Débunkons les idées reçues en faveur du nucléaire - Épisode 2 :
“Relancer le nucléaire est une vraie opportunité sur le plan économique et pour redorer le blason de la France”

Quand on parle d’énergies renouvelables (EnR) et de nucléaire, un certain nombre d’idées reçues circulent et ont parfois la peau très dure. Cet été, Enercoop vous propose une série d'articles pour y voir plus clair. Elle va ainsi s'attacher à démystifier - ou débunker - les idées reçues en faveur du nucléaire. Aujourd'hui, lumière sur 5 nouvelles idées reçues, qui soutiennent que la relance du nucléaire est une vraie opportunité sur le plan économique et pour redorer le blason de la France.

La France a, par le passé, su construire jusqu’à 58 réacteurs. Le modèle de réacteurs nucléaires proposé pour une relance n’est pas le même. Cet EPR, que ce soit sur les chantiers portés par des acteurs français en France et à l’étranger, connaît de grandes difficultés se soldant par des dépassements des délais de construction et des surcoûts. Dès lors, si l’électricité produite par les réacteurs historiques est relativement peu chère, ce n’est pas le cas de celle générée par les EPR. Aujourd’hui, nous devons nous demander s’il est pertinent de s’engager dans un programme de construction de nouveaux réacteurs nucléaires pour subvenir à nos besoins énergétiques d’ici à 2050. Plusieurs travaux prospectifs nous aident à y voir plus clair. Dans ceux proposés par RTE (1), les scénarios avec relance du nucléaire ont un avantage économique tout à fait relatif par rapport aux scénarios sans relance du nucléaire. De plus, cet écart disparaît si le programme nucléaire ne parvient pas à se financer au même taux que les énergies renouvelables (7 % contre 4 % pour les Enr), ce qui est le cas aujourd’hui au vu des risques économiques. RTE a également mis en évidence qu’une trajectoire de sobriété viendrait abaisser les coûts d’un programme énergétique de manière drastique par rapport à une trajectoire consumériste similaire aux  annonces gouvernementales. Enfin, si les coûts du programme nucléaire devaient déraper, ce qui est vraisemblable au vu des récentes expériences, c’est tout le modèle économique d’une relance du nucléaire qui en serait affecté. La relance du nucléaire ne semble donc pas avantageuse du point de vue économique. C’est notamment pour cela que nous plébiscitons des scénarios fondés sur la sobriété et un mix électrique composé à 100 % d’énergies renouvelables.

Si l’on dézoome pour regarder au niveau mondial, on se rend compte que l’on ne peut pas parler d’une renaissance du nucléaire. En effet, très peu de capacités nucléaires sont actuellement en cours d’installation et rien ne permet encore de dire que cela va évoluer. La place du nucléaire dans le mix énergétique mondial sera donc très limitée. La filière française souhaite pourtant exporter son modèle d’EPR et le présente comme une source de prestige qui permettrait de redorer l’image de la France et maximiser ses investissements, dans le cas d’une relance du programme nucléaire français. Les déboires des premiers chantiers d’EPR confèrent néanmoins une mauvaise carte de visite à la France. Ajouté à cela une forte concurrence en matière de compétitivité d’autres modèles de réacteurs et d’autres sources d’énergies, la filière nucléaire française est mal positionnée pour devenir le leader mondial du secteur.

☞ Les EPR sont très différents des anciens réacteurs :

Effectivement, en France, pays le plus nucléarisé au monde par habitant, nous avons construit au total 58 réacteurs dont 43 ont été mis en service dans les années 1980. Les premiers sont les réacteurs de Fessenheim construits en 1978 et les derniers ont été achevés en 2002 à Civaux.

Ce sont tous des réacteurs de seconde génération nommé REP (réacteurs à eau pressurisés qui est une technologie développée par l'entreprise américaine Westinghouse electric company) tandis que le réacteur en construction à Flamanville est un réacteur de troisième génération nommée EPR 1 (Réacteur pressurisé européen) et ceux envisagés dans un futur programme nucléaire serait des EPR 2 (sorte d’EPR 1 améliorés). Si tous utilisent la même technologie, des différences de taille existent, notamment au niveau de leur puissance. Les REP sont des réacteurs d’une puissance de 900 à 1450 MW tandis que les EPR sont d’environ 1650 MW. Les EPR sont censés intégrer également des normes de sécurité et de sûreté plus importantes. 

☞ Jusqu’ici EPR rime avec dérapage pour la filière nucléaire française :

Les premières recherches sur les EPR ont démarré dès les années 1980. Ces vingt dernières années, la filière française a été impliquée, à différents degrés, dans la construction de plusieurs EPR dans différents pays. Avec chaque fois la même marque de fabrique : des difficultés sur les chantiers et dans la gestion des projets qui ont conduit à des dérapages dans les coûts et les délais. Ces déboires font peser de lourdes incertitudes quant à la faisabilité des 6 EPR envisagés, à des coûts et dans des délais maîtrisés.  

☞ L'EPR de Flamanville connaît de graves retards et des dépassements importants de coût :

Ainsi l’EPR de Flamanville devait au départ couter 3.3 milliards d’euros mais la facture s’élèvera à plus de 19 milliards d’euros selon la Cour des comptes (2). La mise en service industrielle prévue en juin 2012 se fera en 2024 et celle-ci sera suivie d’un arrêt pour remplacement du couvercle de la cuve courant 2025 (3).

• L’expérience de l’EPR de Flamanville c’est surtout le fait de problèmes techniques, de problématiques de gestion, ainsi que d'anticipations trop optimistes et d’une mise en œuvre hasardeuse. La Cour des comptes a par exemple relevé une  “sous-estimation
  flagrante de la durée de construction” qui “ a conduit à une forte
  pression pour tenter de tenir des délais très contraints. » (4)
• Des dérapages pour Flamanville qui ne peuvent pas s'expliquer uniquement par le fait que ce soit le premier EPR en France : La Cour des comptes dans le même rapport de juillet 2020 estimait que les dérapages en termes de coûts et de délais de la construction de l’EPR de Flamanville étaient une « dérive considérable, même pour un réacteur ‘tête de série’ » (4).
• A noter aussi que les travaux de l’EPR avaient été lancés avant même la finalisation du design du réacteur, qui ont conduit à des surcoûts. Dans le cas de la première paire d’EPR 2, le rapport du gouvernement de février 2022 (5) indique que l’idée est de réaliser le premier jalon de béton avant que le design du réacteur ne soit totalement fini. 
• Le rapport de compte rendu de la CPDP (Commission particulière du débat public) (6) sorti fin avril 2023 soulève en outre un autre problème :  les débats auxquels EDF a participé en tant que porteur de projet n'ont “pas permis d’élucider la question de la responsabilité globale de l’échec (de l’EPR de Flamanville) et posent donc question pour l’avenir”. 
• Toutes les difficultés rencontrées à Flamanville ont amené Jean-Martin Folz (7) dans son rapport remis au ministre de l'Économie et des Finances, Bruno Le Maire, et au président directeur général d'EDF de l’époque, Jean-Bernard Lévy, à conclure sans appel que : « La construction de l’EPR de Flamanville aura accumulé tant de surcoûts et de délais qu’elle ne peut être considérée que comme un échec pour EDF. » (8)

☞ La filière française n'est pas plus chanceuse dans les projets sur lesquels elle est impliquée à l'étranger :

• Les réacteurs EPR de Taishan 1 et Taishan 2 pour lesquels EDF, actionnaire, a participé à la construction ont été mis en service en Chine en 2018 et 2019, avec un retard de cinq ans sur le calendrier prévu lors de la commande. D’après le rapport de la Cour des comptes : “les réacteurs EPR de Taishan 1 et Taishan 2 ont été mis en service avec succès en Chine (..) avec un surcoût de 60 % par rapport au budget prévisionnel.” A noter aussi que Taishan 1 a été arrêté un an entre fin juillet 2021 et août 2022 “après que du combustible nucléaire fourni par l’entreprise française Framatome, filiale d’EDF, ait fait fuiter des éléments radioactifs dans le circuit primaire de refroidissement” (9).
• L’EPR Olkiluoto 3 en Finlande, est entré en service en avril 2023 contre une mise en service prévue pour 2009 soit plus de treize ans de retard. Les surcoûts de ce projet ont poussé l’ancien mastodonte français du nucléaire, Areva, un peu plus dans la tourmente, se soldant finalement par sa faillite.
• Le premier des deux réacteurs EPR d’Hinkley Point en Angleterre, sur lequel travaille entre autres EDF, est à présent prévu pour mi-2027 au lieu de fin 2025.

☞ L’histoire du nucléaire se caractérise par une courbe d’apprentissage négative en matière de coût :

En effet, force est de constater que plus la technologie du réacteur nucléaire est avancée, plus les coûts de l’électricité produite sont élevés. C’est ainsi que le nucléaire historique est estimé entre 48 et 53 euros/MWh (10) tandis que « que le coût de l’électricité produite par l’EPR de Flamanville pourrait se situer entre 110 et 120 €/MWh » et que « onze des douze principaux contrats de l’EPR ont connu des augmentations de coût comprises entre 100 et 700 % », soulignait la Cour des comptes dans un rapport cinglant publié en juillet 2020 (11). 

☞ Néanmoins ces EPR 2 profiteront-ils des retours d’expérience de Flamanville et ainsi d’une optimisation des coûts ? :

La Cour des comptes dans son rapport de juillet 2020 disait qu’en faisant le choix de recourir à un nouveau modèle d’EPR : “EDF s’éloigne de la démarche d’optimisation de la technologie de l’EPR appuyée sur le retour d’expérience et permettant de profiter de l’effet d’apprentissage”. De plus, le peu de retours d’expérience acquis sur l’exploitation des EPR dans le monde ne permet pas de capitaliser suffisamment pour anticiper des défauts potentiels dans la phase d’exploitation des EPR 2.

☞ Au sein du programme de relance de 6 EPR 2, les gains liés aux constructions groupées sont à relativiser :

L’optimisation des coûts et des délais est l'argument principal pour justifier un programme de construction de 6 réacteurs nucléaires, par paire, avec des chantiers qui se chevauchent. Le programme prévoit un coût de construction d'environ 17 milliards pour la première paire, puis 15 à 16 milliards pour la deuxième et la troisième. Il table aussi sur une durée de construction décroissante passant d'environ 9 ans pour la première des 6 tranches à 7,5 ans pour la dernière.

• Dans un rapport remis en mai 2020 au gouvernement, EDF se disait en mesure de réduire le coût d’un EPR 2 d’environ 30 % par rapport à la facture normalisée du chantier de Flamanville grâce à la standardisation des procédés et à la construction, par paire, de ces nouveaux réacteurs sur des sites existants. Néanmoins, la Cour des comptes a précisé  que “l’on ne peut pas établir avec un degré raisonnable de certitude que les économies de construction de futurs EPR 2 par rapport au coût de construction d’EPR de type Flamanville se matérialiseront” (12).
• Aussi, le porteur de projet espère bénéficier d’effets d’apprentissage et d'effets de série, c’est-à-dire d’une baisse du coût unitaire des réacteurs, grâce au groupement des constructions. Un rapport du gouvernement en date du 18 février 2022 (12) relativise ces gains en écrivant que  “seul 11 % de l’effet de série serait réellement lié à un effet « groupé » et à des opportunités d’achat”.

☞ Tandis que ces groupements de construction présentent des risques de “dérapages collectivisés” :

Il faut noter que cet “engagement sur palier est de nature à engendrer des risques de surcoûts si un défaut de fabrication générique est constaté” (13), car cela réduirait les marges d’anticipation et donc d’adaptation, ce qui aurait plus de chance d’impacter chacune des paires en construction plutôt qu’une seule.

☞ Si le nucléaire historique a un coût plutôt bas ce n’est pas le cas du “nouveau nucléaire”:

Un mégawattheure d'électricité issue des centrales nucléaires historiques coûte entre 48 et 53 euros selon les chiffres avancés par EDF et la CRE (commission de régulation de l’énergie), du fait que les coûts des installations ont en grande partie été amortis depuis leur mise en service. Celui du nouveau nucléaire est nettement plus élevé. Les Sages de la Cour des comptes calculaient que « le coût de l’électricité produite par l’EPR de Flamanville pourrait se situer entre 110 et 120 €/MWh », chiffres qui sont assez cohérents avec les tarifs d’achat garanti à 120 euros pour l’EPR d’Hinkley Point (Angleterre).

☞ Notons tout de même que certains coûts du nucléaire historique sont sous-estimés :

• Les coûts de la gestion des déchets nucléaires sont sous-estimés. En octobre 2020 et en février 2023, l'ASN a demandé que l’uranium appauvri (matière radioactive restante après l’utilisation de l’uranium pour faire fonctionner les réacteurs) soit requalifié en déchet radioactif car la consommation de l’ensemble des quantités existantes est “irréaliste” avec les filières de valorisation envisagées à l’échelle du siècle. Un rapport de Greenpeace paru en septembre 2019 estime que la requalification en déchets des stocks des trois principales matières radioactives (l’uranium appauvri, l’uranium de retraitement et le combustible usé) représenterait, au bas mot, 18 milliards d’euros de coûts de gestion supplémentaires pour la filière.
• Il en est de même pour les coûts de démantèlement : En effet, une mission d’information parlementaire de février 2017 dénonçait à ce titre des “hypothèses optimistes sur lesquelles EDF a bâti ses prévisions, de même qu’un certain nombre de dépenses lourdes négligées, (qui) conduisent à s’interroger sur la validité des prévisions”. Il dénonce également, à partir d’un rapport de la Cour des comptes de 2012, un chiffrage des charges de démantèlement par EDF bien plus faible que celui fait dans 6 autres pays dont l’Allemagne et les Etats-Unis. En effet, en extrapolant au parc français de 58 réacteurs en activité en 2010, EDF anticipait un coût de démantèlement de 18.1 milliards d’euros contre 39.3 milliards d’euros pour l’Allemagne et 33.4 milliards d’euros pour les Etats-Unis (en valeur médiane des études réalisées sur ces pays). 
• Ces éléments alourdissent d’autant la note de la filière nucléaire historique et trompent les prévisions budgétaires avancées pour les potentiels futurs réacteurs.

Tout d’abord, il est nécessaire de dire que RTE dans le rapport Futurs énergétiques 2050 de 2021 s’est fondé sur des chiffres transmis par EDF, qui étaient optimistes sur le nucléaire à l'avenir. Aussi, au moment de l’écriture du rapport, RTE envisageait une construction du premier réacteur en 2035, également très optimiste. 

☞ Le rapport RTE montre que les écarts de coûts entre les différents programmes énergétiques à l’horizon 2050 sont relatifs :

Si le coût des scénarios N (avec relance du nucléaire) apparaît de prime abord inférieur à celui des scénarios M (sans relance du nucléaire) de 10 à 20 milliards d’euros par an, ces seuls résultats ne permettent pas d’affirmer que construire de nouveaux réacteurs nucléaires serait plus avantageux. En effet, au vu de cet écart relativement faible entre les scénarios et des marges d’incertitudes, ces résultats montrent plutôt qu’un système électrique composé à 100 % d’énergies renouvelables et sans relance du nucléaire serait du même ordre de grandeur de coût à l’horizon 2050, qu’un système composé de nouveaux réacteurs nucléaires, ce qui rompt avec le discours traditionnel. Aussi, comme nous allons le faire, il est nécessaire d’aller dans le détail de ce rapport et de prendre en considération certaines variables avant d’en montrer les limites pour prendre le recul nécessaire sur ces chiffres.

☞ Le coût total des scénarios RTE dépend en grande partie des coûts de financement de chaque technologie, qui sont à la défaveur du nucléaire en raisons des risques financiers et des dérapages sur les EPR :

Sur la question des coûts, d’après le scénario RTE, l’une des variables essentielles est le coût du financement de chaque trajectoire proposée. Ce coût du capital est élevé dans le cas du nucléaire car il se passe longtemps entre le premier coup de pelle et le moment où une centrale produit de l'électricité commercialisable avec un retour sur investissement. De plus, les dérapages en matière de délais et de coûts qui se sont produits sur les EPR de Flamanville, Hinkley Point, Olkiluoto font peser un risque important sur le financement de potentiels EPR 2. Ceci se traduit notamment par une “prime de risque” demandée par les investisseurs et donc un coût élevé du capital, avec des conditions d’accès aux financements plus difficiles.

Or, si le programme nucléaire ne parvient pas à se financer à un taux de 4 %, comme ce serait le cas pour les énergies renouvelables, mais à 7 %, ce qui est plus probable, le rapport RTE estime que “le coût d’un scénario comprenant de nouveaux réacteurs serait équivalent à celui du scénario « 100 % renouvelables » présentant le meilleur bilan économique, c’est-à-dire celui fondé sur de grands parcs (M23)”. La différence de coût se réduit également pour les autres scénarios sans relance du nucléaire. 

Dès lors, l’avantage économique des scénarios avec relance, déjà relatif par rapport aux scénarios sans relance du nucléaire, disparaît si le nucléaire ne parvient pas à se financer au même taux, dans les mêmes conditions que les énergies renouvelables. 

Par ailleurs, cette hypothèse d’un écart des coûts de financement doit aussi être mise en parallèle avec la tendance mondiale à recourir massivement aux énergies renouvelables qui présentent de moindres risques en termes de dérapage financier et dont les coûts n’ont cessé de diminuer.

☞ Si les coûts du programme nucléaire devaient augmenter de manière exponentielle, ce qui est vraisemblable au vu des récentes expériences, c’est tout le modèle économique d’une relance du nucléaire qui en serait affecté :

Les retards sur les chantiers des réacteurs nucléaires, dont nous avons parlé dans l’idée reçue n°1, coûtent cher. En effet, l’immobilisation du capital pèse d’autant sur la facture finale. Par exemple, le nouveau retard de six mois pour le lancement de Flamanville, annoncé en décembre 2022, va coûter 500 millions d’euros.Des pénalités peuvent aussi être imposées en cas de retard et de dépassement des coûts, comme c’est le cas à Hinkley Point. 

☞ Les scénarios nucléaires misent aussi sur la perspective d’une prolongation des réacteurs nucléaires historiques au delà de 50 ans pour amortir les coûts :

Les écarts économiques dans les scénarios RTE reposent aussi sur la prolongation au-delà de 50 ans des réacteurs nucléaires historiques. Dans le scénario N3, le plus nucléarisé, l’essentiel des réacteurs seraient prolongés jusqu’à 60 ans voire au-delà de sorte qu’en 2050 il en resterait 18, dont 9 de 60 à 63 ans d’âge. En effet, les coûts de production de ces réacteurs historiques ont en grande partie déjà été amortis grâce aux investissements publics, ce qui explique le bas coût de leur énergie. Dès lors, dans la projection de RTE, plus leur durée de vie est allongée plus le coût total du scénario (incluant la construction de nouveaux réacteurs) diminue. Or si, l’ASN a adoptée en 2021 une position favorable au prolongement des 32 réacteurs de 900 MW jusqu’à 50 ans (l’âge prévu à la construction de ces réacteurs était de 40 ans), des examens de chacun de ces réacteurs doivent encore être conduit, jusqu'en 2030. Aucun jugement n’a encore été rendu sur les réacteurs de 1300 MW et surtout l’ASN ne s’est pas encore prononcée sur un quelconque prolongement au-delà de 50 ans. Supposer que les réacteurs pourraient fonctionner en toute sûreté et normalement à 50 voire 60 ans semble extrêmement présomptueux à date. De plus, RTE jugeait dans son rapport qu’il était “généralement admis que les réacteurs ne pourront probablement pas fonctionner plus de 60 ans, sauf exception et démarche de sûreté spécifique”. Dès lors, si ces autorisations ne sont pas accordées cela dégraderait massivement la compétitivité des scénarios avec une relance intensive du nucléaire.

☞ Une trajectoire de sobriété a un potentiel important de réduction des coûts :

D’après RTE, une hypothèse de consommation électrique plus sobre  - autour de 555 TWh (contre 460 TWh d’électricité en 2020), par rapport à la trajectoire de référence établie à 645 TWh-  permettrait d’économiser près de 10 milliards d’euros. A l’inverse, une trajectoire de consommation plus élevée (752 TWh) représenterait un surcoût de 10 milliards d’euros. Or, la perspective de consommation et de production avancée par le gouvernement semble s'inspirer des scénarios N02 ou N03 avec une trajectoire dite de “réindustrialisation forte” qui se traduit par une consommation élevée à l'horizon 2050, et donc un surcoût.

☞ Par ailleurs, même si la probabilité d’un accident nucléaire est faible son coût économique est extrêmement élevé et devrait donc être pris en compte dans la décision de construire ou non de nouveaux réacteurs nucléaires :

D’après une note publiée par l’IRSN en 2013, le coût d’un accident majeur ou grave aurait un coût médian entre 120 et 430 milliards d’euros. Or ce coût n’est pas explicitement intégré lorsqu'on calcule le coût d’un programme nucléaire.

☞ Au niveau mondial on n’observe pas de “renaissance” du nucléaire, sauf en Chine :

•  En 2020 les capacités nucléaires nettes à l’échelle de la planète ont progressé de 0.4 GW, soit moins de la moitié de la puissance d’un seul réacteur français ancienne génération. Pour donner un autre ordre d’idée, les capacités renouvelables électriques ont progressé la même année de 260 GW (un record, même en pleine pandémie).
• Certes “de 2012 à 2019, la production des réacteurs en activité a crû de 325 TWh”. Mais ”sur 325 TWh de hausse, 250 TWh sont le fait de la seule Chine”.  (25)
• Et même si, en cette période de crise énergétique, quelques pays européens, réunis au sein d’une “alliance  du nucléaire” créée récemment à l’initiative de la France, ont témoigné de leur intérêt pour étudier la possibilité de construire de nouveaux réacteurs, cela ne permet pas de conclure à une quelconque renaissance effective du nucléaire.

☞ Une place du nucléaire dans le monde qui sera au mieux marginale :

• Dans son rapport “net zero by 2050” de mai 2021, qui marque une rupture dans sa doctrine puisqu’elle intègre une baisse de la consommation énergétique afin d’atteindre la neutralité carbone, l'Agence Internationale de l’énergie confie une place marginale au nucléaire à l'horizon 2050. En effet, celui-ci représenterait moins de 10 % du mix électrique 2050 et jouerait surtout un rôle de complément et d’équilibrage dans un système électrique basé principalement sur des sources d’énergie non pilotables.
• L’IRENA (Agence internationale pour les énergies renouvelables) va plus loin dans un rapport de printemps 2021 en estimant que la part du nucléaire dans un mix optimal du point de vue économique à l’échelle mondiale serait seulement de 4 % (26).

☞ S’ajoutant à une carte de visite française de moins en moins positive (difficultés industrielles et financières dans la construction des EPR),  la concurrence internationale se fait de plus en plus forte ce qui restreint les perspectives d’exportation françaises :

• une concurrence en matière de compétitivité avec les énergies renouvelables qui ne poussent pas en faveur de l’installation de nouvelles capacités nucléaires : Pour donner quelques ordres d’idée, aux Etats-Unis, le coût de production moyen du nucléaire neuf, fin 2019, est estimé par la banque Lazard (27) à 155 $/MWh (117 $/MWh en 2015), contre 40 $/MWh pour le photovoltaïque (65 $ en 2015) et 41 $ pour l’éolien terrestre (55 $ en 2015). En France, le coût de production de l’EPR de Flamanville pourrait se situer entre 110 et 120 €/MWh (28). Cet écart de coûts justifie en partie la dynamique mondiale (28) d’investissement qui se tourne massivement vers les énergies renouvelables (29).
• Une concurrence technique et économique avec la Chine et d’autres constructeurs : La Chine est fortement montée en compétences du point de vue technologique dans la construction de nouveaux réacteurs et à su démontrer ses capacités techniques avec le succès de son réacteur Hualong HPR 1000  (« dragon » en chinois). 
  Elle se positionne ainsi comme un sérieux concurrent à l’international, avec des performances en matière de mise en service de nouveaux réacteurs bien supérieure à celle de la France. Même les chantiers EPR de Taishan 1 et 2 qui ont démarré après celui de Flamanville (premier béton en 2008) ont déjà été mis en service en 2018 et 2019. Même s’il y a eu du retard, ce chantier a surtout montré les performances des entreprises chinoises qui ont réalisé certains éléments de l'îlot nucléaire.
  Par ailleurs, d’autres pays comme la Russie (30), les Etats-Unis,  et la Corée ont développé des modèles de réacteurs concurrents à l’EPR. “Le coût de l’EPR français ou son équivalent américain (AP1000) s’élève entre 7 500 et 10 500 dollars le kilowatt, contre 2 800 à 5 400 dollars pour le Hualong chinois, l’APR 1400 coréen ou le VVER-120 russe (31).

Retrouvez notre débunkage des autres idées reçues en faveur du nucléaire.

Sources

(1) RTE (Réseau de Transport d’Electricité) est le gestionnaire du Réseau de transport électrique à haute tension et investit pour ceci d’une mission de service public)

(2) La filière EPR - Rapport de la Cour des comptes - juillet 2020 - p.68

(3) https://www.legifrance.gouv.fr/loda/article_lc/LEGIARTI000037429587

(4) La filière EPR - Rapport de la Cour des comptes - juillet 2020 (annexe 25)

(5) Travaux relatifs au nouveau nucléaire - PPE 2019-2028 - février 2022

(6) La Commission particulière du débat public (CPDP) a animé la consultation publique “Nouveaux réacteurs nucléaires et projet Penly” pour la Commission nationale de débat public (CNDP)

(7) Jean-Martin Folz est une personnalité reconnue du monde industriel qui a notamment été président directeur général du groupe PSA Peugeot Citroën.

(8) Rapport La construction de l’EPR de Flamanville remis au ministre de l’économie - Jean-Martin Folz - octobre 2019

(9)  Arrêt de l’EPR de Taishan : des conséquences majeures pour toutes les constructions d’EPR en France et en Europe - Greenpeace - 30 juillet 2021

(10) Info Contexte - Le « vrai coût » du nucléaire d’EDF est de 48 euros

(11) La filière EPR - Rapport de la Cour des comptes - juillet 2020 - synthèse

(12) Travaux relatifs au nouveau nucléaire - PPE 2019-2028 - février 2022

(13) Avis n° 2020-AV-0363 de l’Autorité de sûreté nucléaire du 8 octobre 2020 sur les études concernant la gestion des matières radioactives et l’évaluation de leur caractère valorisable remises en application du plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs 2016-2018

(14) Avis n° CODEP-CLG-2022-061286 du Président de l’ASN du 14 décembre 2022  relatif aux rapports remis par les exploitants d’installations nucléaires de base en application des articles L. 594-1 à L. 594-13 du code de l’environnement, publié le 6 février 2023

(15)L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a pour mission d’assurer, au nom de l’État, le contrôle de la sûreté nucléaire et de la radioprotection en France pour protéger les travailleurs, les patients, le public et l’environnement des risques liés aux activités nucléaires et de contribuer à l’information des citoyens. C’est une autorité administrative indépendante qui a été créée par la loi Transparence et Sécurité en matière Nucléaire (TSN) du 13 juin 2006.

(16) Déchets nucléaires : trop de coûts cachés et d’opacité pèsent sur la filière - Greenpeace - septembre 2019

(17) Rapport de la mission d’information relative à la faisabilité technique et financière du démantèlement des installations nucléaires de base - p. 50-65 - Assemblée nationale - février 2017

(18) Rapport public thématique sur les coûts de la filière électronucléaire - Cours des comptes - janvier 2012

(19) Tableau réalisé en 2016 par M. Bernard Laponche de l’association Global Chance à partir des données du rapport de la Cour des comptes publié en 2012

(20) Futurs énergétiques 2050 - Rapport complet - juin 2022 - RTE

(21)  Futurs énergétiques 2050 - Synthèse du rapport - octobre 2021 - RTE P.12

(22) https://www.irsn.fr/actualites/travaux-lirsn-sur-cout-economique-accidents-nucleaires-entrainant-rejets-radioactifs

(23) Irena, worlds adds record new renewable energy capacity in 2020, 5 avril 2021 cité dans Nucléaire : Stop ou encore ? - Antoine de Ravignan - Les petits matins - Institut Veblen - 2022

(24)  https://www.alternatives-economiques.fr/nucleaire-une-industrie-grand-avenir/00099773 

(25) World energy transitions outlook report - IRENA - juin 2021

(26) https://www.lazard.com/research-insights/levelized-cost-of-energyplus/ 

(27) Ces chiffres sont issus du Rapport de la Cour des comptes sur la filière EPR de juillet 2020

(28) Quelle place pour le nucléaire et les énergies renouvelables dans les trajectoires mondiales de neutralité carbone ?- Analyse de l’Association négaWatt, sur la base des travaux du GIEC - septembre 2020

(29) Nucléaire : Stop ou encore ? - Antoine de Ravignan - Edition les Petits matins, 2022 - “A long terme : une place (du nucléaire) au mieux très réduite” p.45-50

(30) https://www.worldnuclearreport.org/-World-Nuclear-Industry-Status-Report-2021-.html 

(31) https://www.usinenouvelle.com/editorial/ce-qu-il-manque-au-nucleaire-pour-sauver-le-climat.N1056084