Chapitre I : Source d’amélioration de la sécurité
d’approvisionnement et de la compétitivité nationale depuis 30 ans, le parc
nucléaire actuel constitue un atout majeur dans la concurrence à venir
I. Le parc français de centrales nucléaires, un patrimoine industriel concurrentiel
A. Un effort de recherche et développement dans le nucléaire cohérent
et judicieux
1. Un effort de recherche et développement de 54,6 milliards de francs
courants hors Phénix
2. Un effort de l’ordre de grandeur de ceux effectués à l’étranger
3. Une allocation optimale des efforts de R & D
B. Un effort d’investissement de 455
milliards de francs permettant de maîtriser la totalité de la filière
1. La programmation et le montant de l’investissement
2. Un investissement de 281 milliards de francs dans les réacteurs à eau pressurisée
3. Un parc d’une homogénéité exceptionnelle
4. Une sûreté et des taux de disponibilité satisfaisants
5. Un investissement dans le cycle du combustible de 112 milliards de francs pris en
charge pour moitié par les clients étrangers de Cogema
6. La question du suréquipement
II. La contribution positive de
l’électronucléaire a la compétitivité globale de l’économie française
A. L’électronucléaire en assurant 37,7 % de l’approvisionnement de
l’énergie primaire a amélioré l’indépendance énergétique française
B. Une électricité bon marché pour l’industrie
C. Le solde fortement exportateur de la filière
électronucléaire française
D. Un secteur à fort contenu en emplois qualifiés
1. Un nombre d’emplois directs et indirects d’environ 120 000
2. L’électronucléaire davantage créateur d’emplois que les filières gaz ou
charbon
E. La contribution positive du nucléaire
à l’économie française - l’analyse issue des modèles macroéconomiques
1. Une contribution positive, selon le modèle économétrique
Micro-Mélodie – la simulation rétrospective " La France sans
nucléaire "
2. " La France avec un programme nucléaire interrompu en
1985 " – Etude rétrospective avec un modèle d’équilibre
général calculable
III. En termes de coûts
d’exploitation, le nucléaire actuel est sans rival
A. Des coûts complets très compétitifs pour le nucléaire selon les chiffres de 1995
1. Le coût complet de production du kWh nucléaire était de 19 cF en
1995
2. Les coûts complets de production des autres filières en 1995 sont supérieurs
B. Les coûts d’exploitation hors amortissement en 1997,
également favorables
IV. La maturité du parc, un atout a gérer conformément
à
l’intérêt national
A. Les difficultés de l’abandon du nucléaire à l’étranger
1. En Suède, un processus d’abandon qui piétine
2. En Suisse, des intentions non validées
B. Quelle durée d’exploitation pour
le parc nucléaire en Allemagne ?
1. La situation énergétique allemande à la veille du retrait du
nucléaire
2. L’accord de Gouvernement de la coalition SPD-Grünen
3. Le coût d’un éventuel abandon du nucléaire
4. Les autres évaluations du coût de sortie du nucléaire en Allemagne
C. La rente nucléaire française et
l’avenir d’EDF
1. Le parc électronucléaire français bientôt amorti comptablement et
économiquement
2. Les différentes affectations possibles pour les liquidités générées par les
tranches amorties
3. Un investissement souhaitable, dans le lancement d’une tête de série EPR
4. La rente électronucléaire, une raison de plus pour que EDF reste une entreprise
publique
Chapitre II : pour de nouvelles
installations, les analyses traditionnelles concluent a la convergence des coûts des
différentes filières mais avec des biais méthodologiques
I. La convergence des compétitivités selon les etudes recentes de la Digec, de
l’AEN-OCDE et d’EDF
A. Le convergence des coûts des nouveaux équipements selon la Digec
B. Les principaux résultats de l’étude de
l’AEN/AIE-OCDE
1. Le cadre d’analyse
2. Des progrès de compétitivité plus rapide pour le gaz et le charbon que pour le
nucléaire
3. Des comparaisons inter-filières et inter-pays délicates mais instructives
4. Comparaisons intranationales des différentes filières
C. Les évaluations d’EDF
II. Les difficultés méthodologiques de la comparaison des
filières de production de l’électricité
A. La question centrale du taux d’actualisation
1. Pour un taux d’actualisation à 40 ans de 5 %
2. Pour un taux d’actualisation intergénérationnel faible mais non nul
3.Le raccordement du taux d’actualisation à 40 ans au taux intergénérationnel
B. Les biais méthodologiques résultant des inégalités de
contrainte réglementaire pesant sur les différentes filières, en particulier sur
l’aval du cycle
C. La myopie des méthodes de choix d’investissement
III. Les différentes filières de production de
l’électricité : réexamen des coûts et perspectives
A. Le nucléaire : des coûts correctement évalués et des perspectives
encourageantes
1. Les dépenses de R & D prises en compte
2. Les dépenses d’infrastructure
3. Les coûts du retraitement
4. La rentabilité discutée du Mox
5. Les dépenses d’entreposage ou de stockage des déchets et des combustibles
6. Les prévisions du coût du démantèlement confirmées par le retour
d’expérience
7. Les provisions d’EDF
8. Le coût d’assurance
9. Récapitulation des coûts Digec
10. Les perspectives de marché pour le nucléaire
11. Pour la commande d’un EPR à 1 495 MWe
B. Les turbines et les cycles combinés à
gaz
1. L’extraordinaire essor des turbines et du cycle combiné à gaz
2. Les technologies du gaz et l’environnement
3. La position concurrentielle de la France sur le marché des turbines à gaz
4. Les cycles combinés en France
5. Les coûts du kWh gaz selon la Digec
C. La cogénération
1. Des progrès technologiques importants
2. Les enjeux du développement de la cogénération
3. Le marché de la cogénération en Europe
4. Le développement de la cogénération en France
5. Les tarifs de rachat de l’électricité produite par cogénération et leur
pérennité
D. Les piles à combustible
E. Le charbon propre, une technologie d’avenir pour les pays producteurs
1. Des réserves quasiment inépuisables, situées dans les grands pays
en développement
2. Le déclin de la production et l’évolution des importations charbonnières
françaises
3. Les contraintes de réduction des émissions polluantes
4. Les technologies modernes du charbon propre
5. Les coûts Digec 1997
F. L’hydraulique
G. Les énergies nouvelles renouvelables, bientôt compétitives
dans certaines niches
1. L’éolien
2. L’énergie solaire
3. La géothermie
4. La production d’électricité à partir des déchets
H. Vers une production d’électricité mieux
répartie ?
1. Le rapprochement de la production et de l’utilisateur
2. EDF, premier électricien mondial
3. Suez-Lyonnaise des Eaux : un groupe de premier plan dans le monde de
l’énergie
4. Vivendi : un acteur français sur le marché mondial de l’énergie
Chapitre III : Lorsque l’on prend en
compte les coûts externes des différentes filières, le nucléaire apparait comme l’un
des moyens de production incontournables pour l’avenir
I. L’effet de serre et l’estimation de son coût
A. Certitudes et interrogations sur le changement climatique
1. Les interrogations sur le réchauffement planétaire
2. Les certitudes sur la modification de la composition de l’atmosphère
3. La prise de conscience internationale : lenteurs et acquis
B. L’estimation du coût du CO2 par le coût de
séquestration
1. Les procédés de captation du CO2 produit par les centrales
thermiques
2. Les différents procédés envisagés pour le stockage du CO2
3. L’augmentation des rendements des centrales thermiques classiques
4. La diminution des émissions plutôt que la séquestration du CO2
C. L’estimation par les dommages
D. L’estimation d’une " valeur du carbone " par le calcul
des coûts de réduction
1. Le modèle POLES 2 de l’IEPE-CNRS de Grenoble
2. Un coût d’environ 170 dollars par tonne de carbone pour respecter les objectifs
de Kyoto, en l’absence de tout échange de permis d’émission
3. Une baisse significative du coût de la tonne de carbone à 70 dollars avec des permis
négociables dans les pays de l’annexe B
4. Une baisse significative du coût de la tonne de carbone à 24 dollars avec des permis
négociables dans le monde entier
5. Le nucléaire favorable à la réduction des émissions et à la diminution des coûts
6. Les résultats d’autres travaux
E. Récapitulation des estimations du coût du CO2
II. Le nucléaire et l’estimation de ses coûts externes
A. Rejets et radioactivité naturelle
1. L'exposition d'origine naturelle
2. L'exposition d'origine artificielle
B. L’estimation des effets sanitaires des rejets radioactifs
1. La question des rejets à prendre en compte
2. L'action sur la santé humaine des radionucléides rejetés dans l’environnement
3. La courbe dose-réponse
C. La question des accidents graves
1. L’évaluation probabiliste des risques
2. L’approche par les utilités
III. La synthèse par le
calcul des externalités avec ExternE : une percée méthodologique qui
confirme l’intérêt economique et environnemental du nucléaire
A. Les principes de la méthode des externalités développée par l’étude
ExternE
1. L’objectif de l’étude : le chiffrage des coûts
environnementaux des différentes filières de production de l’électricité
2. Le cadre méthodologique d’ExternE
3. L’approche par les chemins d’impact
4. Une question difficile : la valeur statistique de la vie humaine
5. Les questions connexes : les aspects qualitatifs
B .Les coûts externes de la production d’électricité dans
l’Union européenne, selon les résultats de 1995
1. Principales hypothèses
2. Les résultats de 1995 hors effet de serre
3. Les résultats de 1995 pour l’effet de serre
C. Les résultats d’ExternE 1998
1. Nouvelles méthodes et hypothèses
2. Les résultats d’ExternE 1998 pour le Royaume Uni
3. Les résultats d’ExternE 1998 pour la France
D. L’évaluation monétaire des conséquences d’un
accident grave
1. L’évaluation du coût d’un accident résultant de
l’approche par les risques
2. Les nouvelles approches par l’aversion pour le risque
3. Les limites de l’évaluation du coût d’un accident
E. Des incertitudes chiffrées
1. La portée théorique du problème
2. Les incertitudes sur les coûts externes des polluants classiques
3. Les incertitudes des coûts externes du CO2
4. Les incertitudes concernant les coûts externes des énergies renouvelables
5. Le cas du nucléaire
Conclusion par Robert GALLEY
Recommandations
Adoption du rapport par l’Office
Personnalités auditionnées
© Assemblée nationale
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