L’avenir du nucléaire un an après Fukushima

Par Jean-Pierre Chamoux *

L’accident survenu à la centrale nucléaire de Fukushima à la suite du séisme du 11 mars 2011 et du tsunami qui l’a suivi a été instrumentalisé par les anti-nucléaires occidentaux, plus soucieux de provoquer l’arrêt du nucléaire que par les dizaines de milliers de Japonais victimes du tsunami ! Vingt-cinq ans après Tchernobyl, ils rencontrent une réelle audience dans l’opinion européenne : ainsi l’Allemagne¹ a décidé à la suite de ces événements de suspendre son programme nucléaire, une décision qu’ont aussi prise la Suisse et l’Espagne. Quant à l’Italie, elle a choisi de ne pas y revenir pour le moment. Le gouvernement français, conscient de l’importance de la production électrique d’origine nucléaire en France, a confirmé le programme nucléaire français, tout en faisant savoir² que le renforcement des règles de sécurité pèsera sur le prix de l’électricité.

Fukushima est intervenu juste avant que le marché européen de l’électricité s’ouvre à la concurrence, le 1^er juillet 2011. L’augmentation des coûts liés aux mesures de sécurité consécutives à cet accident va-t-il remettre en cause certains présupposés de la production électrique ? Il est certes vrai que le nucléaire pose de vraies questions de marché : un rééquilibrage entre nucléaire, centrales classiques et nouvelles énergies est-il sérieux en France à brève échéance ?

Ces questions se posent avec d’autant plus d’acuité que le parc nucléaire français vieillit : la plupart des centrales ont été construites dans les années 1980 et 1990 pour une exploitation de 40 ans. La prolongation de leur durée de vie à 60 ans, le démantèlement voire le remplacement de certaines d’entre elles aura un coût significatif; le nucléaire français est donc à l’heure de vrais choix qui ne sont pas de le faire disparaitre mais de l’adapter aux besoins d’un pays moderne : faut-il, dans l’esprit du colbertisme traditionnel de ce secteur, maintenir, voire accroître l’intégration verticale³ de la filière nucléaire? Pourrait-on, au contraire l’ouvrir à la concurrence ? Tel est le propos de cette étude.

I] Le contexte : une autre exception française ?

À la fin du XXe siècle, la France disposait de dix neuf centrales et de 58 réacteurs REP ⁴ en activité, soit une puissance installée de 64.230 mégawatts électriques produisant 445 milliards de kilowattheures par an. En 1980, sept réacteurs avaient déjà été mis en service et huit dès l’année suivante : la succession de chantiers permettait d’importantes économies d’échelle si bien que le coût des centrales baissa. Le coût d’une centrale REP française, en valeur actualisée, s’élèverait à 1,5 million d’euros par mégawatt, deux à quatre fois inférieur aux coûts des centrales de la génération actuelle !

Les premiers réacteurs de cette longue série ont été fabriqués sous licence Westinghouse, mais les quatre derniers sont des modèles N4 de Framatome, évolution du REP initial qui permit de s’émanciper de la licence ! L’amortissement dégressif et rapide de ces investissements permit à EDF d’engranger des marges et de rembourser sa dette. Sa production d’électricité devint la moins chère d’Europe occidentale. L’essentiel de l’électricité produite en France (74%) est ainsi assurée par le nucléaire. EDF vend aussi aux pays voisins 15% de sa production d’électricité, ce qui en fait le premier exportateur mondial de courant électrique au prix de revient actuel de 25€ par mégawattheure en sortie de centrale.

Au delà du parc des tranches nucléaires d’EdF, la France dispose d’autres installations nucléaires qui n’ont pas pour propos de produire de l’électricité pour le public : sur le site du Tricastin, par exemple, l’usine Eurodif produit plus du tiers de l’uranium enrichi mondial par séparation isotopique, et l’usine Georges Besse par centrifugation. Dans le département de la Manche, l’usine de la Hague est spécialisée dans le retraitement des combustibles avec la capacité de traiter actuellement 1 700 tonnes de déchets par an contre 1.100 tonnes en 2005.

Du CEA à EDF : une organisation fondamentalement publique.

Pendant très longtemps, le Commissariat à l’énergie atomique, le CEA, a piloté directement la politique nucléaire française. Mais, au fil des ans, le leadership industriel de la filière nucléaire est passé à EDF qui en est le premier exploitant. Cette grande filière industrielle reste aux ordres directs de l’État, mais sous des formes qui ont évolué progressivement. Cette filière illustre très bien la tradition colbertiste française qui joue habilement avec les mécanismes de droit privé, tout en restant très intégrée à la puissance publique.

En 1976, une entreprise publique de droit privé, la Cogema, prit en charge l’activité minière et la fabrication des combustibles, tandis que les ressources domestiques d’uranium commençaient à s’épuiser. La société acquit des droits miniers au Canada et en Australie avant que ses recherches la mènent en Afrique afin d’exploiter d’importants gisements au Gabon et au Niger. Cogema bénéficiait des usines de retraitement de la Hague et de Marcoule pour le retraitement des combustibles usés. Le stockage et l’élimination des déchets radioactifs, le démantèlement des centrales déclassées en fin d’exploitation étaient aussi confiés à cette entreprise publique⁵. Quant à la gestion des déchets, elle est assurée par un autre établissement public placé sous tutelle des ministères de la Recherche, de l’Industrie, et de l’Environnement : l’ANDRA.

Cet ensemble industriel public a subi de très nombreuses transformations mais il reste de statut fondamentalement public. En 1999, la Cogema, 100% publique, prenait 34% du capital de Framatome tandis que l’État en prenait 20%, CEA Industrie 20%, EDF 10%, un parfait exemple de meccano industriel public! Le précédent actionnaire privé, Alcatel, s’engageait à se retirer dans les deux ans. Le 3 septembre 2001, une réorganisation majeure fusionnait Cogema, Framatome, et CEA Industries. Baptisé Areva, ce groupe public devenait numéro un mondial de l’ingénierie et de la construction d’installations nucléaires, exploitant minier (uranium, or), producteur de combustibles et de services tels que : la maintenance, les réparations d’installations nucléaires ou la décontamination. Areva est la seule entreprise au monde à offrir une telle palette de services nucléaires, une large assise qui pourrait se révéler fragile dans le contexte post-Fukushima !

Mais aussi plus de 500 entreprises privées…

Gaz de France-Suez exploite sept réacteurs REP en Belgique et projetait, avant la catastrophe nippone, d’établir une centrale ATMEA (« petit » EPR⁶ conçu par Areva) sur le site du Tricastin. Mais l’essentiel des industries impliquées dans le programme électro-nucléaire et relevant du secteur privé se rattachent à un autre secteur industriel que celui du nucléaire: Alstom, résultant de la fusion du français Alsthom et de la branche Power System du britannique General Electric en 1998, est l’une des principales sociétés construisant des îlots conventionnels pour les centrales nucléaires (chaudières, turbines, alternateurs) comme les sociétés étrangères Siemens, General Electric, Toshiba, Hitachi, Mitsubishi . La construction des tranches nucléaires EdF a fait appel à de nombreux autres fournisseurs privés : dans la chaudronnerie, les appareils à pression, la tuyauterie, les équipements mécaniques, électriques, de contrôle-commande, de régulation et d’instrumentation. Le génie civil, Bouygues et Vinci en tête, et nombre d’entreprises de BTP ont acquis un savoir-faire compétitif sur de tels chantiers. Les services accompagnent aussi l’économie nucléaire, civile et militaire : ingénierie, informatique, mesure, contrôle, maintenance etc. Ces professions sont coordonnées par le Groupement Intersyndical des Industries Nucléaires (GIIN) qui déclare plus de deux cents adhérents employant 70.000 salariés ; il faudrait y ajouter les milliers d’artisans intervenant dans les sites nucléaires⁷. EDF, Areva et le CEA alimentent ainsi un tissu d’entreprises privées qui a tiré parti de la prospérité des centrales. Beaucoup de ces sous-traitants vivent assez bien ; mais ils sont insérés dans une organisation économique qui ressemble aux anciens arsenaux d’Etat : gestion et commande publiques dominent!

En marge de l’organisation industrielle qui vient d’être résumée, l’Institut de Radioprotection et de Sûreté Nucléaire (IRSN) assure une mission d’expertise et de recherche sur la radioactivité et sur la sûreté nucléaire ; les autorités publiques peuvent aussi faire appel à l’Autorité de sureté nucléaire (ASN) en cas d’accident; elle a été saisie à l’occasion de l’accident de Fukushima, comme nous le verrons ci-après.

Sureté nucléaire et prolifération

La prolifération des centrales électronucléaires soulève d’autres craintes : des enjeux d’ordre politique sont toujours sous-jacents. La menace de transformer une centrale nucléaire en un arsenal militaire est un argument classique du débat international ; le plutonium, en particulier, apparaît aux hommes politiques comme un produit dangereux (ce qui est vrai !) mais surtout comme un combustible de valeur stratégique ce qui conduit les gouvernements à en réglementer le commerce. La prolifération du plutonium et le détournement potentiel des matières fissiles vers des filières militaires sont de bons prétextes pour maintenir un contrôle politique sur le nucléaire civil, particulièrement au regard des Etats jeunes ou instables. Ces prérogatives de police internationale portent sur le commerce du plutonium, mais aussi sur la production nucléaire civile. Dans une certaine mesure, on peut admettre que cette prérogative étatique se rattache aux missions traditionnelles de la puissance publique : une centrale nucléaire (plus ou moins assimilée à une arme stratégique) peut-elle être confiée à des mains inexpertes ou à des administrateurs inconséquents ? La tragique catastrophe de Tchernobyl en 1986 a servi d’argument pour intervenir en Ukraine. Cela suffit-il cependant à justifier la nationalisation complète de cette forme d’énergie dans un pays comme la France ?

Vers des structures de marché ?

On dénombrait récemment onze constructeurs de centrales nucléaires : trois aux Etats-Unis, trois au Japon, deux en Corée du Sud, le russe Rosatom, le français Areva et l’Allemand Siemens. Ce marché, d’ampleur mondiale, subit une concentration industrielle dont les effets sont sensibles depuis des années : accords entre Areva et Mitsubishi, contrôle multinational de plusieurs fabricants américains etc. Il sera sans doute profondément secoué par les conséquences politiques de la catastrophe de Fukushima qui paralyse l’investissement dans les pays qui ont décidé de se retirer du nucléaire. Le Japon, traumatisé par le séisme et par l’accident nucléaire qui en a résulté, sortira probablement en partie de la course au nucléaire ; ses constructeurs risquent d’être sevrés d’un marché intérieur significatif. L’Union européenne, travaillée par une ambition de politique industrielle comme la France, avait rêvé d’une alliance Siemens-Areva autour de l’EPR ; mais après avoir traité en 2009 avec le russe Rosatom pour une filiale commune qui assure désormais la fabrication de combustible, le démantèlement et la gestion des déchets, la construction de réacteurs et de centrales. Le constructeur allemand a immédiatement réagi au moratoire nucléaire qui le prive désormais d’une légitimité nationale⁸. Siemens parait avoir choisi une issue discrète qui permettait à son activité nucléaire de survivre sans porter haut le flambeau nucléaire !⁹ L’industrie nucléaire mondiale pourrait toutefois continuer à se concentrer par un processus analogue à celui qui a frappé, au XX° siècle, les aciéristes, les constructeurs d’avions de ligne ou les grandes firmes informatiques.

Mais Fukushima, accident nucléaire spectaculaire, n’est que l’un des leviers du changement que subissent les marchés de l’énergie. La géopolitique climatique et l’avènement probable de procédés non conventionnels modifient aussi les termes de l’échange international entre grands pays consommateurs et les détenteurs actuels de la rente énergétique :

1/ Le charbon et les lignites, dont l’usage ne cesse de progresser depuis une quinzaine d’années bien qu’ils soient pénalisés à la fois par les nouvelles normes carbone et par leurs émissions de produits sulfureux et nitreux qui sont une indéniable pollution chimique. Mais les réserves sont grandes, les prix relativement abordables ; en concurrence directe avec le nucléaire, ces énergies continueront donc à être exploitées, notamment en Allemagne, en Pologne, en Chine, en Australie et en Amérique.

2/ Les énergies alternatives (ou énergies nouvelles) productrices d’électricité tentent de percer; mais, pour l’essentiel, elles n’existent sur le marché européen que grâce aux subventions publiques (éoliennes, photovoltaïque, petit hydraulique, biomasse, géothermie profonde etc.); dans les temps troublés que traverse l’Europe, pareille dépendance au regard des politiques publiques constitue une faiblesse que la crise présente met évidence comme on le voit en Allemagne pour l’éolien depuis quelques mois¹⁰.

3/ Quant aux sources d’énergie en émergence, comme l’exploitation du gaz de schiste, leur avenir est assuré sur des continents moins soucieux d’entraver leur croissance que ne l’est la riche Europe. A plus long terme, il parait vraisemblable que des procédés plus économes que ceux qui sont déjà en exploitation leur ouvriront aussi des perspectives en Europe; la période actuelle constitue seulement un rond d’observation que la situation britannique illustre assez bien après un revirement d’opinion assez net au cours de l’année 2011¹¹.

II] Les limites du tout-État

Il en résulte de ce qui précède que l’implication directe de l’Etat dans la filière nucléaire civile mérite d’être réexaminée à la lueur des faits. Les partisans du dirigisme affirment que le colbertisme a réussi à libérer la France de sa dépendance des hydrocarbures dans les années 1970 et suivantes, après les deux premières crises du pétrole. Le site Energethique, dans un article intitulé «Et si la France sortait du nucléaire ?»¹², chiffrait les importations de gaz naturel qui seraient aujourd’hui nécessaire pour remplacer la production d’énergie nucléaire actuelle avant de conclure : [si elle sortait du nucléaire] « la France…perdrait le bénéfice de ses exportations…qui lui rapportent chaque année environ 5 milliards d’euros… Prétendre que l’exportation d’éoliennes ou de panneaux solaires pourrait compenser ce manque à gagner est illusoire… Notre balance commerciale enregistrerait un « négatif » de plusieurs milliards d’euros… Sortir du nucléaire serait compromettre cet acquis ». Visant à maintenir une certaine indépendance énergétique une politique publique pourrait-elle garantir l’avenir ? On peut formuler à ce propos plusieurs remarques :

1/ Le maintien de fortes participations publiques dans les entreprises du secteur n’est pas nécessairement compatible avec le Traité de l’Union Européenne ; politiquement, un tel colbertisme s’oppose en effet à une Europe ouverte et concurrentielle.

2/ De plus, la crise de la dette publique est contraignante : l’État devra, à un moment ou un autre, vendre des “bijoux de famille” improductifs et donc se défaire, par exemple, d’une partie de ses actions EDF ou Areva pour alimenter le budget général ou pour rembourser ses dettes¹³ !

3/ Le contexte international actuel permet aux groupes publics comme Areva ou EdF de contrôler des centaines de sociétés de droit privé à l’étranger ; les gouvernements étrangers peuvent dès lors déplorer qu’une compagnie d’État française dirige les services publics de leur propre pays. Le colbertisme et le mercantilisme peuvent se retourner contre les entreprises publiques françaises qui se présentent à l’étranger comme bras armés de leur gouvernement ! Peut-on dès lors durablement soutenir que l’Etat garde le contrôle d’entreprises dont l’activité s’inscrit sur des marchés internationaux compétitifs, principalement civils ?

4/ La puissance publique nomme les PDG d’EDF ou d’AREVA mais il désigne aussi leur gendarme, l’Autorité de Sûreté Nucléaire. Si une catastrophe de la même ampleur que le tsunami japonais s’abattait sur une de nos centrales, comment l’État concilierait-il ses responsabilités d’ordre public et son rôle d’actionnaire d’entreprises publiques dont les dirigeants sont nommés par le gouvernement ? Cela parait politiquement maladroit; de plus, une confusion entre surveillant et surveillé comporte des risques de “capture” qui pèsent sur tous les régulateurs dont on constate, partout et depuis fort longtemps, qu’ils ne peuvent pas exercer durablement leur mission de contrôle sans entretenir des relations fusionnelles avec les industries régulées : cela se traduit toujours par une convergence de vues, voire même d’intérêts, entre régulateur et régulés¹⁴ !

Un commerce international actif mais instable

Les exportations d’électricité nucléaire représentent entre cinq à six milliards d’euros annuels. Ces ventes d’électricité pourrait s’élever considérablement dans le cadre de l’ouverture à la concurrence des marchés européens de l’énergie du fait que les voisins de la France (Allemagne, Suisse, Espagne, peut-être Belgique) s’orientent vers l’abandon du nucléaire ou décident de ne pas y revenir (Italie). Mais ce n’est pas le seul échange international lié au nucléaire civil. L’industrie nucléaire française est en compétition avec divers concurrents, aux États-Unis, en Russie, au Japon, en Corée du Sud, en Chine et bientôt en Inde peut-être. Areva, malgré sa taille et une large palette de services, n’assure donc qu’une part des exportations : ainsi, de nombreuses industries ont des activités en Chine parce qu’elles y ont accompagné leur mentor (Framatome, Areva, ou Alsthom) .

Le commerce international à un tel niveau est souvent teinté de politique : les acheteurs, comme une partie des vendeurs, sont soit des sociétés publiques comme Areva & EdF, soit dépendantes de décisions d’ordre politique comme Kepco dans l’affaire du Golfe. Si Framatome a pu vendre autant de centrales nucléaires à l’étranger, c’est non seulement parce que ses REP étaient compétitifs grâce aux effets d’échelle permis par le programme français, mais aussi -et parfois surtout- parce que les démarches d’exportation s’inscrivaient dans une coopération interétatique soutenue par des visées diplomatiques. Le cas de la Chine est à cet égard caractéristique !

La difficile recherche d’un second souffle industriel

L’industrie nucléaire française aborde ainsi un tournant : après le grand plan des années 1980 à 2000, le cadre international est moins favorable qu’auparavant car :

– 1/ D’autres pistes que le nucléaire sont désormais sérieusement envisageables pour produire l’énergie sans soulever des craintes planétaires (comme le nucléaire) ni dépendre de pays instables ou hostiles à l’occident (comme les pétroliers d’Iran, du Vénézuela ou d’Irak). Les américains poursuivent activement dans le gaz qui est et sera produit durablement en Amérique même ;

– 2/ Les japonais dont certains sont alliés à des industries françaises ou américaines, subissent un handicap sévère après l’accident de Fukushima. Leur retrait éventuel -ou leur réserve- ne facilitera guère l’ouverture des marchés asiatiques où, déjà, les opérateurs chinois prennent des positions ambitieuses ;

– 3/ Quant au nucléaire hexagonal il risque de buter sur des entraves politiques, notamment dans l’hypothèse où une nouvelle majorité présidentielle reviendrait sur l’option prise en France depuis les années 1970 de fonder la production électrique sur les tranches nucléaires!

Les difficultés d’Aréva et d’EdF pour leur dernière génération de centrale nucléaire ne facilitent au demeurant pas la confiance dans l’avenir de cette filière nucléaire ! L’EPR n’a trouvé preneur en Finlande que parce qu’il y a été bradé ; et en Chine parce que ce pays voulait acquérir une technologie de troisième génération afin de l’exploiter ultérieurement pour son propre compte. Areva, alourdi par sa commande finlandaise, est dans une situation inconfortable, d’autant que d’autres procédés peuvent concurrencer l’EPR. La branche nucléaire de Westinghouse, sous contrôle du japonais Toshiba depuis 2006, développe par exemple l’AP1000, un réacteur dont la conception est différente de celle qu’a choisi Areva¹⁵. Un tel procédé répondrait au souci des exploitants : réduire le risque d’exploitation des futures centrales sans grever abusivement leur budget d’investissement ! Mais EDF a confirmé le 13 septembre 2011¹⁶ son partenariat avec Areva pour 32 des 44 générateurs de vapeur à remplacer dans le parc actuel. Au lendemain de l’accident japonais de février 2011, ne serait-il pourtant pas raisonnable de comparer au moins deux procédés différents avant d’entreprendre le renouvellement du parc nucléaire national ?

On ne peut enfin conclure sans évoquer le “serpent de mer” de l’industrie nucléaire depuis 1978 : celui du démantèlement des vieilles tranches au terme de leur vie active. Ce dossier est loin d’être simple. D’abord en raison des conditions couteuses qui s’imposent pour “déconstruire” la partie chaude des réacteurs nucléaires dont le rayonnement induit par le cœur pendant 40 ou 50 ans est particulièrement nocif. Et aussi car les opérations du démantèlement d’une usine nucléaire (extraction des matériaux irradiés, transport de ces déchets nucléaires, conditionnement, enfouissement et stockage de ces déchets) accumulent des coûts improductifs pendant des siècles ! EDF et Areva affirment que les sommes nécessaires à ce démantèlement ont été provisionnées au cours de la vie productive des centrales, ce qui signifierait que les consommateurs ont contribué (sans le savoir!) à la constitution des réserves nécessaires. Mais on sait, historiquement, que ce type de chantier conduit à des dépassements de budget systématiques. Les premiers démantèlements pourraient donc couter bien plus cher que prévu, surtout après l’accident de Fukushima qui provoque des révisions importantes dans les impératifs de sécurité ! On sait par ailleurs que les comptes de l’EdF ne sont pas vraiment ceux d’une entreprise privée, ne serait-ce qu’à cause de la longue période de transition prévue par l’Etat pour convertir l’ancien établissement public, créé à la fin de la seconde guerre mondiale, en une entreprise de capitaux : comment les réserves antérieures ont-elles été converties dans les comptes de la société qui est désormais cotée en bourse de Paris? Certaines provisions n’ont-elle pas été consommées ou converties en cours de route? Ce sont là des questions qui dépassent la cadre de la présente note : mais il faudra y répondre le moment venu ! Plus le cadre d’exercice et les statuts d’EdF sera concurrentiel et plus la réponse pourra répondre à la curiosité naturelle des actionnaires ou des prêteurs d’EdF…

III] Vers une plus grande ouverture à la concurrence?

La doctrine française suppose que les investissements du nucléaire échappent, par nature, au secteur privé. Pourtant, un projet comme TerraPower montre que cela est envisageable à l’avenir: « l’énergie nucléaire, fortement marquée par l’étatisme, n’aurait probablement pas été développée … dans un marché libre [mais] la perspective de petits réacteurs ne fonctionnant plus à l’aide d’uranium enrichi, soutenue par l’entrepreneur américain Bill Gates … pourrait à l’avenir se rapprocher d’un processus de marché »¹⁷

Rien d’étonnant à cela : plusieurs grandes branches du secteur primaire, comme le secteur pétrolier, gèrent, depuis un siècle et plus, des investissements et des risques considérables qui sont fort bien assumés par des capitaux privés, même si des soutiens publics leur ont parfois été temporairement accordés : l’exploration pétrolière, la grande synthèse organique, le transport commercial aérien, l’industrie spatiale prouvent que des entreprises privées peuvent non seulement maitriser de gigantesques risques industriels mais aussi mobiliser de très importants investissements qu’ils financent sur le marché internationale des capitaux. L’exemple de Total l’a démontré depuis que sa privatisation lui a permis d’affronter la concurrence internationale et le cartel antérieur des pétroliers anglo-américains ! L’ouverture du nucléaire à la concurrence et à l’initiative du secteur privé ne doit donc plus être un sujet tabou, bien que la gestion des risques majeurs soit couramment présentée comme un « échec du marché » !¹⁸

Des risques assurables ?

Outre les investissements, qui sont compatibles avec des financements de marché, se pose évidemment pour le nucléaire la question de la couverture des risques qui lui sont propres : risque d’accident industriel (explosion, incendie, pollution chimique etc.) certes ; mais aussi risque biologique propre à la très longue durée des radiations ionisantes émises par les carburants radioactifs et par les produits contaminés au coeur des centrales nucléaires. Un assureur pourrait-t-il couvrir les risques industriels d’une centrale nucléaire comme il couvre les risques industriels d’une usine chimique dite “Seveso”? Cette option d’assurance n’a pas encore été décidée en France car c’est l’État, donc le contribuable, qui se porte garant du risque pris par l’exploitant EdF ou par le constructeur Areva. L’exploitant pourrait-il prendre lui-même en charge une catastrophe nucléaire dont les conséquences peuvent s’étaler sur plusieurs siècles, voire, pour les déchets les plus radioactifs, sur plusieurs millénaires ? Cette question, rarement posée, mérite examen.

Une étude américaine de 1992, intitulée « Can Nuclear Power Compete? »¹⁹, abordait franchement ce problème. Au début du programme électro-nucléaire américain, l’État était son seul assureur²⁰ avant que ne se confirme l’appel à des assureurs privés; il en fut de même en Europe (en particulier en France) où l’assurance du risque nucléaire reste pourtant confinée dans un espace limité, sans doute en raison d’une doctrine qui réserve cette industrie à l’initiative publique et de la circonspection des assureurs qui répugnent parfois à couvrir des risques qui ne leur apparaissent pas guidés par la loi des grands nombres !²¹

La doctrine est inchangée en France : peu d’experts envisagent de sortir l’industrie nucléaire des griffes de la puissance publique. Il faudrait la force et l’originalité d’un B. Gates pour affronter ce dogme ! Mais le seul fait qu’un tel entrepreneur puisse envisager l’avenir autrement que le passé incite à réfléchir à la responsabilité civile de l’exploitant (en France EdF, au Japon Tepco par exemple) vers les risques biologiques : nous avons en 2011 un intéressant précédent qui met en cause une grande firme pharmaceutique dont la responsabilité serait engagée en raison des conséquences fatales qu’aurait eu l’administration d’un médicament à des patients pour lesquels ce produit n’aurait pas initialement été développé²². Il s’agit bien, en l’occurrence, d’une suite biologique fatale dont le pharmacien est présumé responsable à long terme ! Qui s’insurge contre une telle extension de la responsabilité industrielle ? Mutatis mutandis, pourquoi ne pas appliquer un raisonnement analogue à une irradiation nucléaire qui résulterait, sur une échelle assez bien circonscrite, d’un accident analogue à celui qui nous préoccupe ici?

Les risques industriels de l’accident de Fukushima sont probablement assurables en combinant des assurances classiques et des mécanismes de couverture que les marchés financiers des dernières décennies ont multipliés. La démarche serait moins originale qu’il ne peut y paraitre à première vue : dès l’origine du transport maritime, à l’époque des grandes découvertes de la Renaissance, les marchands du nord de l’Europe ou de l’Adriatique ont pris de très grands risques auto-assurés, avant même que ne soient mis au point les mécanismes modernes de l’assurance; plus près de nous, l’aventure spatiale, initiée par des projets militaires, s’est appuyée aussi sur des assurances qui sont aujourd’hui un complément essentiel de l’industrie des lanceurs et des satellites de communication. Plus généralement, la gestion du risque inconnu est une préoccupation traditionnelle des assureurs²³. Mais deux problèmes se posent : l’aléa moral et le faible nombre de cas sur lequel peut reposer le calcul du risque statistique. Ici, l’aléa moral vise le comportement de l’assuré qui augmente le risque après que l’assurance est établie. Si l’assureur ne peut pas présumer du comportement de l’assuré, le lien rationnel entre la prime et la garantie est rompu²⁴. Dans le cas de Fukushima, la réputation de l’exploitant fut rapidement ternie, entrainant le recours presque immédiat de Tepco au soutien du gouvernement japonais ²⁵.

A supposer que le point précédent soit réglé, le problème subsiste du faible nombre de cas disponible pour estimer le risque statistique parce qu’il y a (heureusement !) peu d’accidents nucléaires. Un assureur ne peut donc guère affecter une probabilité à un accident catastrophique. Il peut donc très mal anticiper la perte que pourrait occasionner un accident majeur. Par conséquent, les primes sont difficiles à calculer²⁶. C’est ici qu’interviennent les mécanismes financiers mentionnés plus haut. Il s’agit de répartir et de dissoudre les risques majeurs grâce à une diffusion très large de ce risque entre une masse d’investisseurs entre lesquels se dilue le risque : les preneurs assument leur quote-part de la catastrophe éventuelle en contrepartie d’une rémunération élevée du produit financier qu’ils achètent. Autrement dit, l’effet statistique sur lequel repose le calcul de la prime d’assurance habituelle est remplacé par un autre effet statistique : celui de la répartition de l’effet catastrophique entre des porteurs qui n’en supporteraient qu’une mineure partie et non la totalité comme le ferait un assureur traditionnel !²⁷

Vers un choix concurrentiel des procédés et des exploitants nucléaires ?

L’ouverture des marchés de l’électricité à la concurrence européenne ouvre des perspectives car le cadre européen de la production et de la distribution électrique est ouvert depuis le 1^er juillet dernier ; cette ouverture pourrait, si l’on s’en préoccupe vraiment, entraîner l’ouverture corrélative de nouveaux mécanismes de marché ! Sur le marché européen, EDF recourt essentiellement à l’électro-nucléaire. Son seul rival européen, en matière de prix, est en Suède ; mais les deux pays ne sont pas directement en concurrence. Les stress-tests pour l’année 2011 auront probablement pour conséquence d’augmenter le facteur de charge des centrales françaises et sa production de 4% à 5%. La production additionnelle de Flamanville pourrait être en partie exportable et une seconde centrale, peut être l’EPR prévu pour Penly, pourrait être construite. On pourrait envisager alors de diversifier les risques de l’exploitant grâce à l’adoption d’une technologie différente pour une partie du parc nucléaire à construire, afin de tester un autre procédé.

La législation européenne pourrait-elle aussi permettre à des producteurs d’électricité étrangers de s’installer en France ? Le concours portant sur des parcs d’éoliennes maritimes sur les cotes ouest est effectivement ouvert à des étrangers comme Iberdrola. Contrairement à ce qu’on pouvait encore croire au moment de la publication de Nucléaire civil : le rebond !²⁸ on voit mal les électriciens allemands traverser le Rhin pour produire de l’électricité nucléaire en France, destinée au consommateur allemand ! GDF-Suez, qui commercialise la production électrique des centrales hydrauliques du Rhône, pourrait par contre accroître son assise européenne au delà du marché belge avec une tranche nucléaire nouvelle située en France (cf. plus haut). La prudence est toutefois de mise : par circonspection, GDF-Suez envisagerait plutôt de développer des centrales à gaz et hydroélectriques car le climat politique est trop incertain pour le nucléaire; au surplus, le kilowattheure d’origine nucléaire sera désormais renchéri par les règles de sécurité lourdes et couteuses qu’évoque le diagnostic de l’autorité de sureté nucléaire française au début de 2012.²⁹

Notes conclusives

EDF a obtenu la possibilité de porter à soixante ans la durée d’exploitation de ses centrales nucléaires. Le programme de 58 réacteurs a été mené en 20 ans, la première mise en service ayant eu lieu en 1978 ; peu probable que l’on attende 2038 pour renouveler ce parc car il ne paraît guère envisageable de reproduire le rythme de construction du siècle précédent. Il semble plus raisonnable de réformer progressivement le parc à partir de la fin de la présente décennie afin d’étaler le remplacement qui pourrait s’achever vers 2060. Ce renouvellement pourrait commencer par des réacteurs de troisième génération. EDF va donc consentir des investissements très importants dans les deux décennies à venir, qui vont impliquer des choix stratégiques. Moins cher que les énergies dites “renouvelables”³⁰, le nucléaire constituerait encore en France une option transitoire avant que ne se confirment les possibilités des schistes bitumineux européens ou d’autres options à long terme comme l’usage de l’hydrogène comme carburant.

La poursuite du programme nucléaire français, qui nous parait inscrit dans les faits économiques actuels, impliquera de toute façon des hausses de tarif évoquées dans les pages précédentes. Les prix actuels, réglementés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) semblent en-deçà de ceux que fixerait un marché compétitif. Sans une hausse des tarifs estimée à 8€ par mégawatheure, EDF financerait-elle les investissements nécessaires au reconditionnement d’un parc vieillissant et le futur démantèlement des tranches nucléaires,? Comment mettre en chantier de nouveaux réacteurs, bien plus coûteux que les anciens, qu’il s’agisse de l’EPR d’Aréva ou de l’AP 1.000 de Westinghouse ? De combien pèsera l’alourdissement des normes de sécurité que la réglementation prévoit déjà à la suite de l’accident japonais ?

Au delà de la vente d’énergie électrique, la concurrence pourra-elle s’élargir aux procédés industriels susceptibles de fournir la troisième génération de réacteurs nucléaires dont les exploitants français auront bientôt besoin ? Areva pourrait-il se doter d’un réacteur complémentaire de l’EPR? L’ATMEA, développé en partenariat avec Mitsubishi, conviendrait-il? D’autres hypothèses pourraient impliquer un co-investissement avec un industriel étranger, pourvu que ce dernier apporte une technologie qui permette à la fois de produire un réacteur de 1600 mégawatts, de grande sûreté, pour des pays développés comme la France; et un réacteur intégré moins puissant, moins complexe et moins cher, pour des marchés de niche ou de grande exportation plus soucieux du prix de revient de l’électricité produite que d’une sécurité civile qui a moins de poids dans les pays en question que ne l’a une demande d’énergie abordable, cas de la Chine, du Brésil ou de l’Inde, notamment. Dans cette dernière hypothèse, les projets comme Flexblue de DCNS entreraient-ils pas dans le paysage concurrentiel d’un pays d’Europe occidentale comme le notre ? Une nouvelle forme de coopération internationale pourrait naître de ce fait, entre industries des pays hautement développés comme la France et pays en rapide développement comme l’Inde ou la Corée, traduisant une stratégie gagnant-gagnant qui échapperait aux tentations d’un colbertisme industriel solitaire. Le nucléaire déboucherait dès lors sur un marché international compétitif au sein duquel les incertitudes actuelles de la filière nucléaire française pourraient se dissoudre grâce à de nouvelles initiatives à vocation mondiale.

*Jean-Pierre Chamoux est Président de l’Institut Turgot

Cet article prolonge le rapport d’un groupe de travail constitué par l’Institut Turgot au lendemain de l’accident de Fukushima. Il est publié par Nouvelles de France en partenariat avec l’Insititut Turgot.

NOTES

1 Pour un surcoût estimé à 250 milliards d’euros: http://www.lefigaro.fr/societes/2011/09/21/04015-20110921ARTFIG00678-la-sortie-du-nucleaire-couterait-750milliards.php

2 http://www.lefigaro.fr/conjoncture/2011/08/29/04016-20110829ARTFIG00649-francois-fillon-plaide-pour-un-nucleaire-securise.php

3 http://www.elysee.fr/president/root/bank_objects/Synthese_ROUSSELY.pdf : synthèse téléchargeable du rapport sur l’avenir de la filière nucléaire.

4 REP : réacteur à eau pressurisée. Par le nombre, le parc français se situe en seconde position mondiale, derrière celui des Etats-unis qui disposent de 110 réacteurs pour servir une population cinq fois plus importante.

5 Il n’existe que quatre autres unités de retraitement dans le monde : au Royaume uni, au Japon, en Russie et en Inde. Elles partagent avec l’usine de la Hague la totalité du retraitement mondial : les déchets vitrifiés sont renvoyés dans leur pays d’origine après traitement.

6 EPR : réacteur nucléaire à eau pressurisée, en anglais “European pressurised reactor” ou, plus récemment, abréviation de “Evolutionnary power reactor“.

7 Bien que les sources ne soient pas très nombreuses, on estime à plus de 500 le nombre d’entreprises qui ont acquis la certification CEFRI, nécessaire pour intervenir sous rayonnement ionisant en France.

8 http://www.lefigaro.fr/societes/2011/09/18/04015-20110918ARTFIG00225-siemens-tourne-la-page-du-nucleaire.php

9 Le parti socialiste français a vivement déploré cette issue, évoquée notamment par la voix de Jean-Louis Bianco : « La rupture Areva-Siemens et la constitution de cet axe germano-russe est un grave revers pour la politique énergétique européenne».

10 cf. par ex. Le Monde du 5 janvier 2012 p.9.

11 cf. le blog de Benny Peiser : www.thegwpf.org et notamment celui du 5 janvier 2012 à propos des gaz de schiste..

12 http://www.energethique.com/point_de_vue/sortir_du_nucleaire.htm

13 C’est bien le sort qui a été réservé au fil des ans aux titres de France Télécom  malgré les déclarations impératives des gouvernements qui ont préparé puis exécuté sa privatisation depuis 1995! Il est certes vrai que les difficultés rencontrées sur le chantier des nouveaux réacteurs finlandais et français ne jouent pas en faveur d’une valorisation élevée du capital de ces sociétés publiques qui risquent de pâtir des difficultés révélées par ces travaux pharaoniques!

14 Ce phénomène a été mis en évidence depuis fort longtemps aux Etats Unis; il se développe en Europe depuis que les Etats membres de l’Union ont multiplié les régulateurs sectoriels « indépendants »; ces administrations publiques échappent en partie à l’autorité gouvernementale, mais pas aux modes technocratiques ni aux sirènes des industries qu’ils surveillent! Cf. l’article fondateur : Stigler, G. 1971. “The theory of economic regulation.” Bell J. Econ. Man. Sci. 2:3-21. On notera que Wikipedia est très à jour sur ce thème : l’encyclopédie électronique cite le cas de Fukushima comme une exemple caractéristique de la capture du régulateur nucléaire par l’exploitant frappé par le tsunami. L’inspection déclenchée un mois avant le tsunami du 11 février 2011 s’était conclue par un satisfecit sur la sécurité de cette centrale nucléaire cf. http://en.wikipedia.org/wiki/Regulatory_capture (lu oct. 2011)

15 La chaleur rayonnée vaporise l’eau de la cuve qui alimente les turbines hydrauliques. La vapeur chaude s’élève jusqu’au sommet de l’enceinte de confinement. Une douche d’eau froide tombe par gravité sur l’extérieur de la cuve, refroidissant le sommet. La vapeur d’eau se condense brutalement, évacue ses calories et retombe en pluie dans la cuve. Un cycle continu de vapeur montante et d’eau liquide descendante refroidit le cœur tant qu’il y a de l’eau dans le réservoir au-dessus de l’enceinte, avant que l’alimentation électrique n’actionne les pompes du refroidissement normal.

16 http://www.lefigaro.fr/societes/2011/09/13/04015-20110913ARTFIG00661-edf-passe-une-commande-importante-a-areva.php

17 « Liberté, énergie et environnement : une relation réconciliable » pp.14-15, Barthélémy Bonadio, Institut Constant de Rebecque, août 2011. La DCNS, issue de la privatisation partielle de l’ancienne direction des constructions navales de la Marine nationale, développe le projet Flexblue, mini-centrale immergée en mer près des cotes, qui correspond assez bien à l’intuition du projet Terra Power! cf. http://fr.dcnsgroup.com/energie/ (consulté sept. 2011)

18 pour une définition de cette notion cf. par ex. Francis M. Bator (1958). “The Anatomy of Market Failure,” Quarterly Journal of Economics, 72(3) pp. 351–379 ; et, pour une analyse libérale: MacKenzie, D.W. (2002-08-26). “The Market Failure Myth”. Ludwig von Mises Institute. http://mises.org/article.aspx?Id=1035. (référence wikipedia en. pour “market failure”.)

19 http://www.cato.org/pubs/regulation/regv15n1/reg15n1-rothwell.html

20 «Dès 1966, la garantie (publique) s’est déchargée sur les assurances. En 1975, un quote-part d’auto-assurance des exploitants a été introduite. Le nombre déjà élevé de sites (nucléaires civils) permettait d’exclure l’indemnisation publique. En 1988, la garantie (d’assurance) a été portée à 7 milliards de $ dont 160 m$ garantis par les assureurs et 63m$ garantis par les exploitants eux-même, pour 110 réacteurs en service. Malheureusement les primes n’étaient pas fonction des conditions locales de sécurité!” (notre traduction)

21 cf. la communication de G. Durand : “L’assurance du risque nucléaire” : www.mines-energie.org/dossiers (oct. 2011)

22 Il s’agit ici des Laboratoires Servier dont le produit Mediator, initialement prescrit pour traiter une forme de diabète, aurait été dérivé vers le traitement de l’obésité en raison de son effet de “coupe faim”.

23 Parmi les travaux accessibles sur le nucléaire et sur les risques liés aux nouvelles technologies, voir : “Estimating satellite insurance liability“ posted paper Casualty Actuarial society (2000) cité dans wikipedia/satellite insurance; ou : “Managing unkown risks, future of global insurance“, J. Portfolio Management n°4, vol 24 (été 1998) cité aussi in : MPRA paper, n°8820, 22 mai 2008. On trouvera à l’Association de Genève des illustrations de risques nouveaux (http://www.genevaassociation.org/Research_Programme/RiskManagement.aspx).

24 Ce problème est partiellement résolu par une franchise de sorte que l’assuré assume une partie du risque. Dans le cadre d’un accident nucléaire, la réputation de l’entreprise peut jouer le même rôle qu’une franchise. Par exemple, bien qu’il y ait eu peu de dommages hors du site de la centrale, le propriétaire de Three Miles Island a subi une perte substantielle qui résultait de l’accroc fait à sa réputation.

25 La chute boursière du titre de Tepco l’a placée en faillite potentielle. En d’autre temps, son président se serait probablement fait hara-kiri pour ne pas survivre à un tel déshonneur!

26 “Comme nous n’avons que peu d’expérience de ce type d’accident … le calcul des primes (d’assurance) est aléatoire. A partir des données fournies par les compagnies et de notre estimation de la probabilité des accidents nucléaires, (nous) avons évalué la prime annuelle que devrait payer chaque réacteur: 22 M$ pour une garantie limitée à 7 milliards de dollars, borne supérieure du risque assurable actuellement. Ces 22 M$ constituent donc une subvention indirecte à l’industrie nucléaire!” Extrait de notre traduction du Cato Institute, citée supra note 20.

27 Cette forme de produit financier a été conçue pour repartir le défaut de solvabilité d’un emprunteur très endetté ou dont la solvabilité est douteuse : cas des subprimes américains ou des hedge funds antérieurs. Ce n’est pas parce que la crise de 2007-2008 a été associée aux subprimes que le mécanisme de couverture sur lesquelles reposaient ces produits est vicié; c’est leur mise en oeuvre dans un contexte politique pernicieux qui causa la crise révélée en Europe en septembre 2008, pas le mécanisme de couverture du risque d’insolvabilité lui-même! cf. “Les subprime : une crise d’origine politique” Lettre de Présaje nov. 2008 in : www.presaje.com/…/lalettredepresaje

28 édité par l’Institut Turgot et Libermedia.

29 cf. Le Monde dossiers “sureté nucléaire” des 4 & 5 janvier 2012.

30 L’éolien terrestre est quatre fois plus cher que le nucléaire; l’éolien « offshore » 8 fois plus, et le photovoltaïque 15 fois plus; le surcoût est financé par une subvention prélevée sur l’électricité nucléaire.