En 1974, consécutivement au premier choc pétrolier et dans un souci affirmé d'indépendance énergétique, le gouvernement français décidait l'accélération du programme électronucléaire. En effet, les prévisions de consommation d'électricité, fondées sur une double hypothèse de forte pénétration de l'électricité en substitution du pétrole et de tendance à la baisse du prix du KWh nucléaire, permettaient d'envisager une très forte croissance de la demande d'électricité. Sans doute est-il difficile d'estimer la production d'électricité qui pourra effectivement être assurée par les réacteurs nucléaires lorsque les programmes engagés auront été achevés... Mais selon les évaluations réalisées dans le cadre de l'élaboration du 8ème plan, en 1990, 73% du courant électrique devrait être d'origine nucléaire au lieu de 21% en 1980; dans le même temps, il est prévu que la consommation totale d'électricité augmente de 75%, alors que la demande totale d'énergie évaluée en millions de tonnes-équivalent-pétrole (MTEP) devrait croître de 25,5%. Une telle croissance de la production d'électricité implique que la puissance installée des centrales nucléaires soit en 1990 de 66.000 Mégawatts (millions de kW), soit une puissance équivalente à celles réunies des parcs japonais, allemand et britannique. C'est dire l'ampleur d'une telle politique qui nécessite la construction chaque année de 6 tranches de 1.300 Mégawatts, au coût unitaire compris entre 4 et 5 milliards de francs: en 1987, 45 réacteurs devraient être en construction ou achevés
     Aucun programme d'investissement n'a dans l'histoire de la France mobilisé autant de capitaux que ce soit en valeur absolue ou relative... Par ses effets structurants, son impact macro-économique, mais aussi sans doute ses coûts sociaux, le programme nucléaire français a et aura des incidences considérables; de ce point de vue, seule peut-être - et toutes proportions gardées - la révolution ferroviaire du Second Empire peut lui être comparée.
     Trois arguments - l'indépendance, la compétitivité et les besoins en énergie - justifient aux yeux de ses promoteurs l'adoption d'un tel programme:

     La commission «Energie et matières premières» du Commissariat Général au Plan relève, dans son rapport préparatoire au 8ème Plan que «la poursuite récente de la dérive des coûts (du kWh nucléaire) et des délais est préoccupante...» et la commission de noter qu'une telle situation appelle «des mesures pour une meilleure maîtrise des coûts et des délais sans lesquelles le programme nucléaire ne pourrait se développer»[6]: entre 1972 et 1981, le coût du kWh électro-nucléaire a été, d'après les estimations officielles, multiplié par quatre[7]. En soi, cette constatation n'est pas totalement surprenante: dans une technologie récente et en plein développement une maîtrise parfaite des coûts relèverait de la gageure, alors que dans le cas des filières classiques, pour lesquelles on dispose d'une longue expérience industrielle, les paramètres sont parfaitement connus.

     La politique énergétique de la France a été jusqu'à présent définie et justifiée à partir des calculs réalisés par la commission pour la production d'électricité d'origine nucléaire (PEON)[8]. Selon les estimations les plus récentes, le coût moyen du kWh produit en base dans une centrale nucléaire de type classique PWR, à mettre en service en 1990, est estimé à 16 centimes environ au 1er avril 1981. Par comparaison, le coût du kWh produit à partir d'une centrale fonctionnant au charbon s'élève à 28 centimes; celui d'une centrale au fuel à 55 centimes[9]. Le tableau 1 nous donne la décomposition de ces coûts en trois composantes: investissement, exploitation, combustibles. Le tableau 2 retrace l'évolution de ces coûts depuis 1970.

1.2. Les incertitudes liées aux problèmes méthodologiques d'estimation du coût du kWh électronucléaire

     L'objet de ce paragraphe est de montrer que la compétitivité du nucléaire est moins évidente qu'il n'y parait au premier abord, tant l'estimation du coût du kWh est entachée d'incertitude. Le jugement ainsi porté se fonde sur l'examen des hypothèses et de la méthode présidant au calcul, hypothèses et méthodes dont on peut par ailleurs regretter qu'elles soient élaborées seulement par une commission - PEON - dont les membres sont totalement parties prenantes du programme.
     Parmi les hypothèses qui prêtent le plus à la discussion, nous distinguerons celles relatives à la définition théorique de la centrale de référence et celles qui découlent directement de la procédure d'actualisation.
 

11. Cf. F. BOLLON: «Le prix du combustible nucléaire», revue Economie et Humanisme n°253 mai-juin 1980. Précisons en outre que la Commission PEON dans son rapport de 1973 prévoyait une baisse de 3% par an du coût de construction des centrales nucléaires!!

     Le tableau 2bis présente les principales caractéristiques des équipements de référence. La filière de l'équipement nucléaire est celle de l'uranium enrichi-eau légère puisque, de puis 1975, le choix s'est porté exclusivement sur les PWR (réacteur à eau pressurisée).
     Les diverses caractéristiques retenues dans la définition de l'équipement de référence ont, bien entendu, des répercussions importantes sur l'évaluation du coût global du kWh, qu'il convient de préciser. Elles conduisent à de nombreuses incertitudes concernant entre autres:
     - le coût d'aménagement des sites,
     - la durée d'utilisation des équipements,
     - la capacité de la centrale,
     - son devenir après son arrêt.
Nous proposons d'examiner plus en détail ces différents points.
     a) Le coût d'aménagement des sites
     Les variations inhérentes au coût d'aménagement des sites rendent très délicate la définition d'un coût moyen et il y a là un facteur d'incertitude important, particulièrement en ce qui concerne les implantations de centrales nucléaires. Les surcoûts d'aménagement constatés dans la réalité par rapport au coût moyen de l'équipement de référence, tendent à être de plus en plus importants, dans la mesure où le programme nucléaire français a utilisé en priorité les sites les plus favorables les augmentations les plus importantes portent sur les équipements de réfrigération et de raccordement au réseau haute tension[12].
     b) La durée d'utilisation
     L'un des points principaux de controverse relatif à l'estimation du coût du kWh porte sur les hypothèses ayant trait aussi bien à la durée de vie des centrales qu'à leur coefficient d'utilisation annuelle ou «facteur de charge».
En l'absence d'expérience suffisamment longue, la durée de vie des centrales PWR est estimée à 20 ans, en France l'hypothèse paraît assez prudente dans la mesure où aux USA et en Grande-Bretagne on retient une hypothèse de 30 ans. L'utilisation effective des centrales nucléaires est censée correspondre à leur durée de vie: autrement dit, la période d'amortissement prise en compte dans les calculs est également de 20 ans. Il n'en va pas de même pour les centrales classiques. Alors que l'on sait que leur durée de vie est plus longue (de l'ordre de 30 années), on estime dans le calcul du coût du kWh qu'elles ne pourront fonctionner, en utilisation maximale, que pendant 9 ans, pour se stabiliser à un niveau d'utilisation très bas les années suivantes: il y a là un artifice de méthode qui revient à préjuger des résultats des calculs puisque l'on réduit la durée d'utilisation effective par rapport à l'utilisation maximale possible des centrales classiques en raison du niveau élevé de leurs coûts variables.
     Une telle méthode favorise nécessairement l'option nucléaire. Sans doute serait-il plus légitime d'effectuer les calculs en considérant l'utilisation maximale des équipements, puisqu'il ne s'agit pas de gérer un parc d'installations déjà créées mais de choisir des équipements nouveaux.
     En second lieu, les facteurs de charge annuelle retenus prêtent à discussion: la centrale nucléaire de référence est censée fonctionner avec un coefficient cumulé de 75% - soit environ 6.600 heures par an - à partir de la quatrième année. On dira alors qu'elle «fonctionne en base». Ce régime d'utilisation tient compte d'arrêts annuels dus à des travaux correspondant à 10% du temps total et à 15% imputables à des incidents de fonctionnement. Selon L. Thiriet[13] cette hypothèse était vérifiée au 1er janvier 1976 sur l'ensemble des centrales PWR en fonctionnement dans le monde. On remarquera cependant qu'à la date mentionnée peu de centrales PWR et aucune de 1.300 MW étaient en service. En tout état de cause, on ne peut se prévaloir d'une quelconque expérience pour justifier l'hypothèse retenue. D'autre part, les pannes, les fuites dues à une corrosion plus rapide que prévue ou encore d'autres incidents semblent se multiplier en France ces dernières années; ce qui, à terme, devrait conduire à reconsidérer le choix d'un coefficient de 75%[14].

     c) La capacité de la centrale
     Les hypothèses concernant le palier de puissance des équipements sont évidemment moins hasardeuses. La centrale nucléaire de référence comporte deux réacteurs de 1.300 Mégawatts de puissance chacun, alors que la puissance des centrales thermiques retenue dans les calculs est de deux fois 700 Mégawatts (ce sont les plus grosses centrales construites en France)[18].
     On ne sait trop s'il serait possible de réaliser des économies d'échelle en construisant des centrales classiques de plus grande taille (aux USA la centrale au charbon de référence a une puissance installée de 1.000 MW); en ce qui concerne le nucléaire, l'expérience (récente) montre que l'on s'oriente de plus en plus vers des réalisations de 4 tranches sur un même site, ce qui laisse espérer des économies d'échelle, en particulier en ce qui concerne l'aménagement des sites une baisse du prix moyen du kW installé de l'ordre de 5% semble aussi envisageable. Mais à l'inverse, une concentration des installations sur un même site peut entraîner des modifications, en particulier des ouvrages de réfrigération, réduisant les gains escomptés.

     d) Le devenir de la centrale après son arrêt
     C'est sans doute là que pèsent des facteurs majeurs d'incertitude sur le nucléaire et ses coûts, car on ne sait toujours pas quel peut être le devenir d'une centrale nucléaire après son utilisation!
     Entre le déclassement, c'est-à-dire la fermeture de la centrale nucléaire après déchargement du combustible, et le démantèlement complet, il existe en réalité toute une gamme de solations[19]. Dans l'absolu, le démantèlement apparaît comme le plus souhaitable, même si la doctrine ne paraît pas définitivement fixée. Compte tenu d'une période nécessaire de désactivation de la centrale, le démantèlement ne peut guère intervenir que 30 ans après le démarrage de la centrale. Sans doute le coût du démantèlement, en l'absence d'expérience en la matière, est-il très difficilement chiffrable. EDF retient une estimation de l'ordre de 10% de l'investissement initial, 10% qui ne représentent plus que 0,5% après actualisation[20]. Mais selon d'autres études récentes - notamment les travaux de l'Institut Economique et Juridique de l'Energie de Grenoble - le coût de démantèlement d'une centrale avec restauration du site pourrait s'avérer égal à son coût de construction, en francs constants mais avant actualisation.

1.2.2. Les problèmes méthodologiques inhérents au calcul d'actualisation
     La procédure de calcul utilisée en France fait appel à la technique d'amortissement financier déterminé à l'aide du taux d'actualisation défini par le plan pour la sélection des investissements publics. Là encore, ce n'est pas tant le principe que son application qui prête à discussion... mais avant d'aborder les problèmes spécifiques relatifs à l'estimation des coûts énergétiques, sans doute est-il nécessaire de rappeler ce qu'est d'une manière générale le calcul actualisé, et la façon dont il est employé dans un système de planification indicative afin de sélectionner les investissements publics et de permettre en théorie la meilleure allocation des ressources collectives.

1.2.2.1. Investissements publics et actualisation dans un système de planification indicative - rappels.
     Toute société organisée opère, explicitement ou impli¬citement, de façon institutionnelle ou non, un certain arbi¬trage entre le présent et le futur, entre sa consommation pré¬sente ou à venir. Dès lors qu'on ne se trouve pas en «société d'abondance», il est nécessaire de soustraire à la consom¬mation immédiate une part de la production nationale en vue de l'investissement... Il y a là une exigence qui n'est autre que celle de la reproduction sociale.
     Concrètement, cet arbitrage découle du poids relatif que la société accorde aux dépenses (et recettes) futures par rapport aux dépenses immédiates, à montant et structures de prix identiques. Or, les agents économiques comme l'Etat n'attachent pas la même valeur à un franc immédiatement disponible et à un franc dans n années même en l'absence de dépréciation monétaire, un franc tout de suite est préférable à un franc dans n années, compte tenu de la préférence que la société éprouve pour le présent.

1.2.2.2. Choix énergdtiques et actualisation
     Une appréciation critique des résultats obtenus sous forme de coûts moyens actualisés des kWh nucléaire et thermique, nous impose dans un premier temps d'exposer la méthode utilisée en France par EDF ou la Commission PEON; on pourra alors recenser les facteurs d'incertitude qui en découlent dans un second temps.
     Pour estimer le coût moyen de production du kWh, on procède à.l'évaluation du prix moyen de vente du kWh, constant sur la durée de vie de la centrale, qui permettrait l'égalisation des recettes et des dépenses actualisées pendant cette même durée de vie (les dépenses sont évaluées à mon-naie constante).
     Autrement dit, le coût moyen du kWh est obtenu en faisant la somme des coûts actualisés d'investissement, d'exploitation et de combustible engendrés par un kW de puissance de l'équipement considéré; ces coûts étant eux-mê¬mes divisés par le nombre de kWh actualisés. Le calcul du nombre de kWh actualisés nécessite d'estimer un «nombre d'heures actualisées d'utilisation de la centrale» pendant lequel un kW de puissance de la centrale est utilisé au cours de la durée de vie de celle-ci, compte tenu des facteurs de charge retenus par hypothèse.
     Bien entendu, l'expression «nombre d'heures actualisées» recouvre une notion purement mathématique permettant de résoudre le problème de l'estimation d'un coût moyen alors que la production annuelle varie dans le temps. Compte tenu des hypothèses relatives aux durées d'utilisation effective et aux facteurs de charges, par ailleurs discutables comme nous l'avons montré précédemment, le nombre d'heures actualisées d'une centrale nucléaire est de 54.100 heures pour une durée de vie supposée égale à 20 ans; celui d'une centrale thermique est identique mais avec une durée de vie et un facteur de charge sous-estimés (cf. infra).

     1) La définition d'un horizon de temps.
     Nous ne reviendrons pas ici sur le caractère discutable de l'estimation des durées d'utilisation des centrales nucléaires et thermiques, de la sur - ou sous - estimation des facteurs de charge et des conséquences qui en découlent, pour l'essentiel favorables à l'option nucléaire. Il s'agit ici de souligner les incertitudes qui résultent nécessairement du calcul actualisé en longue période:
     - Dès lors que le taux d'actualisation est relativement élevé, il est clair que l'on privilégie le court terme au détriment du long terme, et les dépenses intervenant au-delà de dix ans sont fortement dépréciées[28]. Ainsi en est-il du coût de démantèlement: il est beaucoup plus élevé pour une centrale nucléaire que celui d'une centrale classique... actuellement le coût de démantèlement pris en compte par EDF est chiffré à 10% de l"investissement, ce qui, calculé à 20 ans, augrnente le coût du kWh nucléaire dans des proportions absolument négligeables, de l'ordre de 0,1 centime[29]. Or il est incontestable que le devenir des centrales après leur utilisation est un facteur majeur d'incertitude pour les générations futures, tant sur le plan de la sécurité que sur le plan économique.

     Dans l'absolu, on peut estimer qu'un taux de 9% est un taux trop élevé, puisqu'il relève le seuil de rentabilité mimmal accepté pour les investissements publics, et de ce fait décourage ces derniers[31]. Mais notre propos n'est pas tant de discuter ici du bien-fondé du taux retenu pour le plan que de souligner les incertitudes qui découlent de la sensibilité du kWh, résultant d'éventuelles modifications de ce taux.
     Un taux d'actualisation faible favorise les techniques les plus capitalistiques qui nécessitent des investissements im¬médiats très lourds, et des dépenses de fonctionnement, en particulier de combustibles, faibles, soit dans l'ordre décroissant: l'hydraulique, le nucléaire à uranium naturel, le nucléaire à uranium enrichi (moins capitalistique), le thermique classique, au gaz, charbon, fuel, le thermique «léger». Le baisse du taux d'actualisation intervenue en 1976 (de 10 à 9%) a donc amélioré la compétitivité apparente du nucléaire par rapport au résultat qui aurait été obtenu avec un taux de 10%). Ce phénomène s'explique aisément en considérant la structure des coûts propres à chacune des techniques présentées dans le tableau 3:

     Une centrale thermique classique suppose un investissement initial plus faible et des dépenses de fonctionnement (exploitation et combustible) plus élevées qu'une centrale nucléaire: le rapport des investissements est de 1,56 dans le cas du fuel:

«… Car avec le programme d'investissement de l'entreprise nationale (33 milliards de francs en 1981), du fait notamment de la construction de réacteurs nucléaires, l'endettement d'EDF est devenu monstrueux: 120 milliards de francs, dont 40 milliards de francs à l'étranger et 20 milliards de francs libellés en dollars. Avec le relèvement des taux d'intérêt, le renforcement du dollar et la dépréciation du franc, le scharges financières ont augmenté de 70% l'an passé; elle représentent désormais 14 milliards de francs, soit près du cinquième du chiffre d'affaires (74,6 milliards de francs). Pour toute entreprise autre qu'EDF, qui dispose de la garantie gouvernementale, cet endettement et les charges en découlant seraient rédhibitoires. ... »

Le Monde, 29 avril 1982

     Où est-il donc le temps où, lors de débats contradictoires, lorsque nous soulevions la question de l'endettement d'EDF sur le marché des capitaux américains, les officiels nous riaient au nez en nous assurant que vu le faible taux du dollar ils faisaient faire des économies à la France?
     Il serait peut-être temps que dans le cadre d'une politique de rigueur il soit mis fin à ces errements. La surcapacité de production du parc électrique nous endette gravement et gèle des capitaux indispensables à la reprise économique.

     Le raisonnement en termes de compétitivité tel qu'il est employé ne permet pas d'apprécier véritablement le bénéfice social de la production d'électricité d'origine nucléaire, d'autant plus que le coût moyen du kWh, tel qu'il est estimé, n'appréhende que les «coûts privés» subis par le producteur, en l'occurrence EDF. Or il est clair que la divergence peut être grande entre les avantages privés que procure une technologie au producteur - fût-il une entreprise publique - et les coûts sociaux, c'est-à-dire l'ensemble des effets externes ressentis par des tiers ou la collectivité tout entière, d'autant plus que ces effets externes donnent rarement lieu à compensation pécuniaire.
     Les investissements énergétiques sont fortement générateurs d'effets externes très importants qu'il s'agisse d'effets positifs, tels que les effets d'entraînement économiques (incitation au développement régional, etc.) ou d'effets négatifs (nuisances, pollution, dégradation des sites, incidences sur la santé de la population environnante, etc.).
 

1.2.3. Conclusions

     Au terme de ce paragraphe consacré à l'ensemble des problèmes méthodologiques, il apparaît que l'estimation du coût moyen actualisé du kWh produit par des filières nucléaires ou classiques soulève quatre questions essentielles, que l'on ne peut d'ailleurs réduire à des problèmes pratiques:
     1. La définition du profil de l'équipement de référence, incontestablement nécessaire dans l'optique du calcul d'un prix de revient moyen, repose sur des données évaluées de façon plus ou moins rigoureuse, surtout en ce qui concerne les durées d'utilisation des équipements de référence: ici, la méthode, tout à fait contestable pour un calcul effectué a priori, conduit à sous-estimer la durée d'utilisation effective des équipements classiques en présumant leur manque de compétitivité, donc en préjugeant du résultat final.
     2. Telle qu'utilisée en France dans le cadre de l'élaboration du Plan, la procédure d'actualisation apparaît plus comme une procédure de répartition des financements publics, que comme une méthode adéquate pour estimer la compétitivité réelle de tel ou tel projet. La méthode est d'autant plus incertaine que l'adoption d'un taux d'actualisation plus élevé défavoriserait une option aussi capitalistique que le nucléaire, par rapport à des options très proches en termes de coûts privés comme la construction de centrales au charbon.
     3. La prise en compte d'effets externes ou de coûts sociaux dans le calcul d'actualisation est rendue très délicate du fait même de la nature de ces coûts. C'est pourquoi, il convient, en tout état de cause, de relativiser les résultats des estimations de la commission PEON qui ne peuvent à elles seules établir le bénéfice social du programme électro-nucléaire.

1.3. La structure du coût du kWh nucléaire
     Au-delà des incertitudes diverses qui tiennent à la procédure même du calcul actualisé, il convient de s'interroger sur les différents paramètres pris en compte dans l'estimation du kWh nucléaire. D'une manière générale, il est clair que les coûts directs et induits de l'option nucléaire sont plus difficiles à évaluer que pour des techniques beaucoup plus anciennes comme le thermique-fuel ou le thermique-charbon, et ceci peut expliquer en partie la dérive des coûts mentionnée au début de cet article. Mais les erreurs de prévision résultent également de certaines lacunes dans la prise en compte des différentes composantes du coût du kWh nucléaire, lacunes que nous nous proposons de souligner dans ce paragraphe[40].
     Ainsi qu'il a déjà été indiqué, le coût du kWh se décompose en trois grands éléments - investissement, exploitation, combustible - que nous allons étudier successivement. Il nous sera donné de constater en particulier que l'avantage relatif du nucléaire occasionné par le renchérissement des combustibles classiques risque à terme de s'effriter progressivement sous l'influence de la dégradation des coûts d'investissement et du cycle du combustible nucléaire.

1.3.1. Le coût d'investissement
     C'est incontestablement l'élément du coût du kWh nucléaire le plus important puisqu'il représente à lui seul 54 % du total. Il se décompose en deux grandes parties:
     - le coût de construction proprement dit, ou coût direct, soit les 2/3 environ du coût d'investissement total,
     - le coût indirect, soit entre 30 et 35 % du total.
     Approximativement, le coût de construction d'une tranche de l.300MW se répartit ainsi:

     L'essentiel des coûts indirects comprend les frais de maître d'oeuvre et les frais financiers. Etant donné le surcoût d'investissement qu'implique une centrale nucléaire par rapport à une centrale classique, il n'est pas étonnant de constater que les intérêts intercalaires sont beaucoup plus élevés: ils représentent 19,5% de l'investissement total pour les centrales nudéaires, et 22% dans le cas des usines du cycle du combustible, contre 14,4% pour le charbon et le fue1[42]. Le montant des intérêts intercalaires est fonction de la durée de construction et du taux d'actualisation utilisé comme taux du loyer de l'argent:

1.3.2. Le coût d'exploitation
     Représentant 13% du coût total du kWh, le coût d'exploitation est incontestablement l'élément le plus facile à estimer, ou du moins présente sensiblement les mêmes difficultés d'estimation prévisionnelle que dans le cas d'une centrale thermique. On peut donc estimer que la marge d'erreur est la même dans tous les cas. Au demeurant, les coûts d'exploitation d'une centrale nucléaire ne sont pas fondamentalement différents de ceux d'une centrale thermique: mieux qualifié, le personnel de l'une est moins nombreux que celui de l'autre.

     Il ne semble pas qu'il y ait lieu de reconsidérer ces données. Il n'en va pas de même, en ce qui concerne les coûts liés au cycle du combustible.

1.3.3. Les coûts de combustibles
     Les problèmes d'estimation des coûts de combustible se posent de manière très dissemblable entre le nucléaire et les énergies classiques: dans le cas du pétrole et du charbon, la question essentielle est de retenir des hypothèses réalistes relatives à l'évolution future du prix de l'un et de l'autre sur les marchés internationaux. Par contre, la mise en oeuvre du combustible nucléaire nécessite de nombreuses étapes qui s'enchaînent cycliquement, rendant délicate la détermination d'une valeur instantanée des dépenses[46]. Le cycle du combustible peut être schématisé de la façon suivante:

     Compte tenu de la multiplicité des opérations, le coût total du cycle du combustible nucléaire s'avère entaché d'une grande incertitude; d'ailleurs, par le jeu des hausses cumulées des différents paramètres, le coût du combustible, tel qu'estimé par la commission PEON, a très fortement augmenté ces dernières années (cf. tableau 4 page suivante):

     Selon les données de 1978[47], le coût du combustible se structure approximativement de la façon suivante:

     Les données prises en compte dans chacun de ces postes sont très instables; dès lors, toute prévision est nécessairement très fragile.
     Les années passées, les composantes du poste «combustible» ont connu l'évolution suivante, en francs courants:

     On remarquera que les coûts liés à la conversion et à la fabrication d'éléments combustibles ont peu augrnenté et même diminué en termes réels, en raison du progrès technique principalement. Par contre, du fait de l'évolution de leurs coûts, trois postes (l'uranium naturel, l'enrichissement et le retraitement) sont susceptibles d'entraîner une rapide dégradation de la compétitivité du nucléaire:
     a) en ce qui concerne l'uranium naturel, il n'est pas douteux que des phénomènes de rente, à l'instar de ce qui se passe sur le marché pétrolier, se sont développés ces dernières années... à cet égard, il est symptomatique d'observer que la hausse de l'uranium a été particulièrement vive au lendemain de la crise de 1973, lorsque divers pays occidentaux ont décidé d'accélérer leurs programmes nucléaires: de 6 dollars en 1970, le prix de la livre d'uranium est monté à 40 dollars en 1977! Il est probable que la détente actuellement observée n'est que passagère: en effet, face à des besoins croissant à un rythme exceptionnel (15% par an), la production reste très concentrée géographiquement puisque quatre pays - USA, Canada, Australie et Amérique du Sud - détiennent ensemble 72% des réserves mondiales disponibles. En 1990, la France sera tributaire du marché international pour 75% de son approvisionnement... Dès lors, comme le prévoient certains experts, les tensions se développant à nouveau sur le marché de l'uranium[48], la compétitivité du nucléaire risque d'être fortement réduite; d'autant plus que les espoirs placés dans l'option surgénératrice - qui permettaient de renoncer en grande partie aux importations d'uranium - ne semblent pas se concrétiser à court terme en raison des coûts d'investissement et des problèmes techniques et écologiques posés par cette filière: selon les officiels, l'option surgénératrice permettrait effectivement d'assurer une indépendance énergétique totale, mais elle revêt aujourd'hui les dimensions d'un gigantesque pari technique et économique, dont on envisage les chances de réussite avec de moins en moins d'optimisme, mais même en cas de réussite et de baisse des coûts rendant l'option surgénératrice compétitive, ce n'est pas avant 2010 que la consommation d'uranium pourrait décroitre[49].

1.3.4.1. La non-prise en compte des coûts de recherche
     On observera en premier lieu l'ignorance par la commission PEON des frais de recherche considérables impliqués par le développement du programme nucléaire. Il est vrai cependant que les dépenses de recherche n'ont pas pour l'essentiel à être supportées par EDF mais par le CEA et l'armée. Il n'en reste pas moins que le coût réel du kWh d'origine nucléaire calculé dans l'optique de mesure du bénéfice social devrait intégrer ce type de dépense. Selon un rapport du Département de l'énergie américain publié en 1980, la prise en compte des subventions de l'Etat fédéral, dont l'essentiel était destiné à la recherche, a fait monter le coût de l'électricité produite par les centrales nucléaires à un niveau compris entre 3,9 et 4,7 cents le kWh, soit au minimum 80% de plus que l'évaluation officielle (2,2 cents/ kWh) réalisée par le conseil américain de l'énergie nucléaire[51].
     Rien ne nous permet d'affirmer que la sous-estimation est du même ordre que celle constatée aux USA, mais si cela était, le coût du kWh nucléaire s'élèverait alors en France à 28,24 c, soit à un niveau supérieur du kWh/charbon.

1.3.4.2. Les coûts liés à la distribution et à l'usage de l'électricité d'origine nucléaire
     On ne peut envisager la compétitivité d'une forme de production d'énergie par rapport à une autre d'origine nucléaire sans évoquer les problèmes spécifiques de distribution et d'usage qu'elle pose:
     - La taille et la puissance des centrales nucléaires contribuent à renchérir les coûts de transport de l'électricité produite dans une proportion importante (en 1979 les coûts de transport de l'électricité variaient de 1,3 c/kWh en haute tension à 10 c/kWh en basse tension).
     - Mais surtout le programme nucléaire présuppose une pénétration accrue de l'électricité en substitution des combustibles classiques pour des usages thermiques; le tableau 6 rappelle les taux de pénétration prévus par secteur en 1990.

     Les tensions permanentes sur le marché pétrolier, et à moindre degré sur le marché charbonnier, ont toujours assuré un rapport de compétitivité favorable à l'option nucléaire, malgré une dérive constante du coût réel de celle-ci depuis 1974; dérive dont les causes sont multiples et vont d'une maîtrise imparfaite des problèmes de sécurité et de traitement du combustible, aux phénomènes de rente se manifestant aussi bien au niveau de la fourniture du combustible que des équipements[55]. Ce n'est donc pas par une amélioration de ses performances économiques que le nucléaire s'avère compétitif mais du fait de la dégradation de la rentabilité des options concurrentes que sont les importations de combustibles fossiles. Quoi qu'il en soit, c'est sur le constat de ce rapport de compétitivité que se fonde la décision de poursuivre et de développer le programme nucléaire.

     En conclusion d'un rapport consacré aux économies d'énergies, l'Agence Internationale de l'Energie notait qu'«un baril de pétrole économisé est aussi utile qu'un baril produit»[58]... il en va de même du kWh! L'Agence observait également «les investissements nécessaires pour économiser l'énergie auront un meilleur rendement économique - et, partant un effet plus positif sur la croissance du PIB et sur l'emploi - que bon nombre des actions qu'envisagent actuellement les pays de l'AIE pour accroître leur approvisionnement énergétique. De ce fait les économies d'énergie sont moins coûteuses que le développement des sources d'énergie intérieures»[59].
     Le propos de cette partie est de présenter brièvement les potentialités que recèlerait une politique axée à titre principal sur les économies d'énergie, le nucléaire pouvant alors jouer éventuellement un rôle d'appoint au même titre que les autres énergies nouvelles.
     Dans un premier temps, nous chercherons à présenter le potentiel d'économies d'énergie, tant au plan technique qu'économique, en nous fondant principalement sur diverses études réalisées dans le cadre de la préparation du VIIIe plan.
     Raisonner exclusivement en termes de rentabilité microéconomique conduit - et nous avons pu le constater à propos du nucléaire - à ignorer les incidences macroéconomiques de toute politique énergétique. C'est pourquoi notre second paragraphe sera consacré essentiellement aux effets sur le PIB, l'emploi et la balance commerciale, des diverses options en présence. Ce sera, pour nous, l'occasion de présenter les résultats de diverses simulations effectuées tant au plan national que régional.

2.1.1. L'estimation du «gisement» d'économies d'énergie
Méthodes et résultats
     De nombreuses études réalisées aussi bien en France que dans la plupart des pays occidentaux montrent que le recours généralisé à des technologies connues et rentables permettrait de réaliser dès maintenant des économies d'énergie importantes. Globalement et quelles que soient leurs origines[61], ces études aboutissent à des résultats très proches les uns des autres, résultats que J. Saint Geours résume ainsi: «Une utilisation rationnelle de l'énergie devrait permettre de gagner 20 à 35% de la consommation dans les transports, de 15 à 35% dans l'industrie et l'agriculture et jusqu'à 50% dans les secteurs domestiques et le tertiaire en se contentant d'appliquer des techniques connues, par exemple les pompes à chaleur et des matériaux de construction»[62].
    Plus précisément, nous entendons par «Potentiel d'économies d'énergie» les dispositions d'ordre technique qu'il serait possible de réaliser dans le cadre des contraintes institutionnelles et économiques actuelles. On peut d'ailleurs imaginer que ces mesures auraient été, pour partie, mises en oeuvre spontanément par le système libéral si les prix de l'énergie avaient été moins dérisoires dans les années 1960. Ces mesures permettant de réduire dans une forte proportion l'élasticité[63] de la consommation d'énergie par rapport au PIB ne remettent pas fondamentalement en cause le mode de fonctionnement et de développement des sociétés qui les mettent en oeuvre. Elles aboutissent «à dissocier fortement la croissance énergétique de la croissance économique» et requièrent une intervention étatique dans les sociétés libérales en raison de l'inertie qui entrave ces dernières dans leur processus d'adaptation forcée à la hausse du prix du pétrole. On peut donc exclure de ce premier niveau toutes les mesures techniquement concevables, mais irréalisables dans le cadre actuel compte tenu d'un niveau de coût prohibitif (tel est le cas, par exemple, de la maison totalement autonome sur le plan énergétique). Quel que soit le caractère volontariste d'une politique d'économies d'énergie, celle-ci ne peut être mise en oeuvre de manière instantanée.
 
 
 
 

2.1.2. Les estimations à l'horizon 1990
     A notre connaissance, plusieurs estimations du «gisement d'économies d'énergie» ont été tentées; la plus systématique nous semble être celle réalisée dans le cadre de la préparation du 8e plan par le Commissariat Général au Plan, et ayant donné lieu à la publication du rapport «Crémieux», du nom de son rapporteur (extraits dans la Gazette N°44). La présentation et la discussion des hypothèses de cette estimation dépassent largement le cadre de cet article; aussi, nous contenterons-nous de présenter ici les résultats principaux, à titre d'illustration de ce qu'il apparaît raisonnable d'envisager comme économie d'énergie: les auteurs ont recensé secteur par secteur toutes les sources d'inefficacité et de gaspillages de tous ordres, qui accroissent inutilement le volume actuel de consommation d'énergie. Puis, à partir de plusieurs scénarios de développement des différents modes d'utilisation de l'énergie, les possibilités réelles de réduire la croissance des consommations d'énergie que résume le tableau 8.

     C'est pourquoi les possibilités réelles d'économies d'énergie dans l'industrie et l'agriculture sont supérieures à celles généralement estimées. La question des économies d'énergie dans l'industrie et l'agriculture ne peut se réduire à celle des gaspillages; elle met en jeu la politique industrielle dans son ensemble.
     Dans le secteur des transports les économies d'énergie réalisables ne tiennent pas tant à des progrès techniques que l'on sait limités à l'horizon 1990 - on ne peut guère espérer une diminution de la consommation des véhicules supérieure à 10 ou 15%[74] qu'à des modifications de comportement des consommations. Or ces modifications peuvent être induites par deux facteurs:
     - la ponction sur la consommation qu'impose le renchérissement de l'énergie ainsi que les investissements qu'elle peut susciter dans le secteur résidentiel peut amener les ménages à réduire de façon appréciable l'utilisation de leurs véhicules: certains scénarios prévoient d'ici 1990 une réduction de 20% du kilométrage parcouru en véhicule individuel (cf. supra);
     - mais surtout une politique active de développement des transports collectifs et de reconversion des transports de marchandises peuvent s'avérer extrêmement efficaces: le transport collectif consomme cinq à dix fois moins d'énergie par kilomètre/voyageur que le transport individuel.
     Il est clair que le coût et la compétitivité des économies d'énergie dans le secteur des transports sont difficiles à estimer, d'autant plus qu'elles supposent une évolution importante des comportements[75].

     2.2. L'enjeu macroéconomique d'un programme d'économies d'énergie
     Pour mesurer les incidences macroéconomiques d'un programme d'investissement en économies d'énergie, sans doute serait-il nécessaire de disposer d'un modèle spéci¬fique, intégrant dans la formalisation de l'économie française une représentation précise de la production et des comportements de consommation et d'économie d'énergie. Malgré l'inexistence d'un tel modèle, diverses simulations ont pu être faites, dans le cadre de la préparation du 8e plan, à partir du modèle DMS: ces simulations ont permis de comparer les effets de diverses variantes d'économies d'énergie; avant d'en examiner brièvement des résultats, il nous faut préciser quelle est la logique des mécanismes induits par un programme d'investissement d'économies d'énergie.

2.2.1. Les effets macroéconomiques des économies d'énergie
     Comme tout investissement, les économies d'énergie vont affecter par le jeu du multiplicateur keynésien les grands équilibres (production, emploi, balance commerciale). Les dépenses initiales liées à un programme d'économies d'énergie concerneraient principalement cinq secteur d'activité et leurs consommations intermédiaires: bâtiment (second oeuvre) à raison de 42%, verre et chimie (18%), constructions électriques (18%), constructions mécaniques (15%), travaux publics et divers (7%). Il est clair que ces secteurs, en redistribuant ces dépenses sous forme de profits et de salaires contribueraient à la relance de la demande de biens de consommation, donc à la création de nouveaux revenus, à leur tour dépensés en partie. Ce mécanisme de création en cascade de revenus induits, bien connu des économistes sous le nom d'effets multiplicateurs, permettrait alors une croissance du PIB plus que proportionnelle aux investissements initiaux.
     Bien entendu, l'analyse peut être menée de façon identique dans le cas d'un programme de construction de centrales nucléaires, mais à deux réserves près:
     1. les secteurs concernés ne sont évidemment pas les mêmes, puisque dans le cas de la construction de centrales nucléaires, les commandes s'adressent principalement au secteur du bâtiment et des travaux publics (gros oeuvre) d'une part, et à l'électromécanique d'autre part[78];
     2. Toutes choses égales d'ailleurs, en particulier à montant de dépenses initiales identique, l'effet multiplicateur des investissements en économies d'énergie, et donc la relance économique, est plus élevé que dans le cas du nucléaire pour deux raisons: en premier lieu, l'effet multiplicateur est renforcé en raison même de la propension à réinvestir les économies d'énergie réalisées: chaque année, le pouvoir d'achat créé directement par la réduction de la dépense énergétique permet d'augmenter les disponibilités consacrées aux économies d'énergie, sans avoir à recourir à une ponction supplémentaire sur l'épargne ou à de nouveaux moyens de financement.

2.2.2. Les stimulations réalisées à l'échelon national
     Les diverses simulations réalisées à l'échelon national utilisent le modèle DMS[81] pour comparer diverses variantes de politiques d'économies d'énergie.
     Ces simulations permettent de confirmer les analyses du paragraphe précédent et de dégager un certain nombre de conclusions générales:
     - Les effets de relance et de créations d'emplois induits par les économies d'énergie sont particulièrement importants dans l'industrie... mais de même que pour les transports, le revers de la médaille, qu'il serait vain de sous-estimer, apparaît sous la forme d'une assez forte dégradation du commerce extérieur.

     C'est en définitive à une réflexion sur le calcul économique et son utilisation que nous invite l'examen critique de l'argumentation fondée sur la compétitivité du nucléaire par rapport aux autres solutions énergétiques: en fait, la démarche consistant à justifier un programme par un moindre coût moyen actualisé pose un triple problème:
     a) Le raisonnement en termes de prix de revient est fortement discutable, dès lors qu'il s'agit de déterminer la «désirabilité» du nucléaire, en raison d'une part, des incertitudes méthodologiques, d'autre part, du caractère approximatif de certains paramètres qui affectent l'évaluation du coût du kWh. Au total, de l'ensemble des remarques que nous avons pu faire, il ressort essentiellement que le rapport de compétitivité du kWh électronucléaire est fortement entaché d'incertitude, surtout vis-à-vis du charbon.