar) et non pas en Europe. Tableau : Evolution des réserves de gaz entre 1976 et 1996
Deux zones géographiques concentrent les réserves de gaz les plus importantes, la Russie et le Moyen Orient. L’épuisement au début du siècle prochain des gisements de gaz de la mer du Nord contraindra l’Europe à se tourner vers des approvisionnements extérieurs. Or les principaux gisements extérieurs se trouvent dans des zones sujettes à des aléas politiques majeurs. De fait, les prévisions sur l’évolution du taux d’indépendance énergétique sur les vingt années à venir ne sont pas encourageantes. Le Royaume Uni devrait voir, toutes choses égales par ailleurs, son indépendance énergétique passer de 96,6 % en 1990 à 55,6 % en 2020, en raison de l’épuisement progressif des gisements de Mer du Nord. Figure : Evolution et prévision de l’indépendance énergétique de l’Union européenne4, 5, 6, 7
L’Allemagne connaîtra une baisse d’activité programmée de ses mines de charbon et divisera par deux son taux d’indépendance – 52,3 % en 1990 et 23,9 % en 2020. Au total, le taux d’indépendance énergétique de l’Union européenne évoluera de 53,4 % en 1990 à 35,1 % en 2020. Figure : Prévision de l’évolution du taux d’indépendance énergétique de l’Union européenne entre 1995 et 2020, pour les différents combustibles fossiles8, 9
En réalité, l’Union européenne ajoutera, dans les prochaines années, une dépendance gazière à une dépendance pétrolière, tandis que le charbon, lui-même, verra sa production décroître, ainsi que l’illustre la figure ci-dessus. C’est dans ce contexte européen d’appauvrissement en ressources fossiles propres et de diminution de l’indépendance énergétique que se pose la question du choix des filières de production de l’électricité. A. Le nucléaire : des coûts correctement évalués et des perspectives encourageantes en Asie L’un des atouts du nucléaire est l’abondance des réserves d’uranium et leur bonne répartition géographique, ainsi que la figure suivante l’illustre. Figure : Répartition mondiale des réserves d’uranium en kt d’uranium estimées en 199610, 11
L’évolution des prix est également satisfaisante, grâce à l’existence d’importants stocks. Figure : Production et consommation d’uranium naturel dans le monde à économie de marché12
Il en résulte une évolution favorable des prix, qui semblent durablement bas. Figure : Evolution des prix de l’uranium selon les types de contrats13
Les études conduites sur les coûts de production du kWh nucléaire concluent à sa compétitivité. On examine en détail ci-après les différents postes de coût, afin de déterminer si les bases actuelles sont exhaustives et si au total la compétitivité du nucléaire est fondée. 1. Les dépenses de R & D prises en compte L’étude Digec impute les charges de recherche et développement au coût du kWh nucléaire. La question qui se pose est donc de savoir si le coût de la R & D actuelle correspond aux dépenses nécessaires au renouvellement du parc. La recherche sur le nucléaire civil, dans le but du renouvellement du parc, est effectuée en interne par EDF et en externe par le CEA, sur la base de contrats financés par EDF. · La recherche et développement à EDF, correctement prise en compte La recherche et le développement sur la filière REP prise en charge par EDF se retrouve dans les coûts de production du kWh de deux façons. La première imputation dans l’exercice Digec « coûts de référence » de la production d’électricité correspond, à hauteur de 0,36 cF/kWh, aux recherches effectuées en interne ou dans le cadre de contrats passés avec le CEA. La deuxième imputation est indirecte d’une part à travers la redevance de sûreté nucléaire, elle-même imputée sur les charges d’exploitation, qui finance certains travaux de l’IPSN sur la sûreté et d’autre part à travers la R & D des fournisseurs que sont Framatome et Cogema. Les charges d’exploitation sont bien entendu prises en compte dans les coûts Digec. Tableau : Comptabilisation des dépenses de R & D d’EDF
La figure suivante montre que ces dépenses directes de R & D sont relativement stables, entre 1,2 et 1,3 milliard de francs par an. Figure : Estimation des dépenses de R & D d’EDF pour les réacteurs REP
L’imputation de 0,36 cF/kWh au coût du kWh semble en tout état cause bien refléter la réalité. · Les subventions de l’Etat à la R & D nucléaire Toutefois, les dépenses de recherche financée par l’Etat que l’on peut évaluer à environ six cent millions de francs par an, ne sont pas pour le moment imputées et devraient l’être. Les sommes allouées par le CEA à la recherche sur le nucléaire civil ne recoupent pas en effet totalement le montant des versements d’EDF. Une partie de la recherche dans le domaine nucléaire est financée par l’Etat. Tableau : Budget du CEA - Ressources 199815
Tableau : Budget du CEA – Emplois 1998
· les coûts de la loi du 30 décembre 1991 Il semble que le total des dépenses de recherche et développement correspondant à la loi du 30 décembre 1991 s’élève à environ 1,2 milliard de francs en 1998. Rapporté à l’électricité produite, ces dépenses de recherche ont une incidence de 0,3 cF / kWh. Tableau : Estimation des dépenses relatives à la loi du 30 décembre 1991 sur la gestion des déchets radioactifs de haute activité
Tableau : Dépenses de l’Andra relatives à l’axe 2 de la loi de 1991
A cet égard, il faut remarquer que les coûts des laboratoires souterrains ont été surestimés dans l’étude Digec 1997 « coûts de référence » de la production électrique. En effet, c’est un coût total d’étude et de construction de 11 milliards de francs qui est prévu pour trois laboratoires. Les décisions prises par le Gouvernement en décembre 1998 laissent penser que deux laboratoires profonds et un laboratoire de sub-surface seront construits. La diminution de coûts par rapport aux prévisions initiales devrait donc être sensible. On peut donc estimer en première approximation que le coût des recherches de la loi de 1991 est compensé par la réduction du coût des laboratoires. 2. Les dépenses d’infrastructure On entend par dépenses d’infrastructure les dépenses de fonctionnement et d’investissement de l’appareil administratif de contrôle de la sûreté des installations nucléaires et de la radioprotection. Tableau : Coût de l’appareil administratif de contrôle de la sûreté nucléaire et de la radioprotection
Deux remarques sont nécessaires. La première est que les travaux de l’OPRI et de l’IPSN ne concernent pas tous l’électronucléaire. La deuxième est que les travaux réalisés par des établissements publics comme l’Ademe, l’IFP, l’Ineris ou par les pouvoirs publics comme la DGS ou la DRT ne sont pas imputés au coût du kWh des autres filières que le nucléaire. Il semble que la subvention de l’Etat pour l’ensemble de l’appareil de contrôle représente un coût spécifique de fonctionnement du nucléaire. Ce coût ne serait pas imputé au nucléaire dans l’étude Digec. Le montant correspondant, soit environ 1 milliard de francs par an, représente 0,2 cF / kWh, une fois rapporté à l’électricité produite annuellement. Le coût du retraitement est une question sensible pour les industriels et controversée dans le public. Les informations sont peu nombreuses. La structure du marché l’explique. Il existe en effet peu d’acteurs sur ce marché et une concurrence qui ne prédispose pas à la transparence. La tableau suivant indique quelles sont les capacités de retraitement de combustibles nucléaires usés. Tableau : Capacités industrielles de retraitement dans le monde19
· L’équivalence des coûts du stockage direct et du retraitement La principale source d’information concernant la comparaison du retraitement et du stockage direct est constituée par l’étude OCDE d’avril 199420. La problématique de cette étude est la suivante. La première option est celle qui consiste à considérer le combustible comme un déchet et donc à l’entreposer en attente d’un conditionnement et d’un stockage définitif. La deuxième option est de faire retraiter le combustible pour valoriser l’uranium et le plutonium contenus dans le combustible. L’ensemble des conséquences sur le cycle du combustible sont comparées. En particulier, le recyclage économise de l’uranium naturel et du travail d’enrichissement. L’écart de coût total entre les deux options, rapporté au kWh nucléaire, est faible. Il est de l’ordre de 10 % au plus lorsqu’un taux d’actualisation de 5 % est appliqué. Le tableau suivant indique quels sont les différents modes de gestion des combustibles usés, les volumes en cause et les coûts du retraitement de source OCDE/ Tableau : Différents modes de gestion des combustibles usés pour un réacteur de 1000 MWe
Tableau : Détail du coût de la fin du cycle du combustible selon l’AEN-OCDE
· Le coût du retraitement et du stockage selon la Digec et EDF Le retraitement a d’une part un fonction de récupération des matières énergétiques non consommées et d’autre part une fonction de séparation et de conditionnement de déchets aux propriétés très différentes. L’analyse de son coût doit donc intégrer ces deux dimensions. L’étude « coûts de référence » 1997 de la production électrique publiée par la Digec comprend une estimation du coût du retraitement. Cette estimation est faite dans le cadre d’une hypothèse pénalisante pour ce dernier, puisque la valorisation de l’uranium de retraitement et du plutonium récupéré ne vient pas en diminution du coût mais est déduite du coût du Mox. Au demeurant, la conclusion de la Digec est que le coût actualisé du retraitement est de 1 à 1,2 centime par kWh. Selon la même source, le coût actualisé du stockage ressort à 0,3 centime par kWh. Il y a donc convergence entre ces résultats et ceux de l’étude OCDE. D’après la Lettre du Parc nucléaire déjà citée21, EDF estime à 6 centimes par kWh ses charges de combustible nucléaire. La consommation de combustible représente 3,3 centimes. Les provisions pour les dépenses totales et indissociables de retraitement et de stockage des déchets représentent quant à elles 2,7 centimes par kWh. 4. La rentabilité discutée du Mox a) Le Mox, l’otage de polémiques nationales ou internationales Le Mox fait l’objet d’un débat important. Ceci ne doit pas étonner : l’avenir du nucléaire à long terme passe par le plutonium. Son intérêt est encore plus grand à long terme qu’à court terme. Dans 30 ou 40 ans, alors que la raréfaction du gaz et du pétrole se fera sentir, on aura besoin de brûler tout l’uranium et non pas seulement sa partie fissile qui ne représente que 0,7 %. Or on peut brûler tout l’uranium en passant par le plutonium. Le plutonium de qualité isotopique satisfaisante servira à la fabrication du Mox. Le plutonium dégradé par la montée des isotopes pairs pourrait servir de combustible aux RNR qui constituent le complément à long terme indispensable des réacteurs à eau pressurisée. Eliminer le Mox, ce serait tuer l’avenir du nucléaire et c’est donc compromettre le présent du nucléaire. Mais le Mox est également au centre de la négociation qui se déroule actuellement entre EDF et Cogema sur le retraitement dont les contrats français viennent à échéance prochainement. Sont en cause bien évidemment les volumes à retraiter à l’avenir. La limitation de ceux-ci aux trois quarts des combustibles déchargés chaque année par EDF ne peut satisfaire Cogema, non plus que l’absence de perspective de multirecyclage, l’électricien n’étant pas intéressé à moyen terme par le retraitement du Mox. Un autre point de la négociation porte sur les quantités de Mox à fabriquer. Cogema plaide pour une production maximale dans son usine de Melox, afin de bénéficier d’économies d’échelle. Cogema a intérêt à utiliser au mieux sa capacité totale de production . Avec les 8,5 à 11 tonnes de plutonium récupérées, Cogema peut fabriquer annuellement 140 à 180 t de Mox. Là aussi, son produit marginal est optimisé avec la capacité maximale. UP2 800 permet le retraitement de 850 t par an. La Hague avec UP3 pourrait absorber la totalité des 1150 t déchargées des réacteurs EDF. Dans la négociation, le jeu d’EDF est bien entendu de relativiser l’intérêt de ce combustible. Le Mox est aussi l’objet d’un débat international avec la politique américaine qui rejette le retraitement et le recyclage du plutonium et les exigences de la Russie dans les négociations du désarmement. Le devenir du plutonium issu de la démilitarisation des armes nucléaires russes préoccupe les Etats-Unis. Or la Russie, dont les deux derniers responsables ministériels de l’énergie atomique sont de formation scientifique, n’entend pas considérer le plutonium comme autre chose qu’une précieuse ressource énergétique, sous forme de Mox ou comme nouveau type de combustible pour ses réacteurs à neutrons rapides qui, au demeurant, fonctionnent pour le moment à l’uranium enrichi. Les Etats-Unis envisagent d’affecter les deux tiers des stocks de plutonium issu du démantèlement de leurs propres armes nucléaires à la production de Mox et de neutraliser le dernier tiers en le mélangeant à des produits de fission et en noyant le tout dans des verres. Cette thèse est fermement repoussée par la Russie qui entend ne pas se priver du contenu énergétique du plutonium. Or il est nécessaire pour la démilitarisation du plutonium d’instaurer un strict parallélisme entre les Etats-Unis et la Russie. b) La compétitivité du Mox destinée à croître fortement à l’avenir Le Mox a commencé d’être utilisé en France en 1987. Son usage s’est étendu assez vite, 17 tranches sur 20 autorisées terme étant chargées à la fin 1998 et 28 prévues au total. Par ailleurs, des recherches sont en cours au CEA pour faire passer progressivement le taux de combustion des 37 000 MWj/t autorisés actuellement à 60 000, voire plus. Par ailleurs, le Mox pourrait jouer un rôle accru selon plusieurs scénarios, schématisés dans le tableau ci-après. Tableau 1 : Recyclage du plutonium dans les réacteurs à eau pressurisée : les différents modes possibles
Pour le moment, le Mox est un combustible sur lequel l’expérience et les connaissances sont encore réduites, comparées à celles accumulées pour le combustible à l’oxyde d’uranium. Tout laisse penser qu’avec le temps, la compétitivité du Mox augmentera considérablement. Seule EDF possède à la fois des informations de première main sur le Mox et une vue d’ensemble des coûts, depuis l’extraction du minerai jusqu’au stockage des déchets en passant par les coûts d’entreposage – à ne pas négliger. Certes il semble que le prix du Mox « dans son ensemble » soit actuellement voisin du prix du combustible normal. Mais de multiples facteurs laissent penser que l’intérêt du Mox devrait croître fortement à l’avenir. L’effet d’échelle est à l’heure actuelle défavorable au Mox, fabriqué à hauteur de 120 t par an contre 1200 t par an pour le combustible uranium, pour ce qui concerne les fabrications françaises. L’augmentation des quantités produites devrait mécaniquement faire baisser son coût. Avec 28 réacteurs prévus à terme, il faudrait étendre la capacité de production de Melox, ce qui permettrait de gagner en facteur d’échelle, c’est-à-dire de bénéficier des effets favorables de la courbe d’expérience et d’amortir les coûts fixes sur des volumes plus élevés. Par ailleurs, l’augmentation prévisible des taux de combustion sur le Mox devrait améliorer sensiblement la rentabilité du Mox. Il paraît normal que la DSIN procède au coup par coup pour autoriser le relèvement des taux de combustion. Ceux-ci sont actuellement nettement plus faibles pour le Mox que ceux du combustible uranium – 37 000 MWj/t contre 52 000 MWj/t. Dans un avenir relativement proche, les deux types de combustibles devraient toutefois atteindre 60 000 MWj/t. Le gain relatif pour le Mox sera beaucoup plus important que pour le combustible UO2. Le coût du Mox devrait par ailleurs bénéficier du fait que pour atteindre un tel niveau d’irradiation, il est nécessaire d’augmenter sa teneur en plutonium. Au contraire, le combustible UO2 doit, lui, avoir une teneur en U235 supérieure aux 4 % actuel, ce qui entraîne un surcoût d’enrichissement de l’uranium. Il y a donc lieu d’être optimiste sur l’économie du Mox à l’avenir, d’autant que deux éléments supplémentaires jouent en sa faveur. Le premier élément provient du fait que la gestion du coeur et le temps de présence en réacteur, diffèrent pour les assemblages Mox et pour les assemblages UO2. Il en résulte pour le moment une complication accrue des arrêts pour rechargement qui obère les coûts. La parité de performances pour les deux types de combustibles entraînera de facto des économies de gestion. Le Mox présente enfin l’avantage de permettre des économies d’entreposage. Il faut le plutonium extrait de 7 assemblages UO2 irradiés pour fabriquer un assemblage Mox vierge. D’une manière générale, le retraitement permet une meilleure gestion des déchets ultimes. Les gains proviennent non seulement d’une meilleure qualité de la gestion mais aussi d’une réduction des volumes des déchets. L’évaluation de la compétitivité du Mox nécessite en tout état de cause que tous les paramètres soient pris en compte : le coût de l’uranium, le coût de l’enrichissement, le taux de combustion, l’effet d’échelle, le coût de l’entreposage en piscine, le coût de transport, etc. L’approche en termes de coûts complets doit être exhaustive : il est indispensable de considérer des coûts complets « complets ». 5. Les dépenses d’entreposage ou de stockage des déchets radioactifs et des combustibles irradiés Les dépenses de stockage des déchets radioactifs sont prises en compte dans l’étude Digec, à hauteur de 70 milliards de francs pour un éventuel centre de stockage profond. Le coût actualisé du stockage s’élève au total à 0,3 centime par kWh. Une autre option doit aussi être examinée, celle de l’entreposage en surface ou en sub-surface. L’entreposage de longue durée est un mode de gestion déjà opérationnel en ce qui concerne les déchets de haute activité à vie longue22. Les concepts et les réalisations concrètes existent par exemple à La Hague pour les verres des déchets C et à Marcoule pour les déchets B. Seulement la durée d’exploitation des installations correspondantes est limitée à 50 ans environ. Il est à noter d’ailleurs que les installations de Marcoule, mises en service en 1960 atteindront les 50 ans de durée de vie en 2010 et délivreront des enseignements très utiles. Deux approches sont possibles pour l’entreposage de très longue durée23. D’une part, on peut imaginer que les installations soient remplacées en fin de vie – ce sont les autorités de sûreté qui définissent la durée de celle-ci –. C’est l’option de l’entreposage indéfiniment renouvelé. D’autre part, on peut aussi concevoir d’entrée des installations pour une durée de 200 à 300 ans. A cet égard, les données de base existent avec le retour d’expérience sur les entreposages en service. Mais en tout état de cause, il ne semble pas possible d’aller au-delà de 200-300 ans, en partant de résultats sur 50 ans. Les études du CEA se sont focalisées en 1997 et au début 1998 sur les combustibles irradiés, en intégrant d’une part le cas des combustibles Mox irradiés – qui posent un problème particulier en raison de leur puissance thermique résiduelle et de la lenteur de la décroissance de cette dernière – et d’autre part le cas des verres (déchets C). Il faut noter à cet égard que les combustibles usés ne disposent pas à l’heure actuelle d’un conditionnement fiable à long terme A partir d’octobre 1998, l’entreposage des déchets B a commencé d’être étudié en détail. Ces déchets présentent la caractéristique de dégager peu de chaleur comparativement aux déchets C mais d’être volumineux. Les infrastructures doivent donc offrir des structures d’accueil de grande taille. Le CEA a notamment étudié le concept d’entreposage en sub-surface intitulé « SUB-1 ». Il s’agit d’un entreposage en bordure de relief, en l’occurrence une couche calcaire située entre deux couches argileuses et au dessus du niveau hydrostatique, à une profondeur moyenne de 10 à 100 mètres. Les galeries d’entreposage se répartissent en « arêtes de poisson » autour des galeries secondaires. Le CEA n’a pas encore réalisé d’estimations des dépenses correspondantes, qui permettraient une comparaison avec les coûts du stockage profond. Toutefois, quelques éléments d’information existent, provenant d’expériences françaises ou étrangères. · Les références étrangères pour les coûts Les estimations relatives aux coûts des installations d’entreposage de longue durée (stockage réversible) sont rares. On en trouve toutefois dans les publications techniques ainsi qu’indiqué dans le tableau suivant. Tableau : Références de coûts pour l’entreposage24
L’une des plus intéressantes estimations dont on dispose provient du CLAB en Suède, une installation pour l’entreposage des combustibles irradiés. Il s’agit d’une piscine située en sub-surface à une trentaine de mètres de profondeur. Les ordres de grandeur sont indiqués dans les deux tableaux suivants. Tableau : Ordres de grandeur des coûts du CLAB (Suède)25
Tableau : Coûts révisés du CLAB sur la base d’une extension à 9800 tonnes de métal lourd26
D’autres références existent, cette fois non pas dans le domaine nucléaire, mais dans le domaine industriel. Pour les entrepôts industriels classiques en surface, la valeur moyenne pour le coût d’investissement est de l’ordre de 0,4 à 0,7 million de francs par tonne de métal lourd. Or une tonne de métal lourd correspond à 2 m3. On peut donc en déduire un coût d’investissement de 0,2 à 0,35 million de francs par m3 pour les colis de verre. Le CEA parvient en conséquence aux estimations indiquées dans le tableau suivant pour les coûts d’investissement. Tableau : Comparaison des coûts d’investissement pour la surface et la sub-surface
Le CEA dispose avec l’installation Cascad de Cadarache d’une expérience qui est loin d’être négligeable. Cette installation dispose de 315 puits d’entreposage pour des combustibles irradiés. Le coût de construction aurait été de l’ordre de 0,6 million de francs par tonne de métal lourd. Mais l’expérience acquise permettrait sans doute de faire sensiblement baisser le coût d’investissement. Il reste que les frais d’exploitation de Cascad ne semblent pas négligeables et pourraient atteindre cinq millions de francs par an, la main d’oeuvre de manutention, d’entretien et de surveillance représentant près de la moitié de ce montant. Ce chiffre devrait pouvoir être diminué, sauf à rendre non compétitive la solution de l’entreposage de surface. En tout état de cause, des conclusions définitives sur les coûts ne peuvent être tirées pour le moment. 6. Les prévisions du coût du démantèlement confirmées par le retour d’expérience Trois types de question se posent à propos du démantèlement. La première est celle de la date optimale de programmation du démantèlement. Doit-il intervenir rapidement après la fermeture de l’installation ou au contraire après un délai de viduité pour bénéficier de la décroissance de la radioactivité ? La deuxième question est celle des évaluations du coût du démantèlement. Les évaluations actuelles sont-elles confirmées par les premières expériences en vraie grandeur ? La troisième question porte sur l’influence éventuelle de la date du démantèlement par rapport au coût de celui-ci. · Le démantèlement des installations nucléaires françaises La référence en matière de démantèlement est la pratique internationale définie par l’AIEA en 198027. Conformément aux indications de l’AIEA, la France a défini une séquence de trois phases de démantèlement. a) niveau 1 : fermeture sous surveillance de l'installation Dans cette première étape des travaux de démantèlement, les éléments combustibles sont d’abord retirés et les circuits de refroidissement vidangés, en vue de la cessation définitive d'exploitation (CDE). Un dossier de sûreté doit être soumis à la DSIN 6 mois avant la fin prévue de ces opérations. A l'issue des opérations précédentes, la mise à l'arrêt définitif (MAD) est prononcée par décret après consultation de la CNIIB et l'avis du ministère de la Santé. Mais d'autres opérations sont nécessaires pour parvenir au niveau 1 selon l'AIEA. Ces opérations sont en particulier l’évacuation des déchets d'exploitation et des produits toxiques, le confinement du ou des bâtiments contenant les matériels et les matériaux radioactifs, la mise en place d'un contrôle de la centrale dans les mêmes conditions que l'exploitant, le démontage des équipements non nucléaires non nécessaires à la sûreté. Généralement les opérations correspondant au niveau 1 durent 10 ans. b) niveau 2 : libération partielle et conditionnelle du site Cette étape a pour objectifs le resserrement de la zone contenant des matériaux activés, le démontage des bâtiments nucléaires annexes au réacteur (gestion des effluents et gestion des combustibles). Le confinement entraîne le changement de statut d’INB (installation nucléaire de base) en INBE (installation nucléaire de base d'entreposage). Cette étape est prévue à l’échéance d’une période de 40 ans. c) niveau 3 : libération totale et inconditionnelle du site Au début de cette phase, un décret doit autoriser la déconstruction totale du site. · Les opérations de démantèlement en cours en France Actuellement la déconstruction à EDF concerne les prototypes. Chinon A1 (1963-1973) a atteint le niveau 1. Chinon A2 (1965-1985) a atteint le niveau 2 et est une INB-E. Chinon A3 (1966-1990) est au milieu de l'étape 2 et devrait être classée INB-E en 1999. Saint Laurent A1 (1969-1990) et A2 (1971-1992) sont en cours d’étape 1, ainsi que Bugey 1 (1971-1992). Brennilis (prototype à eau lourde arrêté en 1985) est en cours d'étape 2. Chooz A (prototype filière REP (1967-1991)) est en cours d'étape 1. · Les deux voies du démantèlement en Allemagne Les opérations de démantèlement sont régies en Allemagne par la Loi atomique (article 7 et article 9 relatif au stockage des déchets). L’originalité allemande dans ce domaine est que deux grandes stratégies génériques sont possibles28. Elles doivent être proposées par l'exploitant et chiffrées, la décision revenant aux Länder. a) le démantèlement différé La première stratégie est celle du démantèlement différé, les opérations s'étalant sur 40 années. Deux à trois années après l'arrêt de l'exploitation, l'installation est confinée pendant 25 ans afin de bénéficier de la diminution naturelle de la radioactivité, mais, avec, en contrepartie, la nécessité coûteuse d'observer et de maintenir le site pendant cette période. A l'issue des 25 ans, le démantèlement est effectué sur une période de 12 à 14 ans, en intégrant les éventuels progrès technologiques enregistrés en matière de démontage et de réhabilitation du site. b) le démantèlement immédiat La deuxième stratégie est dite immédiate. Deux à trois années après l'arrêt de l'exploitation, un démantèlement complet et immédiat commence et dure de 12 à 14 ans. L'avantage est que l'on évite ainsi la détérioration éventuelle des installations usagées. L’inconvénient est que les intervenants ne bénéficient pas de la décroissance de la radioactivité des équipements irradiés. c) le passage d'une stratégie à une autre Le passage d’une stratégie de démantèlement différé à une stratégie de démantèlement différé, et réciproquement, est possible. Ainsi, pour le réacteur refroidi au gaz KKN de Niederaichbach, dont le démantèlement a été décidé en 1979, la stratégie du démantèlement différé avait été choisie initialement. Mais pour satisfaire l'opinion publique et tenir compte des caractéristiques des installations, on a choisi finalement le démantèlement direct et immédiat, avec un réhabilitation complète achevée en 1995. Il en a été de même avec le RNR inachevé SNR 300. d) le financement des opérations de démantèlement : pas de différence significative entre le démantèlement immédiat et le démantèlement différé Le démantèlement des installations publiques est financé par le BFMT sur son budget courant. Le démantèlement des installations privées est financé par les entreprises elles-mêmes, grâce aux provisions annuelles effectuées pendant 19 ans, sur des bases constamment réévaluées et actualisées. En 1992, des chiffrages ont été effectués sur la base d'un démantèlement immédiat. Le coût pour un réacteur à eau bouillante de 900 MW atteignait 600 millions de marks et pour un réacteur à eau pressurisée de 1300 MW atteignait 520 millions de marks. Avec un démantèlement "long", le coût était légèrement supérieur dans le premier cas et pratiquement identique dans le deuxième cas. · Les résultats de l’étude Digec en matière de démantèlement des réacteurs nucléaires L’étude Digec procède à une analyse serrée de la question du coût du démantèlement. Le coût de 15 % du montant de l’investissement est pris en compte dans le calcul du coût du kWh selon le tableau suivant. Tableau : Incidence du coût du démantèlement sur le coût d’investissement du nucléaire – programme de 10 tranches et taux d’actualisation de 5 %.
Au total, le coût du démantèlement est pris en compte dans le coût d’investissement à hauteur de 210 francs / kWh environ, avec un taux d’actualisation de 5 %. Pour le moment, rien ne laisse penser que ce coût prévisionnel ne corresponde pas à la réalité. En tout état de cause, le financement du démantèlement est provisionné à hauteur de 15 % du coût complet d'investissement, par un prélèvement de 0,97 centime par kWh consommé. Au total, le coût estimé de déconstruction totale du parc EDF est estimé à 100 milliards de francs. 37 milliards étaient provisionnés fin 1996, 41 milliards fin 1997. · Le démantèlement des installations du cycle du combustible Selon ses dirigeants, Cogema possède une grande expérience des opérations de démantèlement d’installations du cycle du combustible. Ne serait-ce qu’à La Hague, Cogema a déjà procédé au démantèlement de l’atelier de dissolution des combustibles de la filière uranium-graphite-gaz, à celui de la piscine de stockage des mêmes combustibles et à celui du premier atelier plutonium. a) le démantèlement d’UP1 Le démantèlement de l’usine UP1 de Marcoule va représenter dans les prochaines années la première opération d’importance pour Cogema. Grâce à l’expérience acquise lors de la montée en puissance de La Hague, ces opérations de démantèlement d’UP1 ont pu être chiffrées avec une précision qui n’a pas été démentie par des contre-expertises. Le démantèlement proprement dit de l’usine UP1 de Marcoule est évalué à 10 milliards de francs29. La reprise des déchets de la filière graphite-gaz coûtera 20 milliards de francs. Enfin, le stockage par l’Andra de ces déchets conditionnés représentera une dépense de 6 milliards de francs. Compte tenu du fait que l’usine UP1 a assuré le retraitement du combustible de la filière nationale graphite-gaz et l’extraction du plutonium pour les besoins de la défense, un GIE a été formé entre le CEA, Cogema et EDF. Selon la Cour des Comptes30, Cogema devrait financer 10 % des travaux correspondants. La divergence entre l’évaluation du coût de la reprise des déchets d’UP1 figurant au rapport de la Cour, soit 40 milliards de francs 1997 et le montant de 20 milliards énoncés plus haut provient de l’actualisation effectuée dans le second cas. b) les autres opérations de démantèlement Le démantèlement des autres installations du cycle du combustible possédées par Cogema fait l’objet de provisions constituées annuellement à partir des recettes tirées du retraitement. c) montant des charges futures et provisions Les charges futures de démantèlement des installations sont évaluées par Cogema à 25 milliards de francs. A la fin 1997, un montant de 13,8 milliards de francs avait été provisionné. Tableau : Charges futures de démantèlement et provisions de Cogema31
Les charges futures de démantèlement font l’objet de provisions importantes de la part d’EDF. La tableau suivant en donne les montants au 31/12/1997. La question de l’ensemble des provisions constituées par EDF est traitée dans le paragraphe suivant. Tableau : Charges futures de démantèlement et provisions d’EDF32
La question des charges de démantèlement des installations du CEA est relativement délicate, dans la mesure où il s’agit d’équipements à finalité militaire pour certains et de recherche pour d’autres. L’absence de comptabilité patrimoniale rend encore plus difficile l’évaluation. Tableau : Charges futures de démantèlement et provisions du CEA34
La Cour des Comptes, dans son rapport public 1998, a proposé des voies de réflexion pour la mise en place, qui lui semble indispensable, de mécanismes financiers durables, permettant une pérennité et une disponibilité à long terme des provisions constituées pour le démantèlement des installations nucléaires. En tout état de cause, il n’apparaît pas que les évaluations des provisions à constituer et leur incidence sur le coût du kWh doivent pour le moment être révisées. Compte tenu de leur ampleur, les provisions constituées par EDF méritent un examen approfondi que l’entreprise nationale a bien voulu faire pour les Rapporteurs. a) Les provisions couvrant les charges générées au fur et à mesure de l’exploitation Ces provisions correspondent d’une part aux charges pour défauts génériques et d’autre part aux charges de combustible. a-1 défauts génériques Le premier type de charges générées au fur et à mesure de l’exploitation correspond aux grosses réparations de défauts génériques, c’est-à-dire concernant un ensemble de réacteurs de mêmes caractéristiques. A cet égard, EDF a passé des provisions pour gros entretien sur les générateurs de vapeur, en prévoyant le remplacement de 10 tranches d’ici à 2002, à raison d’une tranche par an à partir de 1993. EDF a par ailleurs provisionné le remplacement des couvercles de chaudières. Les fissures sur les couvercles des chaudières, décelées en 1991, constituent un défaut générique. a-2 charges relatives au cycle du combustible Les règles comptables exigent qu’EDF provisionne à la production du KWh l’ensemble des charges futures afférentes à la consommation de combustible et donc à l’irradiation en cours. Le prix de vente du kWh doit couvrir ces charges futures et celles-ci doivent être provisionnées à due concurrence. Le coût du retraitement couvre les opérations de réception et de stockage des assemblages irradiés en piscine dans l’usine de La Hague, de retraitement et de récupération du plutonium et de l’uranium, de conditionnement des produits de fission et de l’ensemble des déchets issus du retraitement, et d’évacuation des déchets immédiatement évacuables et d’entreposage des autres déchets non immédiatement évacuables dans l’usine de La Hague. Les coûts de gestion et de stockage des déchets radioactifs couvrent les opérations de conditionnement pour l’entreposage de longue durée puis le stockage des déchets. Les charges concernant le devenir à long terme des déchets sont affectées de fortes incertitudes et résultent d’estimations forfaitaires. Fin 1997 le montant des provisions pour le retraitement atteignaient 62 milliards de francs et celles pour le stockage des déchets s’élevaient à 32 milliards de francs. a-3 autres – évacuation et stockage de matériels EDF passe des provisions au titre des cœurs REP non entièrement irradiés en fin de cycle, de l’évacuation et du stockage des grappes de contrôle et d’autres postes. Tableau : Provisions constituées par EDF pour le cycle nucléaire
b) Provisions pour les charges futures La provision pour démantèlement est constituée depuis 1979 sur la base d’hypothèses définies par la commission Peon, à hauteur de 15 % des dépenses d’investissement ramenées à la Puissance Continue Nette. b-1 les installations prises en compte Les installations pour lesquelles EDF fait des provisions pour démantèlement sont les réacteurs UNGG et REP. Le démantèlement et l’assainissement de l’usine UP1 du site de Marcoule et des centres civils du CEA sont également provisionnés, avec un montant de 4 milliards à la fin 1997. b-2 les 15 % confirmés Les évaluations les plus récentes du coût du démantèlement sur la base des éléments de retour d’expérience et des études disponibles aujourd’hui confirment l’ordre de grandeur du coût sur lequel est calé le montant de la provision. La dotation est étalée sur la durée de vie de l’installation – 30 ans pour les REP et 20 ans pour les UNGG. Cette durée est cohérente avec la durée d’amortissement des centrales. b-3 l’intégration au coût du kWh La valeur retenue dans l’étude « coûts de référence » 1997 de la production électrique est de 1640 F/kW pour le palier N4. La dépense est supposée concentrée dix ans après l’arrêt définitif de la tranche. Elle est actualisée à la date de la mise en service industriel et incorporée au coût d’investissement, ce qui donne 76 F / kW pour un taux d’actualisation de 8 %. La Convention internationale de Paris et Bruxelles, ratifiée par la France, régit la responsabilité nucléaire. En application de cette convention, EDF se couvre à hauteur de 600 millions de francs pour le risque d’accident nucléaire. Les primes d’assurance, pour les risques relatifs à l’exploitation des tranches EDF ou des filiales et au transport, s’élevaient globalement à 41,5 millions de francs pour 1997. Le montant pour 1998 était du même ordre de grandeur. La Convention de Paris et Bruxelles devrait être renégociée en 1999. La hauteur de couverture devrait être réévaluée à la hausse. La combinaison des textes concernés prévoit une répartition à trois niveaux des dommages causés par un accident nucléaire. Le premier niveau est celui de l’exploitant nucléaire, responsable à concurrence du montant fixé par la législation nationale et variant entre 0 et 600 millions de francs. La loi française fait obligation à l’exploitant nucléaire de se couvrir pour un montant de 600 millions de francs. Le deuxième niveau est celui de l’Etat, sur le territoire duquel se trouve l’installation nucléaire de l’exploitant. Les dommages de 600 à 1500 millions sont couverts par l’Etat national. Les dommages de 1,5 à 2,5 milliards de francs sont enfin couverts par l’ensemble des Etats signataires de la convention, selon une clé de répartition prévue par celle-ci. 9. Récapitulation des coûts Digec Les considérations précédentes sont récapitulées dans le tableau suivant. Elles conduisent éventuellement, en premier lieu, à réévaluer les dépenses de R & D prises en compte dans le coût du kWh du nucléaire. Mais on peut se demander s’il ne serait pas plus logique d’exclure la totalité de ces dépenses, dans la mesure où seul les évaluations du nucléaire les prennent en compte. Tableau : Récapitulation des ajustements de coûts éventuels à confirmer
Par ailleurs, les dépenses dites d’infrastructure correspondent à la mission de contrôle de la sûreté nucléaire remplie par l’Etat. Le traitement du nucléaire est là aussi asymétrique. Le raisonnement pourrait consister aussi à imputer au kWh produit avec des combustibles fossiles des charges d’intérêt général comme celles correspondant à la lutte entendue au sens large contre les émissions de polluants divers et de CO2. C’est pourquoi l’approche de la Digec semble, dans le cadre posé, répondre d’une manière satisfaisante à l’évaluation des coûts du nucléaire. Les principaux résultats en sont donc donnés ci-dessous. Tableau : Caractéristiques générales des réacteurs nucléaires étudiés dans l’étude « coûts de référence » de la production électrique Digec 1997
Des hypothèses détaillées d’évolution des prix du combustible sont posées, en prenant deux valeurs du taux de change dollar/franc (5,0 et 6,5 francs pour un dollar). Tableau : Hypothèses sur le prix du combustible
· Un coût de référence Le coût du kWh produit avec une centrale nucléaire est en conclusion, selon la Digec, compris entre 16,6 et 17,1 centimes. Tableau : Coûts du kWh produit avec un cycle combiné à gaz – taux d’actualisation de 5 %
Ce coût présente une sensibilité faible vis-à-vis du prix de l’uranium importé. Un autre facteur de sensibilité est le rendement de l’installation. Une variation de 1 % du rendement entraîne une variation d’environ 0,15 centime sur le prix du kWh. 10. Les perspectives de marché pour le nucléaire Dans les pays occidentaux, des programmes massifs d’équipement en réacteurs nucléaires, pour des raisons de suffisance voire de surcapacité, ne sont pas prévus dans l'immédiat ou au moins avant 2005-201035. En revanche, les pays asiatiques: la Chine, la Corée du Sud, le Japon et l'Inde, ainsi que la Russie envisagent d'importants investissements dans le secteur nucléaire d'ici à 2015. Ainsi, l'on comptait en 1998, 71 réacteurs en constructions ou en commande, soit environ 53 000 MWe nets, toutes filières confondues. La Russie devrait achever trois tranches dans un an ou deux, et construire 5 autres tranches d'ici 2010. Cependant, ces projets, retardés par manque de financements, ont malgré tout de bonnes chances d'être concrétisés si la situation économique de la Russie s'améliore. En Asie, la Chine construit actuellement 8 tranches, dont les deux tranches de Ling Ao avec les entreprises françaises EDF, Framatome et Alstom. Le 10ème Plan quinquennal, qui couvrira la période 2000-2004, prévoit également de nouvelles tranches nucléaires. On peut estimer que 15 à 20 nouvelles tranches seront construites ou en construction d'ici 2010-2015. En Corée du Sud, 2 réacteurs ont été raccordés au réseau en 1997, 6 tranches sont en construction et 10 unités de plus sont prévues d'ici 2015. Afin d'honorer les engagements pris lors de la Conférence de Kyoto en décembre 1997, le Japon a annoncé qu'il serait nécessaire de construire 20 tranches nucléaires supplémentaires. D'ores et déjà, le programme actuel du MITI prévoit une dizaine de réacteurs supplémentaires d'ici à 2010. L'on peut également citer d'importants programmes indiens, iraniens et pakistanais. En ce qui concerne ces pays, la Russie est très présente et réalise ou va réaliser une dizaine de réacteurs de 1000 Native d'ici à 2005-2007. Toutes ces constructions de réacteurs, actuelles ou en projet, ouvrent des possibilités de marchés pour les entreprises françaises à chaque étape du cycle nucléaire, aussi bien pour l'exploitant EDF, les constructeurs Framatome et Alstom, que pour la Cogema. 11. Pour la commande d’un EPR à 1 495 MWe L’avant projet détaillé d’un réacteur EPR d’une puissance de 1495 MWe fait ressortir un coût du kWh de 20 centimes. A la demande des électriciens, des travaux d’optimisation du réacteur ont été lancés en vue d’abaisser ce coût à 18 centimes. La solution actuellement retenue pour parvenir à ce résultat est de porter la puissance à 1750 MWe voire à 1800 MWe. Cette voie ne paraît pas bonne pour plusieurs raisons. Elle reviendrait à pousser jusqu’à leurs limites de dimensionnement des équipements prévus pour une puissance inférieure. Les marges d’utilisation – réelles avec la puissance actuelle – disparaîtraient. Par ailleurs, l’expérience au demeurant difficile à acquérir avec le palier N4 ne serait d’aucun secours, ce qui obligerait pour de nombreux équipements à repartir d’une feuille blanche. Enfin, une puissance de 1750 MWe ne saurait être considérée comme correspondant à la demande de clients étrangers. C’est pourquoi les Rapporteurs estiment que l’optimisation devrait être obtenue plutôt par une amélioration des rendements que par une augmentation de puissance. Cliquer ici pour accéder à la suite de la partie III du
chapitre II: Cliquer ici pour retourner au sommaire général 3 Source : CEA, SEE-DSE, janvier 1999 4 Le taux d’indépendance énergétique est le rapport de la production à la consommation d’énergie 5 Selon le scénario « sagesse conventionnelle » de la DG XVII, Commission européenne, 1996. 6 Allemagne : pour 1990, y compris l’ex-RDA 8 taux d’indépendance énergétiques : rapport production / consommation 9 Source : CEA-DSE, d’après « L’Europe de l’énergie en 2020 », Commission européenne, DG XVII. 10 Réserves entendues comme la somme des ressources raisonnablement assurées et connues (RRA), des ressources supplémentaires estimées et connues et des ressources supplémentaires non découvertes (estimation ou spéculation) 11 Source : AEN-OCDE, cité dans Le contexte énergétique, CEA-SEE/DSE, janvier 1999. 12 Source : Cogema dans l’industrie mondiale du cycle du combustible, Cogema, Direction de la Communication, Paris, 1998. 13 Source : Cogema dans l’industrie mondiale du cycle du combustible, Cogema, Direction de la Communication, Paris, 1998. 15 CEA, Dcom, l’atome de la recherche à l’industrie, 1997. 17 y compris la qualification de sites 18 y compris la réalisation du bâtiment d’accueil du public. 19 Source : Cogema dans l’industrie mondiale du cycle du combustible nucléaire, mars 1998. 20 Comparaison économique du retraitement et du stockage direct, AEN/OCDE, Paris, 1994. 21 La Lettre d’information du Parc nucléaire, EDF, n°24, juillet/août 1996. 22 Source : CEA, audition du 12 novembre 1998 23 CEA, Auditions des 5 et 12 novembre 1998. 24 CEA, Analyse globale de la faisabilité d’un entreposage en subsurface, 17/11/1998. 26 CEA, Analyse globale de la faisabilité d’un entreposage en subsurface, 17/11/1998. 28 Ulrich-André Renaudon, Technologies internationales, 1/10/1998. 29 Source : Cogema, audition du 7 janvier 1999. 30 Le rapport public 1998, Cour des Comptes, Paris, 7 janvier 1999. 31 Le rapport public 1998, Cour des Comptes, Paris, 7 janvier 1999. 32 Le rapport public 1998, Cour des Comptes, Paris, 7 janvier 1999. 34 Le rapport public 1998, Cour des Comptes, Paris, 7 janvier 1999. 35 D. Maillard, DGEMP, audition du 21 janvier 1999.
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