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© Dunod, Paris, 2013

ISBN 978-2-10-070512-2

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Introduction

L’énergie nucléaire est-elle devenue trop chère et trop dangereuse ? Ne suffit-il pas de lire les journaux pour s’en convaincre ? Les chantiers de construction de nouvelles centrales nucléaires en France et en Finlande ont connu des retards et des dépassements de budget considérables. Les États-Unis, submergés par le gaz de schiste, se détournent du nucléaire. Un pays reconnu pour son savoir-faire technologique, le Japon, n’a pas été capable d’éviter un accident majeur. Enfin, au Moyen-Orient, l’Iran, sous prétexte de développement énergétique, est vraisemblablement en train de se doter de la bombe atomique. L’affaire semble entendue : poussé par la croissance de la demande mondiale en énergie et la nécessité de réduire les émissions de CO2, le nucléaire devait au début du nouveau millénaire se développer un peu partout sur la planète, il est aujourd’hui sur une voie de garage. Mais ce diagnostic est-il sûr ? Si tel est le cas, il faut organiser le repli : étaler la fermeture des réacteurs pour éviter un trop brusque manque d’électricité ; développer le démantèlement, et le stockage des déchets ; aider la filière industrielle du nucléaire à faire face à la crise et ses effets négatifs sur l’emploi ; réduire les budgets de R&D consacrés aux technologies nucléaires de demain et les réallouer aux énergies renouvelables. Si tel n’est pas le cas, les décisions économiques et politiques doivent être différentes. Mieux vaut donc se donner la peine de regarder les choses de près. Examiner en détail les coûts, les dangers, les risques, les mesures de sûreté, les règles de la gouvernance internationale de l’atome, etc. En bref, étudier et comprendre l’économie de l’énergie nucléaire à l’échelle de la planète. Tel est le parti de cet ouvrage.

Il est le résultat d’un double pari.

Le premier est qu’une analyse ne prenant pas fait et cause pour ou contre l’énergie nucléaire peut intéresser les lecteurs.

J’espère montrer que l’absence de position normative sur la question du maintien ou de la sortie du nucléaire ne conduit pas nécessairement à délivrer de l’eau tiède. La démarche économique ici adoptée est positive : il s’agit de comprendre les situations, d’expliquer les phénomènes, et de prévoir certaines évolutions futures. En un mot, de s’intéresser aux conséquences : conséquences politiques pour un pays d’entrer ou de sortir du nucléaire, conséquences de l’introduction d’une taxe carbone sur la compétitivité du nucléaire, conséquences des accidents observés et des biais de perception des risques par les citoyens, conséquences de la libéralisation des marchés électriques sur l’investissement nucléaire, conséquences du nationalisme industriel dans l’exportation de réacteurs, etc. L’économie nous sert ici à analyser les effets, non à dicter aux décideurs publics et privés les choix à effectuer, encore moins à enseigner aux citoyens la seule bonne façon de penser et d’agir.

Second pari : reconnaître les puissantes incertitudes qui marquent le coût, le risque, la régulation et la politique de l’énergie nucléaire est la meilleure façon d’éclairer les choix individuels et collectifs. L’ouvrage aurait pu porter comme sous-titre Les lumières de l’incertitude. Croire ou faire croire qu’il existe un vrai coût du nucléaire, élevé ou bas ; que le risque d’un nouvel accident majeur dans le monde d’ici vingt ans est certain ou, à l’opposé, qu’une catastrophe est impossible en Europe ; que la régulation de la sûreté est parfaite en France ou, inversement, inféodée au lobby nucléaire ; que la filière nucléaire nationale est sans aucun doute un atout pour la balance commerciale future de la France, ou va au contraire droit dans le mur, etc., autant d’énoncés catégoriques qui servent d’abord à habiller des décisions ou des prises de position déjà arrêtées. Les nombreuses questions sur l’énergie nucléaire doivent être tranchées en incertitude, ce qui exige de la cerner. L’ouvrage montre comment les débats sur le nucléaire peuvent être éclairés par la théorie de la décision − dite justement en incertitude −, par l’analyse probabiliste qui permet de réviser les croyances, ou encore par la théorie de l’électeur médian et du marché politique qui expliquent certaines décisions publiques.

L’ouvrage est divisé en quatre parties, consacrées successivement au coût, au risque, à la régulation et à la politique. Chaque partie approfondit son sujet avec un grand niveau de détails sur les faits, les explications théoriques et les références aux travaux académiques. Ce choix est guidé par la conviction qu’un certain niveau d’immersion du lecteur dans un sujet lui apporte, en proportion, beaucoup plus d’aperçus pénétrants qu’un résumé synthétique de thèses et d’arguments.

Les coûts du nucléaire : repères et incertitudes

Il n’est pas surprenant que l’ouvrage d’un économiste débute par une partie entièrement consacrée à la compétitivité de l’énergie nucléaire : son coût est-il plus faible, ou plus élevé, que celui de l’électricité produite à partir du charbon, du gaz ou du vent ? La construction d’une centrale nucléaire est-elle rentable pour un producteur d’électricité ? À l’échelle d’un pays, l’investissement dans la technologie nucléaire profite-t-il à l’intérêt général ? L’énergie nucléaire a été marquée par une escalade des coûts. À quelles conditions pourra-t-elle demain y échapper et la compétitivité relative du nucléaire éviter ainsi de s’éroder ? Les considérations financières et économiques offrent aujourd’hui des arguments de poids aux militants anti-nucléaire.

Le risque d’accident nucléaire majeur : calcul et perception des probabilités

L’élévation du niveau de sûreté est l’une des causes du renchérissement de l’énergie nucléaire. Les risques d’accident ainsi que les efforts pour les limiter sont étudiés dans la deuxième partie. D’un côté, même si le risque nucléaire reste difficile à mesurer précisément, il peut être analysé avec détachement, en employant toute une batterie d’instruments et de méthodes. En tendance, il décroît. D’un autre côté, le risque perçu par le public, à la suite des grandes catastrophes comme Tchernobyl et Fukushima Daiichi, augmente. L’attitude du public face au danger nucléaire est-elle irrationnelle ? La décision publique doit-elle se fonder sur l’évaluation du risque par les experts ou par les citoyens ? L’écart entre risque calculé et risque perçu peut-il être réduit ? Cette partie détaille les biais de perception des probabilités mis en évidence par la psychologie expérimentale, discipline qui influence fortement aujourd’hui l’analyse économique. Elle montre comment l’analyse probabiliste permet de conjuguer l’a priori sur le danger et l’apport d’une connaissance objective.

La régulation de la sûreté : analyse des cas américain, français et japonais

Il y aura d’autant moins d’accidents que la régulation de la sûreté nucléaire sera bien conduite. Comment cette technologie peut-elle inspirer la confiance des citoyens si les normes de sûreté des réacteurs sont mal conçues par les autorités, ou inappliquées par les exploitants ? Mais comment parvenir à une régulation efficace ? L’affaire n’est pas simple, car la régulation de la sûreté est cernée d’imperfections et entourée d’incertitudes. La troisième partie de l’ouvrage analyse de près plusieurs cas de figure : la régulation japonaise, en tant qu’exemple à ne pas suivre, ainsi que l’a révélé l’accident de Fukushima Daiichi ; les régulations américaine et française, très différentes mais toutes deux exemplaires, car fondées sur la transparence, l’indépendance et la compétence de leurs autorités de sûreté nucléaires. Si ces critères étaient partout appliqués dans le monde, le risque d’accident serait significativement réduit.

Politiques nationales, gouvernance internationale

La dernière et quatrième partie de l’ouvrage porte sur la politique, pouvoir de décision dans l’incertain. Elle joue un rôle considérable dans l’énergie nucléaire. En témoigne la diversité des choix nationaux. Certains pays sont entrés dans le nucléaire pour des raisons à la fois militaires et économiques, quand d’autres, le plus grand nombre en fait, ont uniquement développé les applications civiles de l’atome. Aujourd’hui, des pays veulent sortir du nucléaire, tandis que d’autres veulent y entrer. Pourquoi ? À ces politiques nationales s’ajoutent des mécanismes de gouvernance internationale qui tentent de contenir les risques de prolifération et d’améliorer la sûreté des réacteurs et de leur exploitation. La sécurité et la sûreté présentent en effet une dimension planétaire. Ces tentatives de gouvernance supranationale doivent composer avec la souveraineté des États. Les intérêts économiques et commerciaux des pays exportateurs de technologie nucléaire entrent également en jeu. L’étude du marché international des réacteurs montre à quel point il est encore fortement déterminé par des considérations politiques et stratégiques.

L’approche adoptée dans cet ouvrage est non partisane : ni nucléariste, ni écologiste. Elle ne se prétend pas pour autant objective. Comme dans tout essai, les questions retenues, les angles choisis, les faits sélectionnés témoignent de la personnalité de l’auteur et de sa situation. J’enseigne à l’École des mines de Paris, dont de nombreux bâtisseurs de la filière nucléaire française sont issus. Nombreux sont mes anciens élèves qui y travaillent aujourd’hui. Par ailleurs, des recherches de mon laboratoire sont financées par EDF, et ma société de conseil compte cette entreprise parmi ses clients ainsi que d’autres électriciens européens. Ces états de service pourront conduire certains lecteurs à douter de l’indépendance des points de vue exprimés dans cet ouvrage, voire à soupçonner son auteur d’être « vendu » au lobby nucléaire. D’autres, connaissant la liberté intellectuelle qui prévaut à l’École des mines et l’esprit ouvert des ingénieurs de l’énergie, écarteront vite ce soupçon. D’autres encore se diront qu’après tout, les liens de l’auteur avec les « nucléocrates » sont le garant de la solidité des informations avancées.

Partie 1

Les coûts du nucléaire : repères et incertitudes

Le débat est passablement confus. La production d’électricité nucléaire est présentée au public comme étant tantôt bon marché, tantôt trop chère. Cette discordance fait douter le consommateur et le citoyen des chiffres qu’il croit manipulés. Chaque partie défendrait son intérêt et le vrai coût du nucléaire resterait caché.

Il est vrai que les entreprises et les associations militantes adoptent des positions variables selon ce qui les arrange. Mais il est également vrai que l’idée d’un coût unique et véritable est un leurre. En effet, ainsi que nous le verrons dans ce chapitre, LE coût du nucléaire n’existe pas : il faut évoquer LES coûts du nucléaire et distinguer le coût privé du coût social. Le coût privé est celui sur lequel un opérateur s’interroge quand il réfléchit à l’opportunité de construire une centrale nucléaire. Il varie en fonction des investisseurs, notamment de leur attitude face au risque. Le coût social en revanche pèse sur la société, celle-ci pouvant tenir compte, par exemple, des dangers de la prolifération ou des émissions de carbone ainsi évitées. Le coût de construction d’une nouvelle centrale nucléaire diffère également selon les pays. Chercher à savoir si le nucléaire est rentable ou non, bénéfique à la société ou non, ne relève donc pas de la quête du « vrai » coût, mais requiert, outre la collecte de données, d’élaborer des méthodes et de formuler des hypothèses. C’est moins simple que de bombarder le public de chiffres contradictoires, mais plus sûr pour éclairer les choix économiques des entreprises et de la puissance publique.

Sans évaluation des coûts, il n’est pas possible d’établir le prix de revient et donc de comparer la production d’électricité nucléaire avec celle issue de technologies rivales. Vaut-il mieux construire une centrale à gaz, un réacteur nucléaire ou un parc éolien ? Quelle est la technologie qui conduit au coût du kWh le plus bas ? À quelles conditions financières, de l’environnement réglementaire, ou du prix du carbone, la production nucléaire peut-elle être rentable pour l’investisseur privé ? Du point de vue de l’intérêt général, la prise en compte du coût du démantèlement et du stockage des déchets modifie-t-elle la compétitivité du nucléaire ?

Cette partie répond à ces questions en trois chapitres. Dans le premier chapitre, les différents postes de coûts du nucléaire sont observés de près. Leur sensibilité à différents facteurs (taux d’actualisation, prix du combustible, par exemple) est étudiée pour comprendre les fortes variations qui les affectent. La dynamique des coûts est retracée dans le deuxième chapitre. Historiquement, la technologie nucléaire se caractérise par des coûts croissants. Or, le plus probable est que cette tendance, liée en particulier aux préoccupations de sûreté, se poursuive. La médiocre compétitivité-coût du nucléaire, analysée dans le troisième chapitre, offre aujourd’hui un argument de poids aux opposants à cette technologie.

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L’addition des coûts

En France, le coût de revient du MWh produit par les centrales nucléaires existantes est-il de 32 € ou de 49 € ? L’investissement dans un réacteur de nouvelle génération de type EPR est-il proche de 2000 €/kW ou plutôt du double ?

La controverse sur le coût de revient supporté par EDF a surgi à l’occasion d’une nouvelle loi sur l’électricité adoptée en 2010¹, qui oblige l’opérateur historique à céder une partie de la production du parc nucléaire à ses concurrents situés en aval. Selon cette loi, le prix de cession est fixé par la puissance publique et doit refléter les coûts de production du parc nucléaire actuel. GDF Suez, principal concurrent d’EDF, les estime à environ 32 € le MWh, tandis que l’exploitant du parc nucléaire les évalue à presque vingt € de plus. Comment un tel écart peut-il s’expliquer ? S’agit-il uniquement de chiffres jetés en l’air par un vendeur et un acheteur, soucieux chacun d’influencer le gouvernement pour obtenir le prix le plus favorable ? Ou bien une des deux valeurs est-elle la bonne, l’un ayant raison et l’autre tort ?

Pour les investissements dans de nouvelles centrales nucléaires, les chiffres sont également très discordants. Prenons l’exemple de l’EPR, le réacteur de troisième génération d’Areva. Il a été vendu en Finlande sur la base d’un coût de construction de 3 milliards d’euros, soit environ 2 000 € par kW de capacité installée. Ce coût devrait finalement doubler. À Taishan, en Chine, où deux EPR sont en cours de construction, la facture devrait avoisiner 4 milliards d’euros, soit un ordre de grandeur de 2 400 € par kW installé. Comment un simple changement géographique ou temporel peut-il faire varier dans de telles proportions le coût de construction d’un même équipement ?

La notion de coût

La disparité dans le chiffrage dérange car l’idée selon laquelle le coût est une valeur unique, objective en quelque sorte, est bien ancrée dans les esprits. Donnez un bien à évaluer à un économiste, et il vous délivrera, en bon géomètre, sa valeur. Cela ne marche pas comme cela, hélas. Contrairement aux grandeurs physiques, le coût n’est pas une donnée objective. Ce n’est pas une distance qui s’évaluerait avec une certaine marge d’erreur imputable au manque de précision des télémètres, même pour le plus perfectionné d’entre eux ; il n’est pas non plus comparable à la masse d’un corps invariante et intrinsèque. Le coût ressemble plutôt au poids. Prenez n’importe quel objet : sous l’effet de la force gravitationnelle, il pèsera moins en altitude qu’au bord de la mer, et plus au pôle qu’à l’Équateur. Pareillement, le coût dépend de l’endroit où l’on se place. Il diffère selon que l’on adopte la position d’un investisseur privé ou celle de la puissance publique, il diffère si l’opérateur est localement soumis à la concurrence ou s’il est placé en monopole, il diffère en fonction de la richesse en hydrocarbures du territoire national, etc. Changez de référentiel et votre coût varie.

Dans le monde économique, l’opportunité joue le rôle de la gravité pour la physique. Face à deux choix qui s’excluent, l’agent économique perd l’occasion de réaliser l’un s’il choisit l’autre. Si je vais au cinéma ce soir, je rate un concert ou un dîner entre amis. Le coût de ce renoncement est appelé coût d’opportunité. Les agents économiques étant le plus souvent placés devant des choix non binaires, le coût d’opportunité désigne plus précisément la valeur de la meilleure autre option non réalisée, ou seconde meilleure option. Comme les préférences sont hétérogènes (Pierre préfère un film à une soirée entre amis, Jean l’inverse), le coût d’opportunité dépend de l’agent économique considéré. Il est donc éminemment variable. À la limite, il y a autant de coûts que de consommateurs ou de producteurs. Pour la question qui nous intéresse, le coût de construction d’un parc nucléaire pour la Russie, exportatrice de gaz, sera différent de celui qu’aura à supporter un autre État. L’équipement en centrales électronucléaires plutôt qu’en turbines à gaz à cycle combiné permet en effet de destiner le gaz produit localement à un débouché plus rémunérateur. La notion économique de coût d’opportunité nous éloigne définitivement de l’idée d’un coût qui serait une grandeur objective et invariante.

Le coût se rapporte alors non à un bien ou à un service, mais à une décision ou à une action. Le coût d’opportunité n’est pas le coût de quelque chose, mais le coût de faire (ou de ne pas faire) quelque chose. Cela vaut bien entendu pour le coût de production. Il est défini par l’économiste à partir d’une équation, la fonction de production. Cette dernière relie, pour une technologie donnée, la quantité produite − un kWh par exemple − au minimum de facteurs de production nécessaires pour y parvenir : travail, capital, ressources naturelles. La fonction de production permet de définir le coût d’une unité supplémentaire du bien, ou coût marginal, l’opportunité de cette production additionnelle se mesurant par rapport à la décision de ne pas la produire. La fonction de production permet aussi de définir le coût fixe de production par rapport, cette fois, à l’option alternative de ne rien produire du tout. Son coût n’est pas nul car, avant de produire la première unité, il a fallu investir dans des bâtiments et des machines. Alors même qu’on n’utilise pas l’infrastructure, il faut en payer les traites.

Pour évaluer officiellement le coût d’un bien ou d’un service, mieux vaut s’adresser au comptable et à ses méthodes. Il calculera les charges directes, c’est-à-dire les coûts immédiatement imputables au produit (par exemple, les achats d’acier pour la fabrication d’une voiture) et indirectes (par exemple, les dépenses de R&D, les frais généraux), en fonction de diverses clés de répartition. Il distinguera les charges d’exploitation et de maintenance, les dépenses en capital à partir des fonds propres et l’emprunt ayant permis les investissements. Pour l’année 2010, la Cour des comptes² évalue ainsi le coût comptable, hors démantèlement, de la production nucléaire d’EDF à 32,30 €/MWh. Ce chiffre correspond à des dépenses annuelles d’exploitation et de maintenance de près de 12 milliards pour une production de 408 TWh et un coût annuel du capital de 1,3 milliard, ce dernier se réduisant ici à l’amortissement comptable. Bien entendu, le coût de production auquel parvient le comptable dépend de la méthode qu’il retient. En utilisant la méthode du coût comptable complet de production, la Cour des comptes aboutit à un montant de 39,80 €/MWh. Ce chiffre est plus élevé que le précédent, car la première méthode citée n’inclut que l’amortissement en coût de capital et elle ne tient pas compte du fait que le parc serait plus cher, en euros constants, à construire aujourd’hui qu’il ne le fut hier. Dans la méthode du coût comptable complet de production, le capital non amorti est cette fois rémunéré, et l’investissement initial est remboursé en monnaie constante.

Observons que ni l’approche comptable, ni l’approche économique, ne permettent d’avancer un coût unique. Pour le kWh nucléaire, comme pour n’importe quel bien ou action, l’idée d’un vrai coût ou d’un coût intrinsèque que la comptabilité ou l’économie permettrait d’approcher à travers leurs méthodes est une chimère. En revanche, comme nous le verrons, leurs méthodes permettent de bien comprendre les variations de coûts, d’identifier les facteurs déterminant les coûts, de comparer les coûts selon les technologies, ou encore d’observer l’efficacité des opérateurs. Informations utiles et nécessaires pour décider d’investir ou non dans tel ou tel moyen de production d’électricité.

Coût social, coût externe et coût privé

Ainsi, le coût n’est pas invariant. Parfois, il n’est même pas chiffrable. Cette seconde complication concerne les effets externes de la production électronucléaire, qu’ils soient négatifs − comme la production fatale de déchets radioactifs et les dommages en cas d’accident − ou positifs − à l’instar de la production évitée d’émissions de dioxyde de carbone et de la moindre dépendance énergétique. Ces effets externes (ou externalités dans le jargon économique) sont à l’origine d’un écart entre le coût privé − celui subi par le producteur ou le consommateur − et le coût social − celui que supporte la société dans son ensemble.

La théorie économique prescrit de combler cette différence. En effet, à cause de cette dernière, les décisions des ménages et des entreprises ne sont alors plus optimales pour l’intérêt général ; elles ne maximisent plus la richesse pour l’ensemble de la société. Par exemple, si la production d’électricité à partir de charbon est moins chère de 10 € par MWh que la production d’électricité à partir du gaz, mais que le dommage dû à ses émissions de carbone est de 11 € plus élevé, il vaut mieux substituer le gaz au charbon. À défaut, la société perd 1 euro pour chaque MWh produit. Mais, en l’absence d’une taxe ou d’un autre instrument faisant payer les émissions de carbone, l’investisseur privé optera pour la construction de centrales à charbon. D’où le précepte économique d’internaliser les effets externes.

Comment évaluer les externalités pour parvenir à déterminer le coût social du nucléaire ? Quel est le coût du démantèlement des réacteurs et des déchets à vie longue ? Quel prix fixer pour l’émission d’une tonne de carbone dans l’atmosphère ? Comment appréhender le coût d’un accident nucléaire majeur ? Comment calculer les effets externes de la production électronucléaire sur la sécurité en matière d’indépendance énergétique ou de risque de prolifération des armes nucléaires ?

Nous verrons que la réponse à ces questions soulève moins de problèmes théoriques ou conceptuels que de difficultés pratiques dues au manque de données et d’informations. Partant, les effets externes positifs et négatifs de l’énergie nucléaire ne sont que partiellement internalisés. Il en est d’ailleurs de même pour les autres énergies.

Les effets externes en matière d’indépendance et de sécurité

Débutons par la question la plus difficile : le chiffrage des effets sur l’indépendance nationale. C’est un point tellement compliqué qu’il n’a même pas encore été tenté. Les analyses restent qualitatives. On entend souvent que la production électronucléaire contribue à l’indépendance énergétique du pays qui la développe. Elle apporterait une plus grande sécurité énergétique. Ces allégations justifient de nombreuses initiatives politiques (voir chapitre 10) mais les termes du débat sont confus. Traditionnellement, la dépendance énergétique se réfère à l’approvisionnement en produits pétroliers. Ceux-ci grèvent la balance commerciale des pays importateurs et les soumettent à des chocs de prix et à des risques de pénurie en cas de conflits internationaux. La production électronucléaire ne se substitue cependant que de façon marginale au pétrole et à ses dérivés. Dans le monde, 5 % seulement de l’électricité sont produits à partir de dérivés du pétrole.

La contribution du nucléaire à l’indépendance et à la sécurité énergétique doit plutôt être recherchée du côté du gaz. En la matière, l’Europe est, par exemple, dépendante d’un petit nombre de pays exportateurs. Elle importe les deux tiers de ses besoins en gaz, et la Russie est son principal fournisseur. Tout le monde garde en mémoire l’interruption du transit du gaz russe en Ukraine au cours de l’hiver 2008-2009. Par contrecoup, les livraisons en Europe avaient été quasiment bloquées pendant près de trois semaines. Des millions de Polonais, Hongrois et Bulgares se sont retrouvés sans chauffage, et des centaines d’usines à l’arrêt. Il ne fait pas de doute que la volonté de la Pologne de se lancer à terme dans la production électronucléaire est motivée en partie par le souci de diminuer sa dépendance à l’égard de la Russie. En revanche, nous n’avons connaissance d’aucun calcul chiffrant ce bénéfice espéré : un calcul aboutissant, par exemple, à accepter un coût de l’énergie nucléaire supérieur de 5 ou 10 € par MWh à celui de la production électrique à partir de gaz importé. L’indépendance et la sécurité énergétiques sont des notions trop mal définies pour être mesurées. Il est tout au plus possible d’estimer le coût du manque à gagner pour l’économie polonaise par jour de rupture d’approvisionnement. Mais, pour calculer le gain de l’indépendance accrue, il faudrait ensuite multiplier ce coût par la probabilité d’interruption de l’acheminement. Or, en quarante et un ans, la Russie n’a failli à ses engagements qu’à deux reprises, l’une avec une coupure de deux jours, l’autre de vingt jours. Difficile, à partir d’un nombre d’événements si faible, d’extrapoler une probabilité pour l’avenir.

Pour être complet en matière de sécurité, il faudrait également tenir compte du risque de prolifération des armes nucléaires (voir chapitre 13), ainsi que du risque d’attaque militaire ou terroriste. L’externalité est cette fois négative et pourrait contrebalancer l’avantage du nucléaire sur le plan de l’indépendance énergétique. Une centrale nucléaire constitue un site vulnérable à des attaques ennemies. Par exemple, pendant la guerre entre l'Iran et l’Irak, la centrale nucléaire en construction de Bushehr en l’Iran a été bombardée à plusieurs reprises par les forces irakiennes Toutes choses égales par ailleurs, plus le nombre de centrales nucléaires dans un pays est élevé, plus le nombre de cibles offertes à ses ennemis est grand.

Le développement des applications civiles de l’atome peut également entraîner un risque supplémentaire de prolifération des armes nucléaires. Les armes nucléaires peuvent être fabriquées à partir d’uranium hautement enrichi ou de plutonium. Le premier peut être obtenu grâce à l’utilisation et l’amplification des capacités d’enrichissement pour la fabrication du combustible des réacteurs nucléaires. Le combustible doit contenir de l’ordre de 5 % d’uranium 235, tandis que la teneur en isotope fissile nécessaire à la fabrication d’une bombe est de plus de 80 %. Le plutonium est quant à lui produit lors du retraitement du combustible usé.

À ce jour, aucun pays n’a utilisé de matière fissile de réacteurs commerciaux pour produire des armes (voir chapitre 13). Des réacteurs utilisés dans le cadre de recherches à des fins civiles − au moins affichées comme telles − ont cependant été utilisés pour produire du plutonium utilisable dans l’armement. L’Inde et la Corée du Nord en fournissent deux illustrations. De son côté, le programme nucléaire iranien nourrit le soupçon d’un détournement de l’atome civil vers des fins militaires. Pour de nombreux observateurs, le développement de l’énergie nucléaire commerciale y sert de couverture à la production de matière fissile pour la fabrication d’armes.

L’une des solutions pour réduire le risque de prolifération consiste à garantir aux pays s’engageant dans l’énergie nucléaire l’approvisionnement en combustible de leurs centrales. Ils n’ont plus besoin de disposer de capacité d’enrichissement sur leur territoire. La diffusion des technologies d’enrichissement pouvant être détournées de leurs fins civiles est alors restreinte. Les Émirats Arabes Unis se sont par exemple engagés à ne pas fabriquer leur propre combustible ; ils devront donc l’importer. Autre exemple, la Turquie : la Russie a garanti l’approvisionnement des centrales qu’elle doit y construire. De tels accords vont cependant à l’encontre de l’objectif de réduction de la dépendance énergétique souvent associé au choix nucléaire. Le nombre de fournisseurs de combustible est en effet réduit. Certains pays pourraient à terme souhaiter disposer de leurs propres unités d’enrichissement, au moins lorsque la taille de leur parc nucléaire deviendra suffisante.

Les effets externes de l’énergie nucléaire sur la sécurité nationale et internationale ne sont pas plus chiffrés que ceux de l’indépendance énergétique. Le chiffrage achoppe sur le périmètre à la fois trop étendu et trop malléable de ces concepts. Laissons aux diplomates et aux stratèges militaires le soin de persuader − par des arguments qualitatifs − leurs gouvernements de revoir à la baisse ou à la hausse le coût de l’engagement de leur pays dans le nucléaire.

Le prix du carbone

Comment évaluer la contribution de l’énergie nucléaire à la lutte contre le réchauffement climatique de la planète ? Ainsi formulée, la question reste trop générale pour permettre à l’économiste d’apporter une réponse chiffrée. Elle comporte trop d’incertitudes sur le but recherché et sur les conséquences en cas d’inaction. Comment définir le réchauffement ? Quelle part est due à l’homme ? Quels gaz à effet de serre prendre en compte ? On retombe sur le problème précédent. En revanche, des valeurs peuvent être avancées en ce qui concerne le bénéfice de l’énergie nucléaire lié à la réduction des émissions de dioxyde de carbone dans l’atmosphère. Pour le calculer, il faut disposer d’un prix pour la tonne de carbone émise, que l’on rapporte ensuite aux émissions évitées par MWh produit. A priori rien de plus facile : côté théorie, la détermination du prix optimal d’un polluant est expliquée dans tous les manuels d’économie de l’environnement ; côté pratique, les échanges de droits à émettre du CO2 fournissent des observations de prix du carbone. En réalité, le problème reste difficile : les données manquent pour appliquer la théorie et, dans les faits, les marchés de carbone envoient de mauvais signaux de prix.

La détermination théorique du prix optimal d’une émission polluante est simple dans son principe. Le prix optimal se situe en effet à l’intersection de la courbe du coût marginal de dépollution et du bénéfice marginal du dommage évité. L’idée générale est que le niveau de pollution qui est économiquement satisfaisant pour la société est celui au-delà duquel il revient plus cher de réaliser un effort supplémentaire de dépollution que ce qu’il rapporterait en termes de dommage additionnel évité. Et inversement, en deçà de ce niveau, la situation n’est pas dans le sens de l’intérêt général, car le coût d’un effort supplémentaire de réduction de la pollution est inférieur au bénéfice qu’il rapporterait ; l’effort mérite donc d’être réalisé. On retrouve le principe de base de l’économie selon lequel toutes les actions dont le coût social est inférieur au bénéfice social doivent être mises en œuvre. Comme pour tout équilibre, ce prix optimal correspond à la quantité de pollution optimale. L’économie normative ne prescrit pas la pollution zéro. La quantité économiquement optimale de déchets ou rejets n’est nulle que dans les rares cas où l’effort à réaliser pour éliminer le dernier gramme de pollution est toujours moins coûteux que le préjudice subi.

Passer à l’application de cette théorie est une autre paire de manches. Les données permettant de tracer les courbes d’effort de réduction des émissions de CO2 et de dommage n’existent pas. Il existe bien sûr aujourd’hui des estimations du coût de différentes actions telles que l’isolation des logements ou le recyclage des déchets qui permettent de limiter les rejets de carbone dans l’atmosphère. Mais l’économiste a besoin des coûts futurs, pas seulement de ceux d’aujourd’hui. Or ils ne sont pas connus, car les innovations technologiques, par exemple en matière de capture et de stockage du carbone, n’ont pas livré leurs résultats. De plus, il faudrait aussi connaître le coût des mesures d’adaptation au réchauffement climatique. Il peut être plus économique, au moins pour une partie de l’élévation de température, de s’adapter à la situation que de la combattre. Mais ce sont les générations futures qui devront s’adapter. Comment savoir ce qu’il va leur en coûter ? Il n’est pas possible de les interroger. De même pour les dommages, ce sont nos descendants qui les subiront. Comment les calculer sans les connaître précisément et sans pouvoir questionner ceux qui pourraient en souffrir ? Par exemple, le coût des migrations pour échapper à des conditions géographiques nouvelles dépend des individus qui seront concernés, en particulier de la valeur qu’ils accorderont à la perte de leur territoire. Le dernier obstacle, et non le moindre, pour l’évaluation des dommages réside dans l’absence de conversion robuste entre la quantité de CO2 atmosphérique et l’élévation de température. Ce n’est pas la quantité de carbone qui crée le préjudice économique, mais l’évolution du climat qu’elle peut entraîner. L’économiste est ici tributaire des connaissances scientifiques des climatologues. Or, l’analyse des conséquences précises de l’élévation du stock de gaz à effet de serre dans l’atmosphère sur les modifications climatiques restent fragiles.

Voyons s’il est plus aisé de trouver un prix du carbone du côté des marchés.

A priori oui. Il existe en Europe depuis 2005 un marché de permis d’émissions négociables. Sur ce marché, le prix de la tonne de CO2 a oscillé autour de 15 € en 2009 et 2010 (soit encore 55 € la tonne de carbone, puisqu’une tonne de CO2 contient 272 kilogrammes de cet atome). Sachant que la production d’un MWh produit à partir de charbon émet environ 1 tonne de CO2, l’opérateur d’une centrale à charbon a dû payer en moyenne au cours de cette période environ 15 €/MWh pour ses émissions. En d’autres termes, et toutes choses égales par ailleurs, si au cours de cette période, 1 MWh issu d’une centrale thermique au charbon avait été remplacé par 1 MWh d’origine nucléaire, 15 € auraient été économisés. En se projetant dans l’avenir, et en anticipant un doublement du prix de marché, le remplacement de la production d’électricité à partir de charbon rapporterait 30 €/MWh.

Jusque-là, tout va bien. Le prix de marché nous permet d’obtenir, comme on le souhaite, un coût d’opportunité, qu’il soit passé ou futur. De plus, le coût privé et le coût social semblent réconciliés : l’opérateur privé est contraint de réaliser son choix d’investissement, charbon ou nucléaire, en tenant compte du prix des émissions de carbone. Grâce au marché, l’effet externe est internalisé.

En réalité, rien n’est réglé … pour deux raisons. D’une part, le marché du carbone en Europe n’est pas un marché entre pollueurs et pollués, mais un marché entre entreprises émettrices. Il révèle les performances en dépollution de chacune, mais rien sur les dommages subis. D’autre part, le marché européen a été mal calibré. Les prix qu’il révèle sont insuffisants pour espérer atteindre les objectifs de réduction de CO2 que l’Europe s’est fixés. Examinons tour à tour ces deux raisons.

La théorie économique explique que les externalités proviennent de l’absence de marché et donc qu’en créer un est une solution. Pas de marché, pas de prix ; pas de prix, pas de coût d’achat ; pas de coût d’achat, pas de dépenses comptables. Lorsqu’un producteur rejette des émissions nocives dans l’atmosphère, il utilise cette dernière comme une vaste décharge dont il ne paie pas l’accès. Certains pollueurs ne seraient pourtant pas opposés à un péage, en particulier pour des raisons d’image auprès des consommateurs. De même, certains habitants pourraient être prêts à payer les pollueurs pour qu’ils limitent leurs rejets afin de voir leur résidence prendre de la valeur. Mais comme aucun marché ne met en relation les pollueurs et les pollués, la pollution est gratuite ; elle n’entre alors dans aucune comptabilité et reste un coût externe.

Justement, le marché européen des permis d’émissions négociables n’est pas un lieu d’échange entre pollueurs et pollués. Il met en relation des entreprises auxquelles des quotas individuels d’émission de CO2 ont été distribués, mais pour une quantité totale plafonnée à un volume inférieur aux émissions de l’ensemble de l’industrie. Par exemple, 100 000 permis unitaires d’une tonne de CO2 sont alloués, alors que les émissions des entreprises émettrices s’élèvent à 120 000 tonnes. Dans ce cas fictif, il leur faudra donc réduire leurs émissions de 20 000 tonnes. Certaines entreprises ont des coûts faibles pour réduire leurs émissions de CO2, tandis que pour d’autres l’effort sera coûteux. Les premières vont former le rang des vendeurs et dépolluer plus, les secondes vont former le rang des acheteurs de permis et dépolluer moins. À l’équilibre, le prix est égal au coût marginal de l’élimination de la dernière tonne nécessaire pour respecter le plafond. L’avantage de ce marché est que les sommes dépensées dans l’industrie pour réduire les émissions ont été minimisées. La théorie économique démontre qu’une taxe présente la même vertu. Face à une taxe unitaire, les entreprises à bas coût de réduction de leurs émissions dépolluent plus pour réduire leur exposition à la taxe ; inversement, les entreprises à coût élevé paient en proportion plus de taxe et dépolluent moins. La différence principale entre le permis et la taxe réside dans la variable de départ choisie par la puissance publique. Dans le cas de la taxe, le prix est fixé à l’avance et la mise en œuvre de l’instrument permettra d’observer ex post la quantité correspondante de réduction d’émissions. Par exemple, la taxe de 20 €/t conduira à 20 000 tonnes d’émissions en moins. Dans le cas du permis, c’est la quantité qui est d’abord fixée et le marché révèle ensuite le prix de la tonne de polluant évité. Avec un plafond de 100 000 tonnes fixé pour réduire les émissions de 20 000 t, le marché affichera un prix de 20 €/t.

Le choix de partir du prix ou de la quantité est étroitement lié au consensus politique qui a conduit à engager une action. Premier cas, l’accord a porté sur un niveau de surcoût unitaire acceptable, en particulier pour les consommateurs et les entreprises. L’inconnue est ici la quantité de dépollution ; elle sera peut-être trop faible mais, en tout état de cause, les circonstances économiques ne permettaient sans doute pas d’envisager un surcoût plus élevé. Second cas, l’accord a porté sur le niveau de réduction significatif qu’il fallait atteindre, en particulier d’après les experts scientifiques. L’inconnu est ici le prix à payer pour cette réduction, mais en tout état de cause afficher une quantité plus faible de réduction de polluants n’aurait sans doute pas produit l’effet souhaité sur l’environnement. Naturellement, cette opposition est simplificatrice. À défaut de coûts de dépollution précisément connus, des ordres de grandeur peuvent parfois être avancés. Lorsqu’un premier niveau de taxe est communiqué, les entreprises et la puissance publique peuvent être capables d’estimer dans une certaine fourchette les quantités qui seront éliminées. Inversement, lorsqu’un premier niveau de quantité à dépolluer est dévoilé, elles sont en mesure d’estimer un ordre de grandeur du prix. La première variable fixée, la seconde n’est en général pas complètement incertaine.

Il arrive toutefois comme le montre l’exemple européen (voir encadré) que le calibrage initial rate.

Les déboires du marché européen des permis d’émissions négociables

Le prix du CO2 est tombé début 2013 à 5 € la tonne. La Commission européenne escomptait il y a 5 ans qu’il se situerait pour cette période à 30 €. La crise financière et la chute de la production industrielle expliquent bien sûr en partie cet écart. Mais, en 2006, le prix était déjà à moins de 15 € la tonne. La raison structurelle principale de la faiblesse du prix du CO2 en tendance est l’insuffisante rareté créée. Trop de permis ont été distribués. Cet effet dépressif sur le prix a été renforcé par des coûts de réduction des émissions finalement plus bas qu’anticipés. Le marché européen du CO2 n’exerce pas son rôle : il n’envoie pas un signal fiable permettant aux industriels d’arrêter leurs décisions d’investissements à long terme, en particulier aux électriciens de choisir entre les différentes technologies de production selon leurs performances en matière d’émissions associées de CO2.

Le cas britannique illustre parfaitement cette défaillance. Le Royaume-Uni s’est engagé à réduire de moitié ses émissions de CO2 à l’horizon 2030. Pour y parvenir, il prévoit de fixer un prix-plancher du carbone de 20 €/t en avril 2013 qui doublerait à l’horizon 2020 et atteindrait 87 €/t en 2030. Le prix sur le marché européen des permis n’exercera alors une influence que lorsqu’il sera supérieur à ces montants-plancher, ce qui devrait rarement arriver si le mécanisme des permis d’émission négociables n’est pas réformé d’ici là. Autre illustration, la France. En 2009, le gouvernement projetait d’introduire une taxe carbone pour diminuer la consommation de produits pétroliers. Les niveaux recommandés pour diminuer les émissions par 4 à l’horizon 2050 étaient de 32 €/t en 2010 pour atteindre 100 €/t en 2030, puis le double au milieu du siècle³. Le prix du CO2 sur le marché européen est très inférieur à ce qu’il devrait être, selon les experts, pour atteindre les objectifs de long terme de réduction des émissions.

Les développements que nous venons de consacrer au prix du carbone sont importants. Nous verrons en effet que le prix du carbone est un des déterminants-clés de la compétitivité du nucléaire : sans taxe sur les émissions de CO2 ou en l’absence d’un marché d’émissions, le MWh nucléaire n’est pas concurrentiel par rapport au charbon, voire au gaz. Par ailleurs, la discussion sur l’évaluation du coût du carbone met en lumière le rôle double de l’analyse économique. Dans le monde d’information parfaite de la théorie, elle permet de fixer le niveau optimal de dépollution, point de rencontre du coût du dommage d’une tonne supplémentaire d’émission et du coût pour réduire la pollution d’une tonne additionnelle. Le rôle de la puissance publique consiste alors simplement à tracer les courbes et à imposer l’objectif en prix ou en quantité ainsi défini. L’analyse économique, toute puissante, dicte ses prescriptions à la politique. Dans le monde d’information limitée que nous connaissons, la place de l’économie est plus modeste et les rôles sont inversés. La décision politique, à travers le vote, le débat ou la consultation, aboutit à la définition d’un niveau acceptable de dommages ou d’un niveau acceptable de dépenses. L’analyse économique intervient alors seulement pour faire en sorte que le premier soit atteint au moindre coût ou que le second permette de dépolluer le plus possible.

Le démantèlement et les déchets : quel taux d’actualisation choisir ?

Les producteurs électronucléaires sont responsables des déchets et sous-produits qu’ils génèrent. En ce domaine comme ailleurs, le principe du pollueur-payeur s’applique. Il n’est d’ailleurs pas contesté par les opérateurs de centrales nucléaires, ni bien évidemment par les opposants à l’atome. La controverse ne porte donc pas sur la nécessité d’internaliser les coûts de démantèlement des réacteurs et du stockage des déchets (par exemple, le combustible usé et les déchets de déconstruction), mais sur le montant des coûts à prévoir aujourd’hui pour garantir la réalisation demain de ces activités en bout de chaîne.

L’expérience mondiale acquise pour démonter des centrales et enfouir des matières radioactives dans le sous-sol est quasi inexistante. À ce jour et dans le monde entier, aucun centre de stockage permanent pour l’enfouissement des déchets à longue durée de vie n’a été construit. En France, aucun démantèlement de centrale nucléaire n’a encore été achevé. La fin des travaux de démantèlement du réacteur de Chooz A n’est prévue qu’en 2019. Ce réacteur a été mis en service en 1967 et fermé 24 ans plus tard. Dans le monde, les réacteurs commerciaux déjà démantelés se comptent sur les doigts des mains.

Cette absence de références rend l’évaluation très incertaine. On ne peut pas exclure que les coûts techniques de démantèlement et les coûts de gestion des déchets s’avèrent très élevés. Même dans ce cas pourtant, la rentabilité de la construction d’une nouvelle centrale nucléaire serait peu affectée. Elle est peu sensible à ce paramètre car les coûts en bout de chaîne nucléaire sont très éloignés dans le temps et qu’un euro de demain vaut moins qu’un euro d’aujourd’hui, et encore beaucoup moins après-demain. Les coûts ou les bénéfices futurs sont écrasés par le taux de change considéré pour convertir des euros présents en euros futurs (ou vice-versa). Par exemple, avec un taux annuel de 8 %, 1 million d’euros dans 100 ans ne vaut que 455 € aujourd’hui. Cette somme tombe à 0,20 € avec un écart de 200 ans et est quasiment nulle pour un horizon de 500 ans. S’il fallait démanteler aujourd’hui, en prenant le même taux et en supposant un coût de démantèlement s’élevant à 15 % du coût total d’un nouveau réacteur, cette proportion ne représenterait plus que 0,7 % du coût total, dès lors que l’opération n’est réalisée que 40 ans plus tard. Ce taux, dit d’actualisation ou d’escompte, joue un rôle déterminant dans l’évaluation des coûts du démantèlement et de la gestion des déchets. Pour qu’ils ne soient pas écrasés, il faudrait choisir un taux proche de zéro. Cette position est prônée par certains défenseurs de l’environnement, mais plus rarement par les économistes. Examinons donc en détail les tenants et les aboutissants du taux d’actualisation.

Un mot pour commencer sur ce que ce taux n’est pas, afin d’éviter certaines confusions. En premier lieu, le taux d’escompte n’a aucun lien avec l’inflation. Celle-ci, qu’elle soit d’origine monétaire ou qu’elle résulte de l’indexation des salaires, est un phénomène de renchérissement des prix. On achètera moins demain qu’aujourd’hui car le même panier du consommateur vaudra plus cher. En second lieu, le taux d’actualisation ne reflète pas les risques associés au projet d’investissement qui est évalué. Ces derniers entachent d’incertitudes les recettes et les dépenses et modifient leur calcul, mais pas à travers le taux d’actualisation.

Pour convertir des euros d’aujourd’hui en euros de demain, il faut d’abord partir des connaissances actuelles. Malgré l’expérience réduite mentionnée plus haut, on dispose de premiers ordres de grandeur. En 2010, la Cour des comptes a repris l’estimation par EDF du coût de démantèlement des 58 réacteurs de son parc. Inscrite dans ses charges, elle s’élève à 18 milliards d’euros, soit environ 300 €/kW installé. Comparé à des évaluations étrangères et donc à des réacteurs et des situations qui peuvent être très différentes, ce montant est dans le bas de la fourchette. Le cabinet Arthur D. Little évalue pour l’Allemagne une valeur haute de près de 1 000 €/kW. En ce qui concerne les États-Unis, les estimations du démantèlement du réacteur de Maine Yankee − achevé en 2005 − tournent autour de 500 €/kW. Quant aux déchets destinés à être enfouis en centres géologiques profonds, les chiffrages ne sont encore que très préliminaires. Les travaux se situent seulement au stade pilote ou à leur tout début. Le seul site aujourd’hui en service conserve des déchets radioactifs d’origine militaire à Carlsbad au Nouveau-Mexique (États-Unis). Ils sont plus faciles à gérer car ils ne dégagent pas de chaleur. Pour stocker la quantité de déchets à vie longue produite par un réacteur pendant une année, l’ordre de grandeur avancé aujourd’hui est de 20 millions d’euros. Il repose sur différentes estimations anglaise, japonaise et française⁴. Il est amené à évoluer avec l’avancée des recherches et des connaissances techniques. En France, la construction et l’exploitation d’un centre de stockage géologique profond a été estimé en 2005 par l’Autorité française des déchets nucléaires − l’ANDRA − à un peu moins de 20 milliards d’euros. Cinq années plus tard, une nouvelle estimation a abouti à un coût de 36 milliards d’euros. Cette dernière valeur tient compte de nouveaux paramètres : retour d’expérience sur les performances de creusement des galeries souterraines, augmentation des volumes à stocker, exigences accrues de sûreté, etc.

Les échelles de temps auxquelles nous sommes ici confrontés sont très longues. Certains déchets nucléaires vont continuer d’émettre des radiations pendant plusieurs centaines de milliers d’années. La durée de demi-vie, c’est-à-dire le temps nécessaire pour la désintégration de la moitié des atomes radioactifs, est par exemple de 24 000 ans pour le plutonium 239, de 211 000 ans pour le technétium 99 et de 15,7 millions d’années pour l’iode 129. Ces durées sont vertigineuses à l’échelle de l’humanité. Si l’on prend conscience que nos plus lointains ancêtres, les australopithèques, sont apparus il y a 4 millions d’années et que l’homme actuel, l’homo sapiens-sapiens, est né il y a 200 000 ans, ces durées donnent le tournis. Naturellement, il n’est pas prévu que la phase d’exploitation des centres d’enfouissement s’étale sur de telles durées. Par exemple, du début de sa construction jusqu’à sa fermeture définitive, le centre de stockage géologique profond envisagé par l’ANDRA devrait être en activité pendant 120 ans environ. Pour un réacteur dont la décision d’investissement serait prise aujourd’hui, entrant en service en 2020 et opérationnel durant 60 ans, il faudra attendre 2100 pour la fin de son démantèlement, et 2200 pour l’enfouissement des dernières tonnes de déchet produites. Ces échéances économiques sont plus courtes, mais donnent tout autant le vertige. À l’échelle de la vie économique et de ses crises, un siècle est une éternité. Les placements les plus longs, les obligations souscrites par les États, s’échelonnent sur 20, parfois 30, et exceptionnellement 50 ans.

Avec de telles échéances, comment tenir compte aujourd’hui de ces dépenses ? Elles doivent être provisionnées dans les comptes des opérateurs et il faut les intégrer au calcul de rentabilité sociale de la production d’électricité nucléaire.

La référence aux obligations d’État offre une première approche du taux d’escompte et de son fondement. Si une personne vous propose de percevoir 100 € aujourd’hui ou dans 20 ans, votre réponse sera immédiate. En acceptant les 100 € maintenant, vous pouvez acheter des obligations américaines, un placement très sûr. Grâce aux intérêts, vous disposerez d’une somme supérieure à 100 dans 20 ans. Vous pourrez donc consommer plus que si vous aviez accepté de recevoir 100 € en différé. Ce simple raisonnement d’arbitrage justifie le recours à l’actualisation et le taux d’intérêt de long terme peut être utilisé pour convertir des euros d’aujourd’hui en euros de demain. Avec un taux de 4 %, 100 € d’aujourd’hui valent 220 € dans 20 ans et, inversement, 100 € dans 20 ans valent 45,60 € aujourd’hui. Utiliser le taux d’intérêt pour actualiser ne résout cependant pas le problème, dès lors qu’il s’agit de convertir des euros à cent ans de distance. Comme le souligne malicieusement l’hebdomadaire britannique The Economist⁵, avec un taux d’intérêt de 2 %, rendre aujourd’hui un euro à César reviendrait à lui rembourser trente fois la richesse mondiale.

Par ailleurs, le taux d’intérêt n’offre qu’une justification partielle de l’actualisation. Selon la théorie économique, l’escompte s’impose pour deux raisons : les individus sont impatients et les générations futures seront plus riches. Les agents économiques des modèles théoriques expriment en effet une préférence pure pour le présent. Au lieu de prendre une valeur fongible, supposons que l’alternative porte sur la possibilité d’assister à un opéra dans l’année qui vient ou à la même représentation dans cinq ans. Quel billet choisirez-vous ? L’argument du taux d’intérêt ne tient pas car vous ne pouvez ni prêter ni revendre le billet. Si vous ne l’utilisez pas, il est perdu. Il est très probable que vous opterez pour une entrée dans l’année plutôt que dans cinq ans. Cette impatience se traduit par un taux de préférence pure pour le présent ; il écrase les consommations futures afin de leur donner moins de poids. L’accroissement de la richesse avec le temps joue un rôle plus délicat à exposer. Le taux d’actualisation dépend du taux de croissance de l’économie et d’un terme barbare : l’élasticité de substitution inter-temporelle de consommation. L’idée générale est que plus on est riche, moins 1 € supplémentaire procure de satisfaction. Donnez 100 € à un individu dont les revenus sont faibles, vous lui ferez un cadeau de plus grande valeur que si vous les donnez à un millionnaire. L’utilité marginale est décroissante avec le revenu. Par conséquent, si la société est plus riche demain d’un milliard d’euros, elle sera moins sensible à ce gain que la société d’aujourd’hui. Pour une fonction d’utilité ordinaire et une société dix fois plus riche demain, une élasticité de 1 signifie que la société d’aujourd’hui verra son bien-être augmenter de 10 fois plus par unité marginale de consommation (par exemple, un milliard d’euros) que la société de demain. Mieux vaut donc limiter nos efforts pour offrir un bénéfice aux générations futures.

L’économiste apporte ainsi au calcul du taux d’actualisation la clé suivante, forgée par Frank Ramsey en 1928⁶ : le taux d’escompte est égal à la somme du taux de préférence pure pour le présent (p) et du produit de l’élasticité de l’utilité marginale de consommation (e) par le taux de croissance de la consommation par habitant (g), soit t=p+eg. Pour le triplet de valeurs [2,2,2], souvent retenu, le taux d’actualisation est de 6 %.

Interpréter et choisir p, e et g

Le taux de préférence pure pour le présent peut être considéré comme un paramètre d’équité entre générations. Il dépend de la façon dont nous souhaitons traiter les générations futures. Supposons que la production d’une nouvelle centrale nucléaire entraîne un coût de gestion des déchets de 100 dans un siècle, mais un gain aujourd’hui car la technologie nucléaire est meilleur marché. Si nous voulons traiter les générations futures comme nous, il ne faut nous engager dans cet investissement que si le bénéfice qu’il nous apporte aujourd’hui est supérieur à 100. Le taux de préférence pure adopté est alors nul. Cette position en faveur de l’égalité intergénérationnelle est défendue par certains économistes dont Frank Ramsey lui-même. Elle s’oppose à l’idée d’une discrimination selon la date de naissance. Elle revient à traiter toutes les générations de la même façon, même les plus riches. Si nous souhaitons traiter nos descendants un peu moins bien (si par exemple nous sommes convaincus qu’ils trouveront des moyens de stockage ou de recyclage plus intelligents), il faut utiliser un taux de préférence positif, mais faible. Un gain de 14 aujourd’hui suffira (valeur de 100 actualisée à 2 % au bout de 100 ans). Si, égoïstement, nous pensons qu’après nous vient le déluge, le taux sera très élevé : même si le choix nucléaire ne nous fait gagner qu’1 aujourd’hui, empochons-le car il pèsera plus que les 100 de demain (il pèse 40 centimes d’euros au bout de 100 ans avec un taux de 8 %/an). Le taux de préférence pure peut aussi être interprété en termes de chance de survie. Avec 1 chance sur 10 que l’humanité ne survive pas 100 ans (à la suite, par exemple, de la collision de notre planète avec une météorite), la valeur du taux de préférence s’élève à 0,1 ; il s’élève à 1 si on prend la probabilité de survie de 0,6 (c’est-à-dire 4 chances sur 10 pour la fin du monde).

L’élasticité marginale de consommation est également une mesure de l’équité. Plus l’écart de satisfaction pour une unité marginale de consommation est grand entre les ménages à faibles revenus et les ménages à hauts revenus, plus des transferts élevés, par exemple par l’impôt, des derniers vers les premiers sont socialement justifiés. Ils élèvent l’utilité de l’ensemble de la société. En d’autres termes, ce paramètre capture notre attitude vis-à-vis des inégalités de niveaux de consommation, que ce soit entre différentes personnes aujourd’hui ou entre elles et leurs descendants. Contrairement à la variable précédente, la différence de traitement n’est pas liée au temps. Plus nous sommes égalitaristes, plus nous sommes favorables à la redistribution des riches vers les pauvres, plus la valeur de l’élasticité à adopter dans le taux d’escompte doit être élevée. Si l’on fait l’hypothèse que les générations futures seront plus riches que celles d’aujourd’hui, il est alors légitime de limiter nos efforts pour augmenter leur bien-être. À l’opposé, une élasticité de 1 correspond à un choix inégalitaire. Ce choix justifie à population constante de dépenser 1 % du PIB aujourd’hui pour permettre aux générations futures de bénéficier d’1 % de PIB supplémentaire, et ce même si elles sont incomparablement plus riches. Les fractions de PIB par habitant peuvent alors être troquées à parité entre générations. L’élasticité de l’utilité marginale peut aussi être reliée au risque. La théorie économique établit en effet que l’aversion relative au risque lui est proportionnelle. Plus l’élasticité est élevée, plus un individu est prêt à payer pour consommer 100 de façon sûre plutôt que de façon aléatoire (par exemple, 200 avec 1 chance sur 2 et 0 avec la même probabilité). Adopter une valeur élevée pour ce paramètre qui est ensuite multiplié au taux de croissance par tête revient alors à considérer que les générations d’aujourd’hui sont « risquophobes ».

Le choix des valeurs du triplet qui compose le taux d’actualisation ne va pas de soi ; il est pourtant déterminant dans le choix de nos actions d’aujourd’hui. Illustrons-le à partir de la controverse suscitée par la publication en 2006 du rapport de Nicholas Stern sur l’économie du changement climatique⁷. Ce rapport a connu un grand retentissement car il conclut que des dépenses immédiates et élevées (de l’ordre d’1 % du PIB) doivent être réalisées dès maintenant pour réduire les émissions de gaz à effet de serre. Cette recommandation va à l’encontre de la plupart des analyses des économistes du changement climatique qui aboutissent à une trajectoire des dépenses plus progressive. Les travaux de l’américain William D. Nordhaus⁸, par exemple, concluent à une taxe sur le carbone pour internaliser les dommages du réchauffement climatique de 13 dollars la tonne en période initiale, alors que Sir Nicholas estime son niveau à 310 dollars la tonne ! La moitié de cette différence s’explique simplement par le taux d’actualisation choisi : 1,4 % pour l’économiste anglais et 4 % pour l’économiste américain.

Nicholas Stern retient dans son évaluation une préférence pour le présent de 0,1 et une élasticité de 1. Ces deux valeurs représentent les bornes inférieures des fourchettes généralement admises par les économistes. Le choix est critiquable car il soulève une contradiction logique. Un taux de préférence faible pour le présent devrait s’accompagner d’une élasticité élevée, et, inversement, un taux de préférence élevé pour le présent devrait s’accompagner d’une élasticité faible. En effet, ces deux paramètres ne renvoient pas l’un à l’équité intergénérationnelle et l’autre à l’équité intra-générationnelle. Une élasticité marginale de consommation faible justifie de réduire les inégalités entre riches et pauvres, quelle que soit leur date de naissance. Ce choix va de paire avec un taux de préférence pour le présent élevé qui légitime que les générations d’aujourd’hui ne se sacrifient que modestement pour les générations de demain (dès lors que ces dernières sont plus riches, ce que suppose Nicholas Stern avec un taux de croissance du PIB par habitant positif). Un économiste de Cambridge, Partha Dasgupta⁹, a montré à l’aide d’un modèle économique simplifié que les choix de Stern aboutissent à des taux d’épargne inimaginables. En effet, avec une préférence pour le présent de 0,1, une élasticité de 1 et dans un monde sans progrès technologique ni croissance de la population, nous devrions investir 97,5 % de ce que nous produisons aujourd’hui pour accroître le standard de vie des générations futures. Le rapport Stern se demande s’il est économiquement pertinent de dépenser maintenant 1 % du PIB pour éviter un niveau de dommage s’élevant à 5 % du PIB dans 100 ans. Le triplet de valeurs qu’il retient [0,1 ; 1 ; 1,3] conduit à un bénéfice actualisé 5 fois plus grand que le coût. Mais en utilisant le triplet [2 ; 2 ; 2], le bénéfice actualisé devient 10 fois plus faible que le coût ! En d’autres termes, avec un taux d’actualisation de 1,4 %, un effort de réduction des émissions de gaz à effet de serre à hauteur de 1 % du PIB est pleinement justifié, tandis qu’avec un taux de 6 % il devient prohibitif de prendre une telle décision.

Jusque-là, nous avons laissé de côté la question du choix du troisième paramètre, le futur taux de croissance du PIB par habitant. Sa valeur n’est pas moins incertaine que celles des autres, mais sa recherche ne soulève pas de problème d’équité. Si l’on tourne le regard vers le passé, la croissance du PIB par habitant a été de 1,4 % par an au Royaume-Uni de 1870 à 2000, et de 1,9 % en France. Ces moyennes masquent cependant des variations significatives. Pour le Royaume-Uni, il a été de 1 entre 1870 et 1913, de 0,9 entre 1913 et 1950, de 2,4 entre 1950,1973, et de 1,8 entre 1973 et 2000. Sur très longue période − 1500-1820 −, il est estimé à 0,6. Lequel retenir de ces différents taux ? Les taux de croissance des 100 ou 200 prochaines années peuvent être très différents. Un taux négatif ne peut d’ailleurs pas être exclu, même s’il est très peu probable. Un réchauffement de la planète dépassant plus de 6° Celsius dans 200 ans pourrait pourtant conduire à une telle décroissance.

Le taux d’actualisation est un maître puissant et faible à la fois. Il exerce un poids déterminant dans les décisions d’investissements publics et privés, mais sa valeur unique est entachée de nombreuses inconnues. Un pas récent pour desserrer cette tension consiste à adopter un taux variable dans le temps − et non plus constant − qui déclinerait vers les horizons lointains. L’intuition derrière cette idée peut être illustrée à partir du taux de croissance par habitant : plus le futur est éloigné, plus l’incertitude sur le progrès économique et technologique est grande, plus nous devons être prudents dans nos actions grevant le bien-être des générations futures, plus le taux d’actualisation doit être faible. Christian Gollier¹⁰ recommande ainsi d’adopter un taux d’escompte de 5 % par an pour les coûts supportés avant 30 ans et de 2 % pour les coûts supportés au-delà. Il est aussi possible de choisir une décroissance en escalier avec plusieurs marches ou de façon continue. Dans un rapport remis au gouvernement britannique en 2002¹¹, le cabinet d’économie Oxera propose d’adopter un taux de 3,5 % de 0 à 30 ans, de 3 % entre 31 à 75 ans, de 2,5 % entre 76 à 125 ans, etc. ; le taux se stabilisant finalement à 1 % au-delà de 300 ans. Pour la France, le rapport Lebègue¹² sur la révision du taux d’actualisation des investissements publics préconise un taux de 4 % pour les 30 premières années, puis un taux continûment décroissant qui atteindrait 3 % à 100 ans et convergerait vers 2 % pour les horizons au-delà de 300 ans.

Le taux variable apparaît aussi comme un compromis entre deux exigences : d’un côté, tenir compte de notre préférence pour le présent et de notre contribution via le progrès technique à la richesse des générations futures ; d’un autre côté, tenir compte de possibles conséquences très négatives de notre action ou de notre inaction à l’égard des générations futures¹³.

Il appartient évidemment à la puissance publique de s’assurer que les coûts prévus de démantèlement et de gestion des déchets sont provisionnés, et ceci en fonction du taux d’escompte qu’elle choisit. C’est ce que font depuis longtemps l’État français et le pouvoir fédéral américain. Livrés à eux-mêmes, les opérateurs auraient en effet intérêt à sous-estimer les dépenses futures de ces activités et à opter pour des taux d’actualisation élevés afin de minimiser les coûts prévisionnels. Tant en France qu’aux États-Unis – mais cela vaut aussi dans beaucoup d’autres pays – les consommateurs d’aujourd’hui paient les dépenses de demain. Il n’y a pas de coûts cachés du démantèlement et des déchets dont l’internalisation rendrait le coût de production nucléaire prohibitif (voir encadré).

La prise en compte des coûts de démantèlement et des déchets

En France, la régulation repose sur des provisions spéciales actualisées qui sont imposées à EDF. Elles s’inscrivent dans son bilan et l’opérateur est obligé de les adosser à des actifs de couverture dédiés. Le taux d’actualisation est plafonné par la loi en fonction du taux des obligations d’État à 30 ans. Il est proche de 3 %. Avec ce taux, les provisions d’EDF pour le démantèlement et les déchets s’élèvent à 28 milliards. Elles augmenteraient de 21 % avec un taux d’actualisation de 2 % et le coût total du MWh croîtrait de 0,8 %. Par ailleurs, si le seul coût de démantèlement augmentait de 50 % (c’est-à-dire 30 milliards de charges au lieu de 20), l’augmentation du coût de l’électricité atteindrait 2,5 %¹⁴. Si le coût de stockage profond doublait, l’augmentation serait de 1 %. Aux États-Unis, le mécanisme choisi pour faire face aux futures dépenses pour l’enfouissement permanent du combustible usé est celui d’un fonds. Il est abondé par un prélèvement spécial payé par les opérateurs à hauteur d’un dollar par MWh produit. Le ministère de l’Énergie vérifie régulièrement que ce prélèvement est suffisant. Il a bâti à cet effet une trentaine de scénarios de dépenses-recettes devant être équilibrées à l’horizon 2133¹⁵. Les scénarios dépendent de nombreux paramètres dont le taux d’escompte. La valeur la plus basse considérée est de 2,24 %/an. Deux scénarios sur les quatre fondés sur ce taux aboutissent à un bilan déficitaire, alors que la proportion est seulement de un sur quatre pour les scénarios retenant un taux plus élevé. Les chiffres qui précèdent pour la France et les États-Unis valent pour les réacteurs existants. Pour le nouveau nucléaire, les dépenses étant plus reculées dans le temps, l’influence des coûts de démantèlement et de gestion des déchets sur la valeur présente du projet est encore plus faible. Dans une étude du MIT sur le futur du nucléaire¹⁶, le coût de construction sec d’un réacteur est estimé à 4 000 $/kW et celui du démantèlement à 700 $/kW, soit 17,5 %. En étalant les dépenses du démantèlement entre la 41e et la 110e année du réacteur depuis sa mise en route, et sur la base d’un taux d’actualisation de 6 %, la valeur présente du démantèlement se réduit à 11 $/kW. Cette valeur quintuple (52 $/kW) avec un taux presque réduit de moitié (3,5 %). Mais cette somme reste, comme la précédente, négligeable au regard des coûts de construction. Les 17,5 % sont devenus respectivement avec ces taux 1,3 % et 0,2 % !

Ni l’ancien nucléaire, ni le nouveau ne voient leur compétitivité-coût significativement modifiée par les activités en bout de chaîne. Sauf bien sûr si on choisit un taux d’actualisation très faible, voire nul, pour les horizons très lointains − comme dans les calculs de Nicholas Stern sur le changement climatique (voir encadré Interpréter et choisir p, c et g). Une telle position − motivée selon ses défenseurs par le caractère dangereux des déchets nucléaires et leur très longue vie − revient à nos yeux à habiller un argument légitime par un chiffrage économique inconsistant. Dans cette partie, nous n’avons pas considéré que les déchets faisaient peser un risque sur les générations futures. Les seuls coûts liés au danger des déchets pris en compte sont les coûts de prévention intégrés dans la qualité des installations et leur surveillance. Ils varient selon les normes de sûreté exigées par la puissance publique pour le démantèlement et le stockage. Un exemple trivial : un centre d’enfouissement est d’autant plus coûteux que la profondeur et la longueur des galeries sont importantes. En revanche, les coûts d’accidents éventuels n’ont pas été ici pris en compte. Or le risque n’est pas nul. Assurer les générations futures contre les accidents pose le problème de l’évaluation de dommages incertains associés à des événements de très faible probabilité et à coût très élevé. L’émission d’éléments radioactifs dans l’atmosphère à la suite d’une fusion de cœur d’un réacteur soulève la même question : comment calculer les coûts lorsque la distribution du risque n’est pas bien connue ? Cette question-clé sera traitée dans la partie suivante. Le taux d’actualisation est d’un secours limité pour y répondre. Le choisir, sans plus de réflexion, très petit, voire nul, pour tenir compte du danger des déchets est une facilité à laquelle il ne faut pas céder. Autant se rendre directement à la porte d’entrée de la décision dans un monde incertain plutôt que d’entrer par la fenêtre du taux d’escompte fixe. Ne pas exclure une catastrophe liée aux activités en bout de chaîne peut conduire à s’opposer à la construction de nouveaux réacteurs nucléaires sans qu’il soit nécessaire de se cacher derrière une actualisation nulle ou très faible.

La responsabilité en cas d’accident de réacteur

Le coût des accidents majeurs et le droit de la responsabilité civile nucléaire sont traités en détail dans les deux parties suivantes consacrées au risque et à la régulation. Il faut cependant en dire quelques mots dans cette première partie car il est souvent avancé que les évaluations du coût du nucléaire ne tiennent pas compte du risque de catastrophe.

Les exploitants de centrales nucléaires sont responsables en cas d’accident, mais il est vrai que cette responsabilité est le plus souvent plafonnée. Le montant d’indemnités qu’ils doivent verser en cas de fuites radioactives massives est inférieur aux dommages. En France, par exemple, la limite est fixée à 91,5 millions d’euros. Elle devrait prochainement passer à 700 millions. Ces plafonnements soulèvent la question d’une internalisation insuffisante du coût des accidents majeurs. Pour les adversaires du nucléaire, elles manifesteraient une subvention cachée. La catastrophe de Tchernobyl n’a-t-elle pas été estimée par une étude suédoise à près de 400 milliards de dollars¹⁷ ? Il est impossible de trancher le problème sans un examen approfondi de la fréquence attendue et observée des accidents et de l’incertitude qui entoure le montant des dommages. Contentons-nous ici d’examiner le risque de façon extrêmement simplificatrice et de voir quelle est, dans ce cadre, son incidence sur le coût complet du nucléaire existant et des nouveaux réacteurs.

Le risque est classiquement défini par le produit de la probabilité d’accident et de la gravité du dommage. Prenons à titre purement indicatif des valeurs pour ces deux paramètres parmi les plus élevées mentionnées dans la littérature. Supposons qu’il y ait une (mal)chance sur cent mille pour que survienne une catastrophe au cours de l’année de fonctionnement d’un réacteur, soit une probabilité 100 fois plus élevée que celle avancée par Areva pour l’EPR. Supposons que les rejets radioactifs massifs se soldent par des dommages sanitaires et environnementaux de 1 000 milliards d’euros, soit 10 fois plus que les estimations provisoires établies pour Fukushima Daiichi¹⁸. Le risque s’élève alors à 0,00001 × 1 000 000 000 000, soit 10 millions d’euros par an. Supposons maintenant que la production annuelle du réacteur s’élève à 10 millions de MWh, le risque s’élève par conséquent à 1 euro par MWh, soit 40 fois moins que le coût évalué par la puissance publique de la production électronucléaire d’EDF, soit encore de 50 à 100 fois moins que les estimations du coût moyen du nouveau nucléaire. Ce calcul de coin de table fait donc apparaître que, dans des conditions extrêmement simplifiées − en particulier absence d’incertitude − l’internalisation complète du coût d’accident n’a qu’une faible incidence sur le coût de l’électricité d’origine nucléaire.

Observons néanmoins que sur la base hypothétique des données précédentes, les plafonds de responsabilité aujourd’hui en vigueur n’aboutissent qu’à une internalisation très partielle. Si l’on prend le cas de la limite française de 91,5 millions d’euros, elle ne représente que 0,4 % du coût complet d’accident¹⁹ pris pour illustration et le passage à 700 millions d’euros laissera encore 97 % non pris en compte. En d’autres termes, l’internalisation est partielle, mais une internalisation totale ne renchérirait que très modestement le coût de l’électricité d’origine nucléaire.

Les coûts techniques et financiers de production

Enfin du solide ! L’ingénieur-économiste est en terrain connu. Il ne s’appuie plus sur ces externalités si mal commodes à appréhender et à estimer. Au contraire, il dispose de données, en particulier sur les coûts des réacteurs qui ont été construits par le passé et sur leurs coûts actuels de fonctionnement. Il peut s’appuyer sur des méthodes de calcul de coût éprouvées et consensuelles, notamment en matière de financement de projet. Il jongle avec du béton, de l’acier, de l’uranium enrichi, des hommes-mois, des capitaux et des délais.

Entrons dans le dur du sujet avec la construction. Celle-ci implique un coût sec et un coût du capital. Le coût sec se réfère aux dépenses d’une construction qui aurait été réalisée en un instant. Overnight costs est l’expression très parlante employée en anglais. Les dépenses en matériaux, machines et salaires sont comptabilisées grâce à l’utilisation des prix courants à la date de l’ouverture du chantier. Les charges financières ne sont pas ignorées, mais seulement traitées séparément. La construction d’une centrale − entre la préparation du site et le branchement au réseau électrique − s’étale sur une période de l’ordre de cinq à dix ans. Pendant ce temps, l’investissement ne rapporte rien. Au contraire, il coûte. Si l’opérateur emprunte la moitié de la somme dont il a besoin aux banques à un taux d’intérêt de 4 % net d’inflation, et finance le reste sur ses propres ressources à disons 6 %, le taux moyen du capital est de 5 %. Le coût du capital doit être ajouté au coût sec pour obtenir le coût de l’investissement, ou coût installé.

Le coût sec est utile si l’on veut faire abstraction de la variabilité observée dans les délais de construction. Il facilite les comparaisons, car le temps de construction varie selon les modèles et la taille des réacteurs, mais aussi selon des causes non techniques, en particulier des changements de réglementation en cours de route ou des oppositions locales. Aux États-Unis, par exemple, la construction la plus rapide a pris un peu moins de quatre ans, mais la plus longue a duré vingt-cinq ans.

Malgré ce trait de gomme, le coût sec présente encore des écarts considérables. Il varie d’abord dans le temps. Par kW, les premiers réacteurs ont coûté beaucoup moins cher qu’aujourd’hui. Nous analyserons cette dynamique dans le chapitre suivant. Il varie également dans l’espace. Dans son étude des coûts de production électrique publiée en 2010, l’OCDE observe un écart de 1 à 3 entre les coûts secs avancés en $/MW pour la construction d’un réacteur en Corée et en Suisse²⁰. Les tailles, les modèles et les pays (donc le coût de la main-d’œuvre, la réglementation, etc.) ne sont pas les mêmes, mais une telle différence peut surprendre. Elle n’est cependant pas spécifique à la technologie nucléaire. Pour le gaz, l’OCDE observe un écart du même ordre, et la Corée et la Suisse se retrouvent encore aux deux extrêmes.

Le coût sec de construction est un des trois principaux facteurs qui affectent le coût de production de l’électricité nucléaire. Les deux autres sont le taux d’utilisation de la capacité et le coût en capital (voir encadré).

Disponibilité et coût du capital

La technologie nucléaire se caractérise à la fois par un temps de construction très long et par un coût d’investissement fixe très élevé par rapport au coût variable d’exploitation, en particulier les dépenses de combustible.

Du coup, si le réacteur ne tourne pas à plein régime, une fois qu’il est construit, le coût fixe s’amortit sur une plus faible quantité d’électricité produite ; le MWh est alors plus coûteux. Sur la dernière décennie la disponibilité des centrales existantes était de l’ordre de 95 % en Corée, 90 % aux États-Unis, et 70 % au Japon. Pour illustrer le poids de ce facteur, empruntons un exemple à l’ouvrage de Bertel et Naudet (2004)²¹ : lorsque la valeur du coefficient de disponibilité varie de 75 à 85 %, la production augmente de 13 % et le coût du MWh baisse de 10 %.

Le coût du capital dépend de la durée de construction, mais aussi du taux d’actualisation choisi. Le coût sec se répartissant sur plusieurs années, les dépenses doivent être actualisées. Le calcul est réalisé en prenant la date de mise en service de la centrale pour année de référence et le taux d’escompte choisi par l’opérateur. La différence entre ces dépenses actualisées et le coût sec prend le nom d’intérêts intercalaires. Elle mesure le coût du capital. Pour un opérateur privé, le taux d’actualisation peut varier entre 5 et 10 %. Pour une durée de construction de 6 ans, le coût sec est à multiplier par 1,16 avec un taux d’escompte de 5 % et par 1,31 avec un taux de 10 %. Raccourcir la durée de construction permet évidemment d’obtenir des recettes plus tôt, mais également de diminuer les intérêts intercalaires. Dans le cas cité par Bertel et Naudet, rapporter la durée de la construction à cinq ans diminue le coût du capital de 27 % si le taux d’actualisation est de 10 %, et de 13 % si le taux d’actualisation est de 5 %.

Une fois le réacteur construit, les dépenses ont trait au combustible et aux autres charges opérationnelles et de maintenance. Grosso modo, le coût du combustible est de l’ordre de 5 à 10 % du coût de production de l’électricité et les autres charges sont de l’ordre de 20 à 25 %. Le coût du combustible varie selon la quantité d’électricité produite, puisqu’il s’use au fur et à mesure de la réaction en chaîne, réaction dont la chaleur est ensuite transformée en électricité. Les autres dépenses d’exploitation sont dans une large mesure indépendantes de la production. Elles peuvent donc être considérées comme relativement fixes, au moins tant que le réacteur est opérationnel. En effet, lorsque la centrale est définitivement mise hors service, l’essentiel de ces dépenses disparaissent.

Comment additionner les coûts ? La méthode du coût moyen actualisé

Les coûts techniques et financiers de la construction et du fonctionnement de la centrale, les coûts aval du démantèlement et du traitement des déchets, et les coûts externes (carbone évité, accident) doivent être additionnés pour aboutir à un coût complet du nucléaire. L’évolution de ce coût pourra ensuite être suivie dans le temps et son montant pourra être comparé au coût de l’électricité produite par d’autres technologies. Pour ce faire, il faut convertir les euros à différentes dates et les MW en MWh. Le taux d’actualisation permet de réaliser la première conversion. La seconde est aussi nécessaire car il faut additionner des coûts fixes − donc en valeur par unité de puissance, par exemple en €/MW − et des coûts variables − donc en valeur par unité d’énergie, par exemple en €/MWh. Par définition, 1 MWh est la quantité d’électricité produite par une puissance de 1 MW pendant une heure. Une tranche nucléaire de 1 000 MW produisant à pleine capacité toutes les heures de l’année génère ainsi 8 760 000 MWh dans l’année. Pour répartir les dépenses d’investissement, il faut donc connaître ou anticiper la disponibilité de la centrale (ou facteur de charge) ainsi que sa durée de vie.

Le coût total est intéressant, mais il nous importe plus encore de savoir s’il est supérieur ou inférieur aux bénéfices, de déterminer s’il y a un gain net pour l’électricien ou la société qui s’engage dans le nucléaire. Jusque-là, les bénéfices semblent avoir été ignorés. La vente et le prix de l’électricité n’ont pas été abordés. Cependant, sur le plan conceptuel, il n’y a pas de différence entre un coût et un bénéfice. On passe de l’un à l’autre simplement en changeant de signe. Ce sont les deux faces d’une même pièce : une dépense d’achat pour un producteur est une recette pour son fournisseur ; un coût d’émission de carbone évité est un bénéfice pour l’environnement.

L’analyse coût-bénéfice qui compare les dépenses et les recettes actualisées est la méthode canonique suivie par les économistes pour évaluer l’intérêt privé ou social d’un projet ou d’une décision. Dans le domaine de l’électricité, toutefois, une variante est utilisée : la méthode du coût moyen actualisé (ou Levelised Cost of Electricity en anglais). Elle détermine quel doit être le prix de l’électricité pour équilibrer les recettes et les dépenses tout au long de la vie de la centrale. Elle fonctionne en quelque sorte à l’inverse de la méthode canonique : au lieu de calculer le taux de rentabilité du projet en fonction d’hypothèses sur le prix futur de l’électricité, cette variante fixe un taux de profit nul pour en déduire le prix de l’électricité qui équilibre les coûts et les bénéfices actualisés. Par exemple, un coût moyen actualisé pour la tranche EPR de Flamanville, disons de 75 €/MWh, signifie que les dépenses seront juste couvertes à ce prix si, pour le nombre d’heures de fonctionnement prévu au cours de la vie opérationnelle de la centrale, le prix observé en moyenne atteint ce montant. Attention, profit nul ne signifie pas ici que le capital n’est pas rémunéré. Les dépenses prises en compte par la méthode comprennent le coût de la dette auprès des banques et de la levée de fond auprès d’investisseurs.

La méthode du coût moyen actualisé date d’avant la libéralisation du secteur électrique et la création de marchés de gros de l’électricité. Elle permet au régulateur de déterminer le tarif de vente de l’opérateur en monopole sur la base de ses coûts. Elle permet aussi aux deux parties d’identifier par comparaison la technologie de production la moins chère dans laquelle investir pour répondre à la croissance de la demande. En économie électrique de marché, seule cette comparaison reste intéressante. En principe, le choix d’investissement relève des opérateurs et non plus de la puissance publique. L’opérateur s’appuiera plutôt sur ses anticipations de prix futurs de l’électricité et donc sur l’approche canonique coût-bénéfice pour décider d’investir ou non. En revanche, pour choisir s’il a intérêt d’ajouter à sa capacité de production existante une centrale à charbon, à gaz ou nucléaire, il utilisera la variante du coût moyen actualisé car elle facilite la comparaison entre technologies. Dans les faits, même lorsque le secteur électrique a été libéralisé, la puissance publique a continué d’intervenir dans le choix des technologies de production. A minima, elle joue un rôle dans la fixation d’objectifs de long terme pour décarboner la production d’électricité en conformité avec la politique de changement climatique poursuivie. La méthode du coût moyen social actualisé est alors mise en œuvre. Aux coûts techniques et financiers, y compris de fin de vie (remise en état des sites et gestion des déchets), sont alors ajoutées les évaluations des effets externes (par ex., accidents, émissions polluantes) lorsque ceux-ci ne sont pas encore, ou pas complètement, intégrés aux coûts privés par des contraintes légales (par ex., régime de responsabilité, taxe sur le carbone, normes de sûreté). Appliquer la méthode dans une perspective d’intérêt général conduit également à escompter le futur différemment. Le choix du taux d’actualisation par la puissance publique repose sur les considérations d’équité précédemment analysées ; il n’est plus fondé sur les taux d’intérêts bancaires et les exigences des opérateurs privés en matière de taux retour de l’investissement.

Sans surprise, les écarts entre estimations du coût moyen actualisé sont encore plus grands que ceux observés entre les estimations du coût sec de construction, ce dernier n’étant qu’un des éléments du premier. Entre la Corée et la Suisse, le coût de construction variait d’un facteur 3 d’après l’OCDE. Ces pays restent les deux cas extrêmes pour le coût moyen actualisé, mais cette fois c’est un facteur 5 qui sépare les estimations : 29 $/MWh pour la République du Matin Calme et 136,5 $/MWh pour la Confédération helvétique²².

Les valeurs prises en compte du coût sec de construction, de sa durée, du facteur de charge, et du taux d’actualisation expliquent l’essentiel des écarts observés dans les différentes estimations du coût du nucléaire. Il peut quadrupler si l’on prend juste en considération des valeurs extrêmes, mais encore réalistes. Prenons l’exemple de l’estimation de base de l’étude du MIT de 2003²³. Le coût par kW installé repose sur le quadruplet [2 000 $/kW, 5 ans, 85 %, 11,5 %]. En choisissant les valeurs extrêmes [2 000 $/kW, 4 ans, 95 %, 5 %], d’une part, et [5 000 $/kW, 6 ans, 85 %, 12 %] d’autre part, on obtient respectivement un coût moyen actualisé de 34 $/MWh et 161,5 $/MWh. Les coûts d’exploitation, y compris le coût du combustible, sont un déterminant de moindre poids ; les coûts de démantèlement et de gestion des déchets davantage encore. Bien entendu, nous parlons ici du coût du nucléaire pour de nouvelles constructions. Pour les centrales âgées en fin de vie, l’exploitation représente l’essentiel du coût. De plus, les dépenses de démantèlement étant proches, elles alourdissent les coûts si l’opérateur ne les a pas jusque-là suffisamment provisionnées.

La prise en compte des effets externes ne change pas fondamentalement la donne sur ce classement des déterminants du coût. Selon l’évaluation simpliste avancée plus haut, le risque d’accident ne se traduit au plus que par l’ajout d’un euro supplémentaire au coût moyen par MWh. Il s’agit là d’un montant négligeable par rapport au coût d’une nouvelle installation, et faible par rapport au coût d’exploitation des centrales déjà construites. Il ne reste cependant que partiellement internalisé, puisque la responsabilité des opérateurs est plafonnée à des niveaux bas en cas d’accident. Quant à l’avantage du nucléaire en matière d’émission de CO2, on pourrait certes le comptabiliser comme un bénéfice social. Il pourrait alors influencer fortement le coût moyen actualisé du nucléaire si la valeur pour le CO2 était choisie dans la fourchette haute (c’est-à-dire 50 à 100 € la tonne). Il est toutefois plus judicieux de faire peser le prix du carbone sur le coût moyen actualisé des technologies qui en émettent : il est intégré via des taxes ou des permis d’émission qui affectent directement ces technologies. Son influence sera donc examinée lors de la discussion sur la compétitivité relative du nucléaire (voir chapitre 3).