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Rapport sur l'aval du cycle nucléaire
Par M. Christian Bataille et Robert Galley
Députés
Tome II : Les coûts de production de l’électricité

Chapitre I (partie II)

II. La contribution positive de l’electronucleaire a la competitivite globale de l’economie française 30

A. L’électronucléaire en assurant 37,7 % de l’approvisionnement de l’énergie primaire a amélioré l’indépendance énergétique française 32

CHAPITRE I : SOURCE D’AMÉLIORATION DE LA SECURITÉ D’APPROVISIONNEMENT ET DE LA COMPETITIVITÉ NATIONALE DEPUIS 30 ANS, LE PARC NUCLEAIRE ACTUEL CONSTITUE UN ATOUT MAJEUR DANS LA CONCURRENCE A VENIR

En 1970, le prix de la tonne de brut importée est de 469 francs. Aucune nervosité particulière n’est décelable sur les marchés des hydrocarbures. Mais l’indépendance énergétique de la France n’est que de 29 %.

On estime à cette époque que la consommation d’électricité va doubler dans les huit prochaines années. Mathématiquement, l’indépendance énergétique devra encore baisser et la facture énergétique atteindre bientôt un niveau insupportable pour la balance du commerce extérieur de la France.

C’est dans cette circonstance qu’intervient la commission Peon1 qui va recommander un choix décisif pour la compétitivité de notre pays. La Commission Peon est composée d’une part de représentants de l’administration - ministère de l’industrie, de l’environnement et de l’économie, de l’industrie, commissariat général du Plan, d’autre part de la recherche – CEA, et enfin de l’industrie – EDF, constructeurs. Cette commission recommande le lancement d’un programme de réacteurs nucléaires à eau légère.

Le Gouvernement adopte ce programme qui va se révéler d’un intérêt stratégique majeur. En 1981, le prix de la tonne de pétrole brut importée atteint 2780 francs, contre 470 francs dix années avant.

Ainsi dès 1970, le coup d’envoi du passage aux réacteurs à eau pressurisée est donné. Le plan Messmer accélère vigoureusement la construction des centrales dès 1973, c’est-à-dire après le premier choc pétrolier.

A partir de 1978 sont mis en service industriel les premiers réacteurs de Fessenheim et Bugey, avec 2 tranches par an. Simultanément, un programme intensif permet la mise en service industriel de 8 réacteurs en 1981.

La France est alors lancée dans un effort considérable de construction de réacteurs. Cinq sont mis en service industriel en 1982, 7 en 1983-1984, 10 en 1985- 1986, 6 en 1987 etc, jusqu’à ce que soit constitué le parc actuel de 57 réacteurs qui a produit 376 TWh en 1997, soit 78,2 % de notre électricité, pour une puissance installée de 61,5 GW.

De multiples questions sont posées aujourd’hui sur le programme électronucléaire d’EDF.

La principale est de déterminer si cet investissement a été rentable. La collectivité nationale a consenti un effort d’équipement considérable dont il s’agit d’apprécier l’efficacité.

Il s’agit aussi de savoir si les coûts actuels de production de l’électricité à partir du parc ainsi constitué sont à un niveau assurant la compétitivité et comment ces coûts peuvent évoluer à l’avenir.

Ce sont ces questions qui sont traitées dans les développements qui suivent.

I. Le parc français de centrales nucleaires, un patrimoine industriel concurrentiel

Le cadre de la politique énergétique de la France est celui d’une dépendance extérieure qui n’a pour équivalent, parmi les grands pays industrialisés, que la dépendance du Japon et celle de l’Italie.

En raison de la pauvreté relative de son sous-sol en combustibles fossiles, la France a toujours fait appel à des importations d’énergie.

Entre les deux guerres, la France est le premier importateur mondial de charbon. En 1919, la France est dans une dépendance charbonnière majeure, sa production de 18,5 millions de tonnes ne couvrant que la moitié de sa consommation. Ultérieurement, la reconstruction des infrastructures du Nord-Pas-de-Calais2 et l’apport des gisements de Lorraine et de la Sarre ne restaurent que partiellement l’indépendance nationale. Ainsi, en 1929, par exemple, les importations de charbon s’élèvent à 36 millions de tonnes, soit 40,4 % de sa consommation3. Pour autant les coûts de production, du fait des caractéristiques géologiques des gisements restent durablement supérieurs à ceux des autres pays d’Europe. L’hydroélectricité, suite aux importantes réalisations de l’entre deux-guerres, fournit toutefois 50 % de la production électrique française en 1938.

Après la deuxième guerre mondiale, la production charbonnière s’élève de nouveau, avec l’extraction de 35 millions de tonnes en 1945 et de 45 à 55 millions de tonnes dans les années 1950. Le maximum historique de 60 millions de tonnes est atteint en 1958. L’équipement hydroélectrique continue d’être développé et contribue à hauteur de 56 % du total à la production d’électricité française, en 1960.

Pour autant, la vive croissance économique que connaît la France pendant les « 30 glorieuses » entraîne une augmentation de la consommation d’énergie plus rapide que celle des sources d’énergie primaire nationales, malgré une intensité énergétique4 plus faible que dans les autres pays. L’augmentation de la consommation d’électricité est plus rapide encore5.

En conséquence, l’indépendance énergétique passe de près de 60 % en 1950 à 22 % en 1973, à la veille du premier choc pétrolier.

S’agissant de la production d’électricité, la soumission aux évolutions de prix des combustibles fossiles est totale.

Bénéficiant d’une position dominante dans les années 1950, le charbon voit sa prééminence entamée par la décroissance considérable du prix de la thermie fioul, qui baisse de près de 50 % en francs courants de 1964 à 19696. En conséquence, EDF construit des centrales thermiques au fioul et convertit à ce combustible certaines de ses centrales au charbon. La mise en exploitation du gisement de Lacq apparaît comme une divine surprise mais une surprise de taille insuffisante, avec une contribution de 6,3 millions de Tep en 1973.

Après le premier choc pétrolier, le charbon devient plus attrayant que le fioul. EDF fait le chemin inverse du précédent et convertit du fioul au charbon près de 4 GWe entre 1975 et 1982 .

En réalité, alors que la plupart des sites hydroélectriques rentable sont équipés, le nucléaire apparaît dès les années cinquante comme le seul moyen, , de desserrer la contrainte énergétique extérieure.

La mise au point de le filière uranium naturel – graphite - gaz (UNGG) est une réussite technique incontestable. Elle traduit par la construction entre 1955 et 1965 de 6 réacteurs. Mais la compétitivité du kWh produit est décevante. En 1969, la difficile décision d’opter pour la filière à eau légère sur la base de la technologie Westinghouse est prise. En 1970, les travaux de Fessenheim sont lancés.

Ainsi ce n’est pas lors du premier choc pétrolier que la France fait le choix du nucléaire. C’est dès les années cinquante, en raison d’une contrainte particulière et rémanente qui pèse sur notre pays, une pauvreté singulière de son sous-sol en combustibles fossiles compétitifs.

· le concept de sécurité énergétique

Dicté par la volonté de desserrer la contrainte extérieure sur les approvisionnements en énergie de la France, le choix du nucléaire a d’autres dimensions.

Il s’agissait certes de sécuriser les volumes d’énergie primaire disponible. Mais l’objectif était aussi de maîtriser le prix de l’électricité. La part du combustible est en effet faible dans le prix du kWh nucléaire – 32 % en 1995 -. A titre d’exemple, pour le gaz, la part du combustible atteint les deux tiers.

Enfin, le nucléaire apparaît comme une énergie ne produisant pas de rejets de SO2 et de NOx, et bien entendu sans émissions de CO2.

Ainsi, le nucléaire apparaît à la fin des années 1960 comme un choix d’avenir. Parce que ses coûts de production sont devenus compétitifs, il assure une sécurité énergétique accrue, d’une part en rendant moins probables et moins onéreux d’éventuels chocs d’approvisionnement, d’autre part en offrant des coûts de production maîtrisés et enfin en évitant des chocs environnementaux.

A. Un effort de recherche et développement dans le nucléaire cohérent et judicieux

La problématique de la recherche et développement (R & D) dans le domaine du nucléaire civil est double. La recherche dans ce domaine a bénéficié de subventions sous forme de crédits publics alloués au CEA. Les montants correspondants sont encore mal connus et méritent d’être détaillés. Mais une autre dimension du débat existe. Une priorité incontestable a été donnée au nucléaire dans le domaine de la recherche et développement sur l’énergie. Il convient de savoir si cette priorité a constitué une bonne décision, autrement dit si le point d’application des investissements consentis a été judicieusement choisi.

1. Un effort de recherche et développement de 54,6 milliards de francs courants hors Phénix

D’après les informations données aux Rapporteurs, le montant cumulé en francs courants des subventions au CEA pour la R& D sur le nucléaire civil s’élève à 54,6 milliards de francs courants.

Figure : Subvention d’Etat au CEA affectée à la recherche et au développement du nucléaire7

On trouvera ci-après la ventilation des crédits pour les recherches sur les réacteurs à eau légère, le cycle du combustible, la sûreté, la filière des réacteurs à neutrons rapides et la fusion.

Tableau : Subvention d’Etat affectée à la R&D nucléaire du CEA8

francs courants réacteurs à eau légère cycle du combustible sûreté, radiobiologie, environnement réacteurs à neutrons rapides fusion total
1978 313 367 356 477 83 1 596
1979 314 528 434 566 100 1 942
1980 313 695 465 602 113 2 188
1981 379 820 490 642 145 2 476
1982 357 898 518 739 239 2 751
1983 432 935 618 717 309 3 011
1984 440 1 187 612 743 324 3 306
1985 479 1 293 709 703 358 3 542
1986 475 1 167 626 639 328 3 235
1987 513 1 158 643 565 287 3 166
1988 515 1 250 563 271 303 2 902
1989 537 1 228 607 123 239 2 734
1990 451 1 113 630 152 242 2 588
1991 449 945 832 220 228 2 674
1992 450 905 780 160 242 2 537
1993 567 899 845 131 244 2 686
1994 533 975 657 102 212 2 479
1995 595 1 321 765 92 221 2 994
1996 611 1 163 790 90 223 2 877
1997 619 1 246 776 73 222 2 936
total 9342 20 093 12 716 7 807 4662 54 620

2. Un effort de l’ordre de grandeur de ceux effectués à l’étranger

L’examen comparatif des crédits alloués à la R & D en France et dans les autres pays semblent montrer que pour les dernières années, l’effort consenti dans notre pays est du même ordre de grandeur que ceux observés dans des pays d’importance comparable. Toutefois, cette comparaison n’est possible, faute d’informations, qu’à partir de 1978, au lieu de 1974 pour les autres pays.

· Les dépenses publiques de la France dans la R & D relative à l’énergie nucléaire civile semblent dans l’ordre de grandeur international

Les dépenses publiques de recherche et développement consacrées à l’énergie nucléaire civile des principaux pays industrialisés ont été comparées récemment par l’Agence Internationale de l’Energie de l’OCDE.

Les statistiques de l’AIE-OCDE9 traitent de l’ensemble des pays membres. Certains pays, comme la France n’ont fourni leurs données qu’à partir de 1990, mais les Rapporteurs ont pu reconstituer les statistiques de la France jusqu’à l’année 1978.

Les données concernant certains pays, comme par exemple le Royaume Uni, ne semblent pas en concordance avec l’importance de leur parc nucléaire. Au demeurant, si des conclusions comparatives ne peuvent être définitives, les ordres de grandeur et les évolutions temporelles présentent une vraisemblance plus affirmée.

· L’importance des crédits publics pour la recherche et le développement dans le domaine du nucléaire, une orientation commune aux grands pays de l’OCDE

Les investissements publics de recherche et développement dans le nucléaire ont été importants en France depuis le début des années 1970. Comme on l’a vu, l’urgence était de diminuer la dépendance extérieure de la France. La priorité a été donnée à la construction d’un parc nucléaire dont on attendait – et dont on a obtenu – une contribution massive et rapide à la production d’électricité.

La France n’a pas été la seule à faire ce choix. Les statistiques des dépenses publiques de recherche et développement consacrée à l’énergie le montrent clairement.

La période 1974-1983 est caractérisée, pour l’Allemagne, les Etats-Unis, le Japon et le Royaume Uni par une augmentation des dépenses à partir d’un montant annuel moyen de départ d’un milliard de dollars 1995. L’augmentation des dépenses est commune aux quatre pays considérés, ainsi que l’illustre la figure suivant, élaborée à partir des données de l’Agence Internationale de l’Energie.

Figure : Dépenses publiques de recherche & développement dans l’énergie nucléaire civile10, 11

La totalité des pays cités voient leurs dépenses de R&D sur le nucléaire diminuer à compter du milieu des années 1980. Le Japon constitue un notable exception qui doit être commentée.

Si le Japon continue – lui – sur sa lancée, ce ne sont pas ses investissements dans la filière des réacteurs à neutrons rapides qui sont les plus importants, contrairement à ce que l’on pourrait penser. En 1995, les dépenses publiques afférentes atteignaient 437 millions de dollars. Ce sont au contraire ses recherches dans les technologies liées au nucléaire – 1122 millions de dollars en 1995 – et celles relatives au cycle du combustible – 1095 millions de dollars la même année – qui l’entraînent à pérenniser ses efforts budgétaires.

· La priorité à la recherche sur le nucléaire, une orientation commune aux principaux pays industrialisés

La priorité au nucléaire a été partagée par les quatre grands pays industriels que sont les Etats-Unis, le Japon, l’Allemagne et le Royaume Uni.

Le tableau suivant détaille pour chacun des 5 grands pays, les dépenses publiques de recherche et développement sur l’énergie nucléaire.

Tableau : Dépenses publiques de R & D consacrées à l’énergie nucléaire, selon l’AIE-OCDE et la DGEMP

millions de dollars

prix et taux de change 1995

France12 Allemagne Etats-Unis Japon Royaume Uni
1974 nc13 1077,62 1437,61 778,02 686,74
1975 nc 1221,96 1911,80 918,54 622,72
1976 nc 1184,98 1723,47 997,77 602,47
1977 nc 1280,68 2307,83 1652,74 459,02
1978 806 1208,69 2320,36 1844,40 528,21
1979 880 1256,82 2437,95 2052,75 478,06
1980 894 1314,17 2075,87 2551,16 497,95
1981 912 1397,34 1850,86 2509,20 503,36
1982 911 1989,21 1900,66 2552,34 438,95
1983 909 1054,24 1522,08 2582,85 490,03
1984 931 1047,91 1128,44 2599,35 431,95
1985 948,01 1034,24 1047,74 2846,93 427,50
1986 893,51 635,68 993,98 2975,36 325,75
1987 817,44 370,74 868,94 2384,06 260,66
1988 718,62 299,79 855,08 1829,29 265,74
1989 657,81 246,64 691,56 3119,21 230,00
1990 621,21 260,72 607,42 2932,47 172,66
1991 564,03 266,23 611,49 2982,03 143,93
1992 554,60 130,12 231,69 2969,64 120,08
1993 550,66 111,02 121,45 3034,74 59,06
1994 525,73 91,47 107,05 3039,74 14,46
1995 609,62 89,57 94,90 3133,27 15,77

3. Une allocation optimale des efforts de R & D

· Intérêt et limites des statistiques sur la recherche et développement

L’établissement de statistiques sur les dépenses de recherche & développement est un exercice particulièrement difficile, que vient compliquer encore l’objectif de procéder à des comparaisons internationales.

En premier lieu, de nombreux problèmes méthodologiques se posent. Plusieurs frontières doivent être recherchées, entre les dépenses civiles et les dépenses militaires, entre la recherche fondamentale et la recherche finalisée, entre le développement technologique général et la mise au point d’applications à usage particulier ou privatif.

En second lieu, la prise en compte des seules dépenses publiques ne résout pas définitivement les difficultés. En effet, se pose le problème de la définition du périmètre des institutions prises en compte – agences, universités, laboratoires privés bénéficiant de contrats, etc –. Enfin il ne faut pas mésestimer l’influence du procédé de collecte, en général la déclaration facultative, et celle de la volonté plus ou moins forte d’enjoliver ou de masquer une situation réelle.

C’est pourquoi les données publiées dans ce domaine doivent être considérées avec prudence. C’est en particulier le cas des statistiques publiées en 1997 par l’Agence internationale de l’énergie de l’OCDE, sur les dépenses publiques de recherche et développement dans le domaine des technologies de l’énergie.

Toutefois, même entachées d’erreurs relatives probablement non négligeables, ces statistiques permettent de replacer la situation de la France dans un contexte plus général et de mesurer si l’effort massif fait au profit du nucléaire dans notre pays reflète un particularisme hexagonal exceptionnel.

L’examen des mêmes statistiques, qui distinguent les dépenses faites dans les différentes filières, permet aussi de déterminer dans quelle mesure les efforts de recherche faits dans les différentes filières influent ou non sur les contributions de celles-ci à la production d’électricité.

· Les énergies renouvelables : leur faible contribution à la production est-elle due à une R & D insuffisante ?

La part du nucléaire dans la production d’électricité est souvent décrite comme proportionnelle aux efforts de R & D qui lui ont été consacrés. A l’inverse, la faible part des énergies nouvelles renouvelables serait explicable par l’insuffisance des efforts de recherche et développement qui leur auraient été consacrés.

Les chiffres figurant au tableau suivant sont invoqués en démonstration de cette thèses.

Tableau : Comparaison des efforts cumulés de R & D dans le nucléaire et les énergies renouvelables avec leur part dans l’énergie primaire14

1974-1995 nucléaire énergies renouvelables

y compris l’hydroélectricité

  crédits publics de R & D sur la période 1974-1995

(millions de dollars prix et taux de change 95)

part dans l’énergie primaire en 1995

(en %)

crédits publics de R & D sur la période 1974-1995

(millions de dollars prix et taux de change 95)

part dans l’énergie primaire en 1995

(en %)

Etats-Unis 26 848 9 8 790 5
Allemagne 949 12 2 378 1
Japon 52 285 15 3 445 3
Royaume Uni 7 775 10 540 1

Le tableau précédent recense les efforts cumulés de R & D publiques pour le nucléaire et pour les énergies renouvelables. Un rapport de proportionnalité suggéré par ce type de comparaison prouverait que si l’on avait dépensé 3 fois plus de crédits dans les renouvelables, par exemple aux Etats-Unis, leur contribution serait 3 fois élevée et dépasserait donc celle du nucléaire.

Plusieurs remarques doivent être faites sur les données du tableau précédent. La première est que les statistiques sur les énergies renouvelables comprennent généralement l’hydroélectricité qui en représente le plus souvent la plus grande part. La deuxième remarque est que les efforts publics de R & D sur les renouvelables ont été considérables dans certains pays, comme les Etats-Unis, ainsi que le montre le tableau suivant.

Tableau : Dépenses publiques de R & D consacrées aux énergies renouvelables, selon l’AIE-OCDE

millions de dollars

prix et taux de change 1995

Allemagne Etats-Unis Japon Royaume Uni
1974 1,56 28,84 34,88 0
1975 14,19 117,78 54,68 2,75
1976 24,78 225,02 69,17 4,07
1977 37,34 547,89 69,12 8,09
1978 63,3 817,04 85,39 22,69
1979 138,08 1108,59 109,08 39,8
1980 144,68 1205,12 262,33 35,22
1981 152,13 1077,27 255,41 51,06
1982 231,46 516,78 266,67 37,95
1983 111,22 389,75 240,79 29,98
1984 135,34 317,12 219,36 33,36
1985 120,79 289,67 197,1 28,88
1986 75,46 213,93 192,23 23,18
1987 106,18 194,22 170,95 27,75
1988 112,97 152,01 188,73 28,36
1989 110,82 133,46 154,8 28,27
1990 131,73 123,1 153,54 27,76
1991 144,14 163,52 150,14 30,29
1992 151,32 228,09 144,02 27,29
1993 165,14 219,03 149,39 24,89
1994 109,22 329,4 138,02 14,62
1995 96,21 393 139,42 14,27

Les Etats-Unis se singularisent en effet en 1980 par un effort très important en faveur des énergies renouvelables, effort inférieur seulement de moitié aux dépenses en faveur du nucléaire civil. Cette manne budgétaire se tarit progressivement jusqu’au début des années 1990 où la croissance des dépenses reprend, à un rythme toutefois plus lent, ainsi que l’illustre le graphique suivant.

Figure : Evolution des dépenses publiques de R & D consacrées aux énergies renouvelables en Allemagne, au Japon, au Royaume Uni et aux Etats-Unis

D’une manière générale, il est vrai que, dans l’ensemble des grands pays industrialisés, les crédits publics de R & D ont privilégié le nucléaire. Toutefois, des efforts importants ont été consentis en faveur des énergies renouvelables aux Etats-Unis et au Japon.

Figure : Comparaison des dépenses publiques de R & D de l’ensemble Etats-Unis, Japon, Allemagne, Royaume Uni, consacrées au nucléaire civil et aux énergies renouvelables

Si l’écart d’investissement demeure au cours du temps, c’est évidemment en raison des différences de capacités contributives de chaque filière. Ce sont les lois de la physique qui font que les éoliennes ne peuvent fournir une électricité de puissance, quels que soient leur nombre et leur taille. Ce sont les lois de la physique qui font qu’une centrale nucléaire ne peut être remplacée par des hectares de cellules photovoltaïques. Mais chaque forme d’énergie a sa place et une forme d’utilisation optimale.

B. Un effort d’investissement de 455 milliards de francs permettant de maîtriser la totalité de la filière

Le nombre de réacteurs nucléaires à construire a été déterminé par les gouvernements successifs, en fonction des prévisions d’évolution de la consommation d’électricité. Celles-ci se sont avérées difficiles à établir, ce qui a pu entraîner des incertitudes sur les besoins d’équipements.

1. La programmation et le montant de l’investissement

Le ralentissement de la croissance économique et l’amélioration de l’intensité énergétique ont régulièrement démenti les prévisions de consommation d’électricité. Le graphique ci-après le montre clairement.

Figure : Comparaison de la consommation intérieure d’électricité réalisée et des différentes prévisions effectuées en 1974, 1980, 1983 et 199515

En conséquence, le programme d’équipement en centrales nucléaires d’EDF a été décéléré.

La première réorientation du programme électronucléaire date d’octobre 1981, à l’issue du débat sur le plan d’indépendance énergétique. Les conditions de poursuite du programme sont adaptées à la forte baisse anticipée de la consommation d’électricité.

Ultérieurement aux orientations arrêtées par le Conseil des ministres en 1984, le gouvernement autorise les engagements suivant le tableau ci-après.

Tableau : dates des derniers décisions de construction de réacteurs nucléaires

date de l’autorisation d’engagement objet de l’autorisation localisation
1986 1 réacteur de 1300 MW Golfech 2
1987 1 réacteur de 1400 MW Chooz B2
1991 1 réacteur de 1400 MW Civaux 1
1992 1 réacteur de 1400 MW Civaux 2

Le tableau suivant rappelle le calendrier de couplage des tranches nucléaires du parc d’EDF.

Tableau : calendrier de couplage des tranches nucléaires (REP)

année de couplage palier 900 MW palier 1300 MW palier 1450 MW nombre de tranches puissance couplée puissance cumulée (MW)
1977 2     2 1 800 1 800
1978 2     2 1 800 3 600
1979 2     2 1 800 5 400
1980 7     7 6 300 11 700
1981 8     8 7 200 18 900
1982 2     2 1 800 20 700
1983 4     4 3 600 24 300
1984 4 2   6 6 200 30 500
1985 1 3   4 4 800 35 300
1986 1 4   5 6 100 41 400
1987 1 3   4 4 800 46 200
1988   2   2 2 600 48 800
1989       0 0 48 800
1990   3   3 3 900 52 700
1991   1   1 1 300 54 000
1992   1   1 1 300 55 300
1993   1   1 1 300 56 600
1994       0 0 56 600
1995       0 0 56 60016
1996     1 1 1 450 58 050
1997     2 2 2 900 60 950
1998       0 0 60 950
1999     1 1 1 450 62 40017
Total       58   62 400

2. Un investissement de 281 milliards de francs dans les réacteurs à eau pressurisée

L’équipement de la France en réacteurs à eau pressurisée s’est réalisé en trois périodes. La décision de construction des réacteurs de Fessenheim et de Bugey intervient avant le premier choc pétrolier. La deuxième vague de décision correspond au Plan Messmer, avec une accélération forte rendue nécessaire par l’alourdissement de la facture énergétique. La troisième phase correspond à une décélération progressive nécessitée par le ralentissement de la croissance économique et une augmentation plus faible que prévue de la consommation d’électricité.

On trouvera ci-dessous la chronique de la mise en service industriel du parc nucléaire.

Figure : Chronique de la mise en service industriel des réacteurs à eau pressurisée du parc d’EDF

Figure : Chronique en termes de puissances installées de la mise en service industriel des réacteurs à eau pressurisée du parc d’EDF

Tableau : Caractéristiques principales du parc électronucléaire d’ EDF

Nom du réacteur Année de mise en service industriel Puissance (MWe) Coefficient de production brute en 1997 Nom du réacteur Année de mise en service industriel Puissance (MWe) Coefficient de production brute en 1997
Fessenheim-1 1978 880 75,3 Cruas-4 1985 915 74,9
Fessenheim-2 1978 880 74,9 Gravelines-C5 1985 910 80,8
Bugey-2 1979 910 69,6 Gravelines-C6 1986 910 57,4
Bugey-3 1979 910 70,6 Paluel-1 1986 1330 78,1
Bugey-4 1980 910 74,5 Paluel-2 1986 1330 70,5
Bugey-5 1980 910 73,9 Paluel-3 1986 1330 65,8
Gravelines-B1 1981 910 74,0 Saint Alban-1 1986 1335 61,3
Gravelines-B2 1981 910 83,7 Cattenom-1 1987 1300 76,6
Tricastin-1 1981 915 69,4 Chinon-B3 1987 905 73,4
Tricastin-2 1981 915 65,2 Paluel-4 1987 1330 74,4
Tricastin-3 1981 915 77,3 Saint Alban-2 1987 1335 69,9
Dampierre-1 1981 890 66,9 Flamanville-1 1987 1330 59,0
Dampierre-2 1981 890 64,1 Flamanville-2 1987 1330 74,1
Dampierre-3 1981 890 73,6 Cattenom-2 1988 1300 75,1
Blayais-1 1982 910 78,4 Chinon-B4 1988 905 80,4
Dampierre-4 1982 890 76,1 Nogent-1 1988 1310 75,2
Gravelines-B3 1982 910 72,6 Belleville-1 1989 1310 85,6
Gravelines-B4 1982 910 75,4 Belleville-2 1989 1310 74,5
Tricastin-4 1982 915 81 Nogent-2 1989 1310 78,2
Blayais-2 1983 910 85,2 Cattenom-3 1991 1300 83,9
Blayais-3 1984 910 83,3 Penly-1 1991 1330 73,2
Chinon-B1 1984 905 77,1 Golfech-1 1991 1310 80,5
Cruas-1 1984 915 66,2 Cattenom-4 1992 1300 76,6
St Laurent-B1 1984 915 65,1 Penly-2 1993 1330 69,8
St Laurent-B2 1984 915 75,1 Golfech-2 1994 1310 75,7
Blayais-4 1984 910 82,0 Chooz-B1 1999 1455 -
Chinon-B2 1985 905 83,8 Chooz-B2 1999 1455 -
Cruas-2 1985 915 65,0 Civaux-1 1999 1455 -
Cruas-3 1985 915 67,4 Civaux-2 1999 1455 -

L’investissement nucléaire d’EDF s’élève au total à 281 milliards de francs. Cet investissement a été financé principalement par l’endettement externe.

Le graphique et le tableau suivants présentent les chiffres annuels d’investissement nucléaire et le montant de l’endettement d’EDF.

Figure : Investissements dans le nucléaire et endettement à moyen et long terme d’EDF

Les chiffres correspondant au graphique se trouvent ci-dessous.

Tableau : Investissements d’EDF dans le nucléaire et endettement à long et moyen terme

milliards de francs courants investissements nucléaires endettement à moyen long terme milliards de francs courants investissements nucléaires endettement à moyen long terme
1971 0,3 31,7 1985 19,1 212,9
1972 0,5 32 1986 16,8 221,3
1973 0,8 33 1987 15,6 224,2
1974 1,7 37 1988 14,5 232,8
1975 3,2 43,1 1989 12,3 230,6
1976 4,8 50,7 1990 9,3 222,5
1977 6,5 56,9 1991 8,2 211,4
1978 8,9 66,1 1992 6,3 193
1979 13,3 81,8 1993 7,5 176,3
1980 17,2 92,8 1994 7,9 160,1
1981 18,3 121,1 1995 7,8 142,9
1982 21,1 150 1996 7,7 131,9
1983 22,6 197,9 1997 5,2 126,3
1984 19,9 217,1 1998 3,9  
      total 281,2  

Une remarque s’impose. Une part importante de cet investissement a été financée par l’endettement. Or la hausse des prix à la consommation tout au long des années 1970 et 1980 atteignait un niveau tel que les taux d’intérêt réels ont été négatifs pendant de nombreuses années.

Figure : Evolution de la hausse des prix à la consommation

sur la période 1950-1998

La charge réelle de remboursement de la dette a été très inférieure à ce qu’elle serait aujourd’hui si un tel effort d’investissement devait être engagé.

3. Un parc d’une homogénéité exceptionnelle

Le tableau suivant donne la répartition du nombre de réacteurs par paliers.

Tableau : Répartition du parc EDF par palier

palier puissance nombre de réacteurs localisation
CP018

décision d’engagement : de 1970 à 1973

900 MWe 6 Fessenheim 1, 2

Bugey 2, 3, 4, 5

CP1-CP2

décision d’engagement du palier CP1 (12 tranches ) : 1974 et 1975

900 MWe 28 CP1 : Blayais 1, 2, 3, 4

Dampierre 1, 2, 3, 4

Gravelines 1, 2, 3, 4, 5, 6

Tricastin 1, 2, 3, 4

CP2 : Chinon B1, B2, B3, B4

Cruas Meysse 1, 2, 3, 4

Saint Laurent B1, B2

P4-P’4 1300 MWe 20 Paluel 1, 2, 3, 4

Flamanville 1, 2

Saint Alban 1, 2

Belleville 1, 2

Cattenom 1, 2 , 3, 4

Golfech 1, 2

Nogent 1, 2

Penly 1, 2

N4 1450 MWe 4 Chooz B1, B2

Civaux 1, 2

La standardisation du parc nucléaire français est une des causes fondamentales de sa réussite. Elle a été décidée dès le départ par la Commission Peon. Comme prévu, des réductions de coûts ont été obtenues grâce à la courbe d’expérience et à l’effet de série.

· Les difficultés du palier N4 ou le coût des écarts par rapport à la standardisation

Le palier N4 connaît des difficultés de mise en route qui contrastent avec la facilité avec laquelle le programme P4-P’4 s’est déroulé.

Les deux premières réacteurs 1455 MWe de Chooz B1 et B2 ont été couplés au réseau respectivement à la mi 1996 et à la mi 1997. La tranche 1 de Civaux a été couplée au réseau fin 1997. Depuis lors, plusieurs difficultés sont apparues. En mai 1998, ce même réacteur a été arrêté en raison d'une fuite d'eau dans le circuit de refroidissement à l’arrêt (RRA), suivant un incident classé au niveau 1 puis réévalué au niveau 2. En tant que défaut pouvant être générique, les tranches de Chooz B1 et B2 ont été également arrêtées, le combustible de l’ensemble des réacteurs N4 devant être déchargé. Il semble qu’un défaut de conception du tracé du circuit soit en cause, avec la succession répétée de projections de fluide froid (40°C) et de fluide chaud (180°C) sur un coude du circuit.

Par ailleurs, de nouveaux problèmes métallurgiques sont apparus fin décembre 1998 avec la détection de micro fissures autour de soudures du même circuit. Enfin, suite à l’augmentation de puissance de 10 % du palier N4 par rapport au palier P4-P’4, il semble que certaines pièces déjà installées sur les corps haute et moyenne pression de la turbine doivent être renforcées.

Dans une certaine mesure, ces difficultés apportent une démonstration supplémentaire –cette fois par l’absurde, des vertus de la standardisation.

4. Une sûreté et des taux de disponibilité satisfaisants

La sûreté d’exploitation du parc d’EDF est satisfaisante, à la fois selon les termes de l’Autorité de sûreté et selon ceux de l’inspection générale de la sûreté à EDF.

On peut constater sur la figure ci-après une diminution, au cours des trois dernières années, du nombre d’incidents pour chacun des niveaux 0,1 et 2 admissibles.

Figure : nombre d’incidents annuels dans le parc électronucléaire d’EDF, en référence à l’échelle de gravité INES19

On trouvera ci-après, à titre de référence, la définition de l’échelle de gravité INES utilisée pour classer et expliquer les incidents concernant la sûreté des réacteurs nucléaires.

Tableau : Structure fondamentale de l’échelle INES (International Nuclear Event Scale)

niveau définition conséquences à l’extérieur du site conséquences à l’intérieur du site dégradation de la défense en profondeur
7 Accident majeur rejet majeur : effets étendus sur la santé et l’environnement    
6 Accident grave Rejet important susceptible d’exiger l’application intégrale des contre-mesures prévues    
5 Accident Rejet limité susceptible d’exiger l’application partielle des contre-mesures prévues Endommagement grave du coeur du réacteur / des barrières radiologiques  
4 Accident Rejet mineur : exposition du public de l’ordre des limites prescrites Endommagement important du coeur du réacteur / des barrières radiologiques / exposition mortelle d’un travailleur  
3 Incident grave Très faible rejet : exposition du public représentant une fraction des limites prescrites Contamination grance / effets aigus sur la santé d’un travailleur Accident évité de peu / perte des barrières
2 Incident   Contamination importante / surexposition d’un travailleur Incidents assortis de défaillances importantes des dispositions de sécurité
1 Anomalie     Anomalie sortant du régime de fonctionnement autorisé
0 Ecart Aucune importance du point de vue de la sûreté    
- Evénements hors échelle Aucune pertinence du pojnt de vue de la sûreté    

Un autre paramètre clé de la compétitivité du parc est la disponibilité des réacteurs. Sur les quatre dernières années, on constate que la disponibilité du palier REP 1300 augmente, grâce à l’élimination des défauts de démarrage de ce palier à l’augmentation du temps de séjour en réacteur du combustible. En revanche, la disponibilité du palier REP 900 a plutôt tendance à stagner.

En 1997 l’indisponibilité de 17,4 % se décomposait en 12,3 % liés aux arrêts programmés pour renouvellement du combustible et travaux de maintenance effectués dans le cadre normal de l’exploitation et 5,1 % liés aux problèmes survenus sur les matériels ou aux retards dans les arrêts programmés20.

Figure : Taux de disponibilité des réacteurs nucléaires d’EDF

On trouvera ci-après la comparaison des taux de disponibilité des réacteurs français comparés en 1997 avec ceux des réacteurs étrangers. La France se situe à cet égard dans la moyenne.

Figure : Taux de disponibilité des centrales nucléaires en 199721

Le taux de disponibilité d’un parc électronucléaire est fonction de plusieurs facteurs.

Le premier facteur est le mode de fonctionnement des réacteurs. La plupart des centrales d’EDF fonctionnent en suivi de charge, c’est-à-dire que des variations à la marge de la puissance sont imposées aux réacteurs, en fonction des besoins du réseau. Cette situation génère davantage de problèmes - au demeurant mineurs - qu’un fonctionnement continu à pleine puissance. Le suivi de charge génère également des volumes d’effluents supérieurs et probablement aussi un vieillissement plus rapide de certains composants.

Le deuxième facteur influant fortement sur la disponibilité est la politique de maintenance. A cet égard, des arrêts de maintenance courts et fréquents sont plus favorables à la disponibilité mais sont plus coûteux. L’allongement de la durée des campagnes des combustibles pour le palier REP 1300 devrait produire des effets positifs sur la disponibilité.

Le taux de disponibilité étant un paramètre clé de la compétitivité, un objectif de 90 % est assigné au réacteur du futur EPR.

5. Un investissement dans le cycle du combustible de 112 milliards de francs pris en charge pour moitié par les clients étrangers de Cogema

Les investissements déjà réalisés dans le cycle du combustible comportent deux catégories principales : l’enrichissement et le retraitement.

Selon les indications données par Cogema22, l’investissement réalisé dans Eurodif s’élève à 19 milliards de francs courants. Il est à noter à cet égard, que trois des quatre tranches de Tricastin sont dédiées à l’approvisionnement en courant électrique de l’usine Eurodif. L’investissement dans ces réacteurs ne doit toutefois pas être rajouté à l’investissement d’Eurodif, dans la mesure où le coût des 3 réacteurs est compté dans les investissements d’EDF.

L’ensemble des installations de La Hague représente un montant de 60 milliards de francs, valeur de la fin des années 1980 - début des années 1990.

Au total, l’on arrive à un montant d’investissements en francs courants pour la période 1976-1997 de 112 milliards de francs courants.

Cet investissement correspond aux capacités d’enrichissement et de retraitement correspondant à un parc deux fois plus important celui d’EDF.

Tableau : Investissements du groupe Cogema dont Eurodif en francs constants23

millions de francs courants Cogema dont Eurodif
1976 4 089 2 179
1977 3 372 3 064
1978 4 137 3 624
1979 3 758 3 065
1980 4 214 3 149
1981 4 139 2 632
1982 2 924 797
1983 3 740 202
1984 4 337 175
1985 5 759  
1986 6 514  
1987 7 319  
1988 7 868  
1989 6 515  
1990 5 782  
1991 5 331  
1992 6 119  
1993 7 378  
1994 6 197  
1995 4 082  
1996 3 371  
1997 3 335  
1998 3 444  
total 112 040  

Cogema indique que cet investissement a été cofinancé à hauteur de la moitié par ses clients étrangers.

Au total, l’on arrive donc pour la France, à un investissement total de 455 milliards de francs pour la R & D, les réacteurs et le cycle du combustible.

6. La question du suréquipement 

La question du suréquipement de la France en réacteurs nucléaires est une thèse fréquemment soutenue. Elle est notamment évoquée dans le rapport Energie 2010-2020 du Commissariat Général du Plan24.

Cette thèse suppose que l’électricité n’est pas une énergie comme une autre qui ne pourrait donc s’exporter ou s’importer. En réalité, l’électricité s’exporte et s’importe. Les chiffres des exportations d’EDF figurent dans la partie suivante du présent rapport. L’Union européenne s’oriente d’ailleurs vers la libéralisation des marchés de l’électricité qui comprend bien entendu une dimension essentielle d’échanges entre les pays.

En fait, la capacité d’exportation de la France est limitée par deux phénomènes.

Le premier est que les parcs électriques des autres pays de l’Union européenne sont pour certains surcapacitaires. Mais rien ne dit qu’ils le demeureront, à la suite des projets de réaménagements des capacités de production en Allemagne ou en Suède. Une marche forcée par ailleurs vers le respect du protocole de Kyoto pourrait tout aussi bien déclasser plus rapidement que prévu certaines centrales obsolètes.

Le deuxième obstacle aux exportations d’électricité est représenté par le nombre insuffisant de lignes à très haute tension reliant la France à l’étranger. Les capacités de ces lignes ne sont pas figées à jamais. Le progrès technique pourrait accroître les capacités de transport.

La position de la DGEMP, exposée à vos Rapporteurs, mérite à cet égard d’être présentée in extenso. A la question : « la DGEMP considère-t-elle que le parc électronucléaire est actuellement surdimensionné ? », la DGEMP répond de la manière suivante :

« Des prévisions optimistes sur l'évolution de la consommation d'électricité en France et une meilleure disponibilité du parc ont conduit au cours de la décennie précédente à l'engagement anticipé de tranches nucléaires.

« La surcapacité du parc nucléaire par rapport à la consommation intérieure française est de l'ordre de 5 à 6 GW, c'est-à-dire environ 4 tranches de 1400 MW.

« Néanmoins, le système électrique français n'est pas isolé: le continent européen est déjà le champ d'échanges importants d'énergie électrique au travers des réseaux interconnectés. Ainsi, EDF exporte chaque année environ 15 % de sa production d'électricité, et en importe également, avec un résultat excédentaire qui conforte la balance extérieure de la France.

« Le parc électrique français permet donc aujourd'hui de répondre à nos besoins, compte tenu notamment de l'évolution nucléaire de la consommation d'électricité dans notre pays.

« Le développement des autres producteurs (notamment dans le domaine de la cogénération et des énergies renouvelables) qui peut résulter de l'ouverture de la production prévue par la loi sur le développement et la modernisation du service public de l'électricité pourrait, à l'avenir modifier cet équilibre.

« L'évolution des besoins futurs en électricité en France et chez nos partenaires européens, mais également l'évolution de l'offre (marché, concurrence, modes de production alternatifs) et le prix des autres énergies peuvent en effet influer dans un sens ou dans l'autre sur cet équilibre.

« Afin de maîtriser ces évolutions, le projet de loi sur la modernisation et le service public de l'électricité en cours d'examen propose de mettre en place des outils nécessaires à la mise en œuvre de la politique énergétique dans le domaine de l'électricité. »

II. La contribution positive de l’electronucleaire a la competitivite globale de l’economie française

Le parc électronucléaire français a produit en 1997 l’équivalent de 88 millions de pétrole. Ce montant représente la production de pétrole d’un émirat du Moyen Orient.

Si le programme électronucléaire n’avait pas été décidé, le montant supplémentaire cumulé des importations de gaz, de pétrole et de charbon se serait élevé à 600 milliards de francs courants entre 1974 et 1997 et les émissions cumulées supplémentaires de CO2 auraient atteint 4,3 milliards de tonnes.

Le prix de l’électricité vendue en France aux consommateurs domestiques est dans la moyenne européenne. En revanche, l’électricité vendue aux industriels est la moins chère de l’Union européenne (après la Grèce).

Dans le monde, seuls les pays dotés de ressources hydroélectriques de grande ampleur comme le Canada ou la Suède ou d’importants gisements de combustibles fossiles comme l’Afrique du Sud ou la Norvège proposent des prix plus compétitifs à leur industrie.

La filière nucléaire française a non seulement permis d’éviter 600 milliards d’importations mais a dégagé un solde exportateur de 316 milliards de francs de 1976 à 1997, sous forme de ventes à l’étranger de réacteurs nucléaires, d’électricité, de combustibles et de services divers.

La construction hier et l’exploitation aujourd’hui des installations nucléaires françaises constituent un gisement d’emplois qualifiés de l’ordre de cent vingt mille postes de travail, en comptant les emplois directs et les emplois liés.

Le contenu en emploi du nucléaire, en considérant l’ensemble de la filière, est de 60 % supérieur à celui du gaz. Ainsi, un renouvellement continu du parc actuel par la construction d’une centrale par an génèrerait chaque année 1260 emplois avec le choix du nucléaire, contre 770 dans le cas du choix du gaz et 1155 avec l’option charbon.

Les simulations rétrospectives à l’aide d’un modèle néo-keynésien et d’un modèle d’équilibre général calculable mettent en évidence l’impact positif du nucléaire sur l’économie française

Un scénario intitulé « la France sans nucléaire » permet d’avoir une idée de ce qu’aurait été la situation économique de la France de 1970 à 2010 sans le choix nucléaire.

Le scénario d’un arrêt prématuré en 1985 du programme électronucléaire, qui a été étudié sur la période 1985-2015 par une équipe de l’IDEI de Toulouse avec un modèle d’équilibre général calculable, livre des enseignements comparables. Le scénario de référence correspond à la réalité de 1985 à 1995 et à un prolongement de la tendance de 1995 à 2015. En fin de période, l’écart de PIB est de - 0,8 %, l’écart de consommation de - 1,2 %. Les émissions de CO2 sont quant à elles supérieures de 45 % par rapport à la référence.

L’impact positif du nucléaire sur l’économie française dans son ensemble est donc mis en évidence à la fois par les études sectorielles et par les modèles macroéconomiques qui permettent une approche intégrée et cohérente.

A. L’électronucléaire en assurant 37,7 % de l’approvisionnement de l’énergie primaire a amélioré l’indépendance énergétique française

La part du nucléaire dans la production d’électricité a atteint en France 78,2% en 1997.

A titre de comparaison, la part du nucléaire, égale à 77 % en France en 1996, atteignait la même année 54,8 % en Belgique, 34 % en Allemagne et 30 % au Royaume Uni.

Figure : bilan 1997 de la production électrique en France25

Le nucléaire a permis de faire passer l’indépendance énergétique de 20,4 % en 1973 à 49,6 % en 1997 et de réduire la facture énergétique de 5,6 % du Pib en 1980 à 1,3 % en 1997.

Figure : Evolution du taux d’indépendance énergétique de la France et des principaux pays industrialisés 26,27

L’Italie qui a abandonné son projet nucléaire et le Japon qui n’a pas investi avec la même détermination que la France dans le nucléaire, n’ont pas réussi à améliorer leur taux d’indépendance.

Tableau : indépendance énergétique en % de la France et des principaux pays industrialisés

  France Allemagne Royaume Uni Italie Japon Etats-Unis CEE12 UE

1970

28,9 57,6 48,8 18,8 15,2 93,2 41,4 40,3

1971

25,8 56,8 52,1 17,8 13,3 90,1 41,8 40,7

1972

23,9 53,9 47,4 17,2 11,5 87,5 39,9 39,0

1973

20,4 50,9 49,3 16,5 9,1 83,9 38,8 37,9

1974

20,6 52,0 48,6 16,0 9,4 84,2 40,0 39,1

1975

22,5 54,1 56,9 16,6 9,7 84,9 43,6 42,6

1976

19,9 50,9 61,7 16,0 10,1 80,1 42,6 41,5

1977

22,3 50,4 73,6 15,7 9,6 79,0 45,7 44,6

1978

21,4 49,2 79,9 15,4 10,6 77,9 44,9 44,0

1979

21,7 48,7 87,7 14,4 11,1 81,2 46,3 45,2

1980

24,6 51,3 98,5 14,1 12,4 85,8 49,0 47,9

1981

31,6 55,0 106,7 15,2 13,2 88,0 53,0 52,0

1982

32,2 57,0 114,5 15,3 15,5 90,7 55,7 54,7

1983

36,2 56,1 120,7 16,1 16,4 86,9 57,8 56,8

1984

41,0 56,3 106,2 16,5 16,4 90,2 56,3 55,5

1985

43,0 57,8 116,7 16,5 18,5 88,2 59,4 58,4

1986

45,6 55,6 118,8 17,7 18,9 87,4 59,5 58,5

1987

46,0 54,8 115,3 16,6 19,3 85,6 58,2 57,3

1988

47,0 55,2 110,4 17,1 17,7 83,8 57,0 56,3

1989

48,4 55,6 99,1 16,3 17,3 82,4 55,2 54,7

1990

48,8 52,1 98,1 16,2 17,3 85,7 53,8 53,5

1991

49,0 47,8 98,2 16,2 17,8 84,6 52,9 52,5

1992

50,3 47,2 97,7 16,9 17,7 83,3 52,9 52,7

1993

52,1 44,4 100,9 17,9 19,1 79,1 53,6 53,2

1994

53,2 42,6 110,0 19,0 19,0 80,9 54,6 54,1

1995

52,6 42,2 114,9 17,7 19,9 79,7 54,4 54,1

· Le nucléaire a permis une baisse de la facture énergétique de la France

La facture énergétique française – combustibles minéraux solides, pétrole, produits raffinés, gaz naturel inclus – a connu une baisse de 35,6 % entre 1980 où elle atteignait 132,9 milliards de francs et 1997 où elle fut de 85,6 milliards de francs. Le poids correspondant de ces importations totales d’énergie sur le Pib marchand est dans le même temps passé de 5,63 % à 1,27 %.

Figure : Evolution de la facture énergétique de la France de 1980 à 199728

Trois facteurs majeurs sont intervenus dans cet allègement de la facture énergétique : l’intensité énergétique, l’évolution des produits pétroliers corrigée de l’évolution du cours du dollar et la production d’électricité nucléaire.

· La baisse de l’intensité énergétique de 20 % entre 1973 et 1997

En premier lieu, l’intensité énergétique29 a baissé de 20 % environ entre 1973 et 1997. Cette baisse est à imputer aux économies d’énergie dans l’industrie principalement. Elle illustre l’impact important des efforts qui peuvent être faits dans la direction d’une croissance plus économe en énergie.

A cet égard, il faut toutefois noter que les rendements des investissements sont décroissants au fur et à mesure que ceux-ci sont déployés.

Figure : Evolution de l’intensité énergétique de l’économie française 30

· La baisse du prix du pétrole modulée par l’évolution du dollar

La baisse des prix du pétrole, et corrélativement celle du prix du gaz, ainsi que l’évolution favorable des prix du charbon ont également allégé la facture énergétique.

Mais libellée en dollars, la facture énergétique est également sensible à l’évolution du cours du dollar. Le graphique suivant illustre le fait que, par rapport à 1980, l’évolution du dollar a modulé le montant des importations.

Figure : Evolution du cours du pétrole et du cours du dollar31

Les graphiques suivants présentent l’évolution des cours des énergies depuis 1970, évolution très défavorable dans un premier temps puis satisfaisante ensuite.

Figure : Evolution des cours du pétrole et du gaz exprimés en francs constants32

Figure : Evolution des cours du charbon et de l’uranium exprimés en francs constants33

Le troisième facteur fondamental dans la diminution de la facture énergétique est la mise en production du parc électronucléaire qui permet à la fois une réduction des importations de combustibles fossiles destinés à la production d’électricité et aux ressources énergétiques nettes de la France d’augmenter fortement (voir tableau ci-après).

· Le nucléaire, une contribution équivalente à 87,8 millions de tonnes de pétrole en 1997

Le charbon voit sa production réduite de 17,3 millions de tep en 1973 à 4,2 millions de tep en 1997.

La production française de gaz naturel est diminuée par trois entre 1973 et 1997. Les importations nettes de pétrole passent de 134,9 millions de tonnes en 1973 à 89,76 en 1997.

Pour autant les ressources nettes énergétiques augmentent entre les mêmes dates de 25,7 %.

Tableau : Evolution de l’approvisionnement de la France en énergie primaire34

millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep) 1973 1980 1994 1995 1996 1997
Charbon et combustibles minéraux solides
Production nationale 17,29 13,11 5,43 5,11 5,03 4,20
Importations - - Exportations 9,16 19,60 7,62 8,49 9,83 8,98
Ressources nettes 26,45 32,71 13,05 13,60 14,86 13,18
Gaz naturel
Production nationale 6,26 6,29 2,87 2,78 2,39 2,10
Importations - - Exportations 7,52 16,07 26,10 27,36 29,47 29,23
Ressources nettes 13,78 22,36 28,97 30,14 31,86 31,33
Pétrole
Production nationale 2,22 2,38 3,42 3,10 2,71 2,32
Importations - Exportations 134,92 113,56 76,54 78,02 83,72 87,44
Ressources nettes 137,14 115,94 79,96 81,12 86,43 89,76
Produits pétroliers raffinés
Production nationale - - - - - -
Importations - Exportations -6,53 -1,37 12,39 12,96 9,52 6,31
Ressources nettes -6,53 -1,37 12,39 12,96 9,52 6,31
Electricité
Production nationale d'électricité hydraulique (brute) 10,69 15,69 18,11 17,03 15,71 15,05
Production nationale d'électricité nucléaire (brute) 3,70 13,60 79,92 83,75 88,21 87,80
Importations - Exportations -0,66 0,69 -14,02 -15,51 -15,28 -14,50
Ressources nettes en électricité 13,73 29,98 84,01 85,27 88,64 88,35
Energies renouvelables
Production nationale 2,00 3,20 4,20 4,20 4,20 4,20
Total des Ressources énergétiques nettes35 185,45 197,77 222,63 227,48 236,50 233,10

En 1973, les premières centrales graphite-gaz fournissaient l’équivalent de 3,7 millions de tep. L’entrée en service des réacteurs à eau pressurisée fournit une contribution en énergie primaire équivalente à 13,6 millions de tep en 1980 et 87,8 millions de tep en 1997. L’expression de M. B. Barré, directeur des réacteurs nucléaires au CEA, « le nucléaire en France, c’est l’équivalent de la production d’un émirat du Moyen-Orient »36 illustre bien la réalité.

· Une économie de 600 milliards de francs en importations de pétrole

En faisant des hypothèses simples sur les importations de charbon et de pétrole que la France aurait du faire pour produire son électricité si le programme électronucléaire n’avait pas été décidé, il est possible de déterminer le montant total qu’il aurait fallu dépenser de 1974 à 1997. Ce montant s’élève à 600 milliards de francs.

En 1970, la production d’électricité était assurée par les centrales thermiques au charbon à hauteur de 45 % du total, par les centrales thermiques au gaz à hauteur de 8 % et au fioul à hauteur de 34 %. Le nucléaire ne représentait que 6 % et l’hydroélectricité 13 %.

Compte tenu des prix et des structures d’approvisionnement, il est vraisemblable de supposer que la France aurait choisi le charbon, au moins dans un premier temps (voir plus loin, l’analyse de l’étude « la France sans nucléaire »). Le scénario chiffré ci-après correspond à une situation où les capacités de production additionnelles nécessitées par l’augmentation de la production, sont fournies à 80 % par des centrales au charbon et à 20 % par le pétrole.

Sur la période considérée, soit 1973-1997, le prix du pétrole importé a subi l’influence de la variation des cours du baril en dollars et celle de la parité du franc. En moyenne, sur la période, le prix du baril de pétrole importé s’est situé à 32 dollars, correspondant à 1 119 F/tonne. Le prix du charbon s’est quant à lui situé à hauteur de 227 F/tonne, en moyenne.

En appliquant les hypothèses ci-dessus à la production d’électricité substituée et aux quantités de combustibles importées, le montant total des importations se situe à 606 milliards de francs. La France aurait dépensé 362 milliards de francs 1995 pour importer le charbon et 244 milliards de francs pour importer le fioul nécessaire à ses centrales électriques.

Tableau : Dépenses cumulées d’importation de combustibles fossiles en l’absence de programme électronucléaire

période 1973-1997 charbon pétrole total
production électrique substituée (TWh) 3 964 991 4 995
Energie substituée (Mtep) 872 218 1090
Quantités totales consommées (Mt) 1 308 218 -
Importations cumulées

(milliards de francs 1995)

362 244 606

Un choix identique à celui de l’Italie, avec un parc électrique fonctionnant entièrement au fioul, aurait conduit à des importations cumulées de 1200 milliards de francs.

· 4,3 milliards de tonnes de CO2 évitées sur la période 1973-1997

Les émissions de CO2 représentaient en France en 1997 375 millions de tonnes. Un parc de centrales thermiques classiques répondant à la répartition indiquée plus haut et remplaçant le parc électronucléaire français actuel émettrait une quantité de CO2 du même ordre de grandeur.

Le scénario de montée en puissance sur les bases précédentes d’un parc classique à la place du parc électronucléaire actuel peut être chiffré en termes de rejets de CO2 additionnels.

La quantité cumulée de CO2 émis par ce parc, pendant la période 1973-1997 s’élève à 4,3 milliards de tonnes.

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B. Une électricité bon marché pour l'industrie.

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1 Commission PEON : Commission consultative pour la production d’électricité d’origine nucléaire

2 Du fait de l’invasion, la France a été privée de la production des gisements du Nord-Pas-de-Calais pendant la totalité de la première guerre mondiale.

3 La politique énergétique de la France au Xxe siècle : une construction historique, Annales des Mines, août 1998.

4 Intensité énergétique : rapport de la consommation d’énergie exprimée dans une même unité de compte (généralement Mtep) sur le produit intérieur brut exprimé à prix constants.

5 La consommation d’électricité double en première approximation tous les 8 ans durant les « 30 glorieuses ».

6 A. Charmant, J-G Devezeaux, N. Ladoux et M. Vielle, la France sans nucléaire, Revue de l’énergie, n° 434, octobre 1991.

7 Informations communiquées aux Rapporteurs, 15 janvier 1999.

8 Informations communiquées aux Rapporteurs, 15 janvier 1999.

9 IEA Energy Technology R&D Statistics 19974-1995, OCDE, Paris, 1997.

10 AIE-IEA, op. cit.

11 DGEMP, Audition de M. Maillard, 21 janvier 1999.

12 1978-1984 : données CEA ; 1985-1989 : données DGEMP ; au-delà : données AIE

13 nc : non communiqué par la France à l’AIE-OCDE à la date de l’impression de l’ouvrage IEA Energy Technology R&D Statistics, op. cit.

14 Source : AIE-OCDE, op. cit.

15 Source : EDF-DPS Faits marquants 1995

16 A ce total, il faut ajouter les 1200 MWe de Superphénix.

17 Il s’agit de la tranche de Civaux 2.

18 CP0 : Contrat Programme 0

19 Sources : 1996 et 1997 : Rapport annuel d’activité de la DSIN, Secrétariat d’Etat à l’industrie, Paris, 1998 ; 1998 : Jean-Paul Croizé, Le Figaro, 16/12/98

20 Source : DGEMP, audition du 21 janvier 1999.

21 Source : Wano, cité par la DGEMP, audition du 21 janvier 1999.

22 Audition de M. JL Ricaud, directeur de la branche combustibles et recyclage, Cogema, 7 janvier 1999.

23 Source : Cogema, audition du 7 janvier 1999.

24 Rapport de l’Atelier Quelle politique pour la France ? Energie 2010-2020, Commissariat Général du Plan, septembre 1998.

25 Source : Digec, DGEMP, cité par Enerpresse n° 7212, 2/12/1998.

26 Source : CEA - DSE

27 taux d’indépendance énergétique en % : production nationale d’énergie primaire / consommation nationale d’énergie primaire

28 Source : R. Lavergne et L. Meuric, Observatoire de l’Energie, DGEMP, Secrétariat d’Etat à l’Industrie, Réalités industrielles, Annales des Mines, août 1998.

29 Intensité énergétique : , rapport de la consommation d’énergie primaire corrigée du climat sur le PIB marchand en volume

30 Source : Observatoire de l’Energie, DGEMP, Secrétariat d’Etat à l’Industrie.

31 Source : Observatoire de l’Energie, DGEMP, Secrétariat d’Etat à l’Industrie

32 Source : Observatoire de l’Energie, DGEMP, Secrétariat d’Etat à l’Industrie  et CEA, DSE.

33 Source : Observatoire de l’Energie, DGEMP, Secrétariat d’Etat à l’Industrie  et CEA, DSE.

34 Source : Observatoire de l’Energie, DGEMP, Secrétariat d’Etat à l’Inudustrie

35 Les variations nettes des stocks ne sont pas reportées dans ce tableau, ce qui entraîne un total des différentes sources primaires légèrement du total ici reporté.

36 B. Barré, Colloque de l’IRIS, 17 décembre 1997.



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