Sûreté Nucléaire : quoi qu'il en coûte ?

La sûreté nucléaire n’a pas de prix. "Oui, mais elle a un coût", répond l’Inspecteur Général pour la Sûreté Nucléaire et la Radioprotection (IGSNR) dans son rapport pour l’année 2025. Pourtant force est de constater que le cadre législatif et réglementaire français qui entoure la sûreté nucléaire s’abstient, pour l’essentiel, d’aller à une présentation d’un bilan coût/bénéfices pour les grands arbitrages en matière de sûreté, et s’articule davantage autour du respect absolu de principes fondamentaux : responsabilité de l’exploitant, priorité donnée à la protection des intérêts et à son amélioration permanente, réexamen périodique de sûreté de l’exploitation avec "prise en compte" des meilleures pratiques internationales.

L’amélioration de la sûreté des installations nucléaires peut passer soit par leur amélioration physique, nécessitant des investissements additionnels (Capex) ayant pour finalité principale un progrès dans la maîtrise des risques, soit par des évolutions organisationnelles et opérationnelles, susceptibles de ne pas requérir d’investissements additionnels.

Si l’on considère un réacteur donné, celui-ci est susceptible de connaître un certain nombre d’accidents possibles, qui occasionnent s’ils se réalisent des dommages quantifiables (coûts externes) avec une certaine probabilité, elle aussi quantifiable. Le coût total externe de ces accidents est donc la somme des dommages qu’ils entraineraient, pondéré par leur probabilité d’occurrence (par année), le tout sommé et actualisé au taux sans risque sur l’ensemble de la durée de vie restante du réacteur. Au sein de cette somme, certains termes, correspondant à des scénarios donnés, sont en général très importants par rapport aux autres, du fait d’effets seuils dans les impacts hors sites (les accidents conduisant à la libération dans l’environnement de matières ont des coûts externes beaucoup plus importants que ceux maintenant leur confinement dans l’enceinte en béton), et du fait que certains sont beaucoup plus aisés à contenir en probabilité que d’autres par des éléments de conception simples. On parle communément de scénarios "majorants" ou "dimensionnants" pour désigner ceux qui constituent l’essentiel du coût total.

Un raisonnement économique simple permet de démontrer qu’il n’est pas pertinent du point de vue du surplus collectif - c’est-à-dire la création de valeur économiquement quantifiable à l’échelle de la société - de consacrer plus qu’un euro d’investissement additionnel à faire réduire de moins d’un euro ce coût total. Pour le dire en des termes plus mathématiques, la dérivée du coût total probabilisé des accidents par rapport au capital mobilisé pour la sûreté ne doit pas excéder -1.

On peut encore montrer que ce raisonnement demeure vrai si l’on fait l’hypothèse que certains investissements dans la sûreté apportent aussi des cobénéfices dans la performance opérationnelle de la centrale, soit sous forme de réduction des charges d’exploitation (par exemple réduction des besoins de maintenance en automatisant certains procédés, en facilitant certaines opérations courantes, etc.) ou des gains de rendement énergétique total de l’installation.

Enfin, il se déduit des précédents éléments qu’à un certain point, même si des améliorations physiques de l’installation sont techniquement réalisables sur la base des meilleures pratiques internationalement disponibles, si leur coût excède ce que rapporte l’évitement de dommages accidentels probabilisés, il n’est pas pertinent économiquement pour le surplus collectif de les réaliser. Ceci contrevient directement à la pratique française qui tend à interpréter de manière large l’obligation faite à l’exploitant de procéder au réexamen décennal de sûreté en "prenant en compte les meilleures pratiques internationales" (L.593-18 C. Env.) comme systématiquement prescriptrice de la mise en œuvre de ces pratiques - adaptées au besoin au parc français - indépendamment de toute évaluation économique.

On peut arguer que telle n’est pas la lettre de la loi ni l’intention du législateur : un raisonnement a contrario suggère que si tel avait été le sens de ces dispositions, il aurait été écrit "en conformité avec les meilleures pratiques internationales". Toujours est-il qu’au premier ordre c’est là l’interprétation qui en est faite. On peut également contester le principe d’appliquer une analyse coûts-bénéfices probabiliste au cadre de sûreté, en considérant que ce cadre procède avant toute considération économique de considérations juridiques, politiques, voire philosophiques, qui enjoindraient de tout faire, quoi qu’il en coûte, pour réduire les risques autant qu’il est techniquement possible, en considérant que certains scénarios doivent être a priori exclus, que tout ce qui est disponible pour les éviter doit être mis en œuvre, et qu’il en va au moins de l’acceptabilité sociale du nucléaire, et au plus d’un principe philosophique de responsabilité. L’argument le plus probant et qui ne fait pas appel à des convictions philosophiques personnelles, est sans doute qu’une telle approche apporte aussi des garanties quant à la maîtrise des risques et des scénarios qui ne sont pas identifiés, par insuffisance ou inexhaustivité des connaissances, ou par a priori méthodologique dans l’analyse probabiliste de sûreté. Constatons en tout état de cause que dans le cadre d’installations industrielles présentant elles-aussi des enjeux accidentels majeurs (sites relevant de la directive Seveso III), aucun principe comparable ne prévaut, et le cadre des réexamens des études de danger prévoit bien une analyse coûts-bénéfices des technologies de maîtrise des risques (R.515-98 C. Env.). 

Cette démonstration théorique appelle à être confrontée à des valeurs réelles, pour lesquelles le cas français est de nature à prêter à réflexion. S’agissant du coût en capital de construction des installations, pour le parc "historique", le coût de construction par kW s’est élevé jusqu’à 1250€₂₀₁₀/kW (1370€C₂₀₁₀/kW avec ingénierie) soit 1398-1533€C₂₀₂₀/kW pour Civaux. À l’échelle de l’ensemble du parc, le coût overnight selon la Cour des Comptes était de 83,2 Md€C₂₀₁₀ soit 93,1 Md€C_tot,2020 correspondant à 1511€C₂₀₂₀/kW.

Pour l’EPR2, les éléments de coûts qui ont été transmis par les services de l’État à RTE dans le cadre de la préparation du bilan prévisionnel de long terme 2050, et rendus publics par RTE, se fondaient en 2021 sur un coût moyen de construction, pour 3 paires de réacteurs, compris entre 4165 et 5100€C₂₀₂₀/kW. La réactualisation rendue publique par EDF en 2025 à 72,8 Md€C₂₀₂₀ porte ce coût à 7350€C₂₀₂₀/kW.

Bien entendu, toute l’augmentation des coûts entre les premiers réacteurs à eau pressurisée en France et la technologie EPR2 n’est pas intégralement attribuable à un progrès dans la sûreté : d’autres améliorations opérationnelles, propres à la performance de l’installation, à sa durée de vie, à sa capacité à s’adapter à d’autres cadres de sûreté ont été réalisées, et elles aussi ont eu un coût. Mais affirmer qu’au moins 2000-3000€C₂₀₂₀/kW sont attribuables à des ajouts au design concourant au renforcement de la sûreté de l’installation paraît possible sans trop de risques. Cette évaluation est par nature difficile à réaliser puisqu’un devis ligne à ligne n’est pas disponible, mais le rapport Folz (2019) permet d’en documenter la pertinence, à partir de sa ventilation des surcoûts constatés entre la valeur initiale des contrats et des frais d’ingénierie EPR Flamanville 3 (2 800 M€₂₀₀₈) et leur valeur à terminaison estimée en 2015 (~8 350 M€), selon quatre catégories (volume et périmètre, impacts réglementaires/sûreté, délais et aléas/effets tête de série), avec respectivement 12 % de "réglementaire" (c’est-à-dire les changements intervenus en cours de chantier sur les exigences de sûreté) pour les contrats, et 20 % pour l’ingénierie. En considérant qu’une part des effets "volume et périmètre", environ 17 %, y est attribuable (récupérateur corium, 4ᵉ train, liner, enceinte renforcée, résistance chute avion), et une part de l’effet "tête de série", liée à des difficultés spécifiquement issues d'exigences ESPN ou d'exclusion de rupture (soudures VVP non-conformes, cuve Creusot, etc. - ~5-10 %) l’est également, on conclut à 30 à 40 % du surcoût de l’EPR Flamanville 3 attribuable au différentiel de sûreté par rapport au REP 900 et n’ayant pas d’autre finalité (notamment amélioration opérationnelle, etc.).
 

Reste alors à déterminer la probabilité et les dommages de l’accident majorant. Une précaution méthodologique s’impose ici : ces grandeurs peuvent être approchées, et rationalisées dans leur estimation, mais seront par nature entourées d’incertitudes élevées, qui se conjuguent lorsqu’on vient confronter une probabilité infime à un dommage immense. Pour autant, ces valeurs peuvent être retrouvées dans la littérature de référence ;

S’agissant du coût C_M de l’accident majorant, il est possible de se référer au rapport Méthodologie appliquée par l’IRSN pour l’estimation des coûts d’accidents nucléaires en France, qui quantifie deux scénarios à partir de l’EPS de niveau 2 de l’IRSN :

- Un scénario dit accident grave, conduisant à des rejets "plus ou moins" contrôlés, correspondant à des rejets dont l’activité des aérosols est comprise entre 10¹⁵Bq et 10¹⁶Bq, proche du terme source conventionnel ST3 décrit dans la doctrine.

- Un scénario dit accident majeur, de rejets massifs, typiquement de relativement courte durée ; cette famille d’accidents correspond à des rejets dont l’activité des aérosols est comprise entre 10¹⁶ Bq et 10¹⁹ et 10²⁰ Bq dans le cas des réacteurs de 900 MWe, se rapprochant du terme source conventionnel décrit dans la doctrine.

Le même rapport de l’IRSN précité évalue à 120Mds€ le coût du scénario d’accident grave, et 450Mds€ le coût du scénario d’accident majeur, étant entendu que ces calculs mériteraient un examen critique ligne à ligne de chacune des briques de coût (un rapport de 2007 parvenait par exemple à 70Mds€07 pour le scénario S3 et 760Mds€ pour un scénario S1), et avaient fait à l’époque de leur publication l’objet de débats. On peut en tout cas observer que ces coûts sont calculés dans une approche exhaustive, intégrant les coûts sur site (réhabilitation, remplacement, etc.), les coûts des territoires contaminés (coût pour la collectivité d’imposer des zones de contrôles radiologiques ou d’exclusion), les coûts radiologiques hors site (effets sanitaires, psychologiques, pertes agricoles, coûts de relogement, etc.), les coûts d’image (pertes de demande de produits agricoles, de demande touristique, etc.), et les effets sur le parc électrique (liés à des arrêts d’autres installations).

L’appréciation de la probabilité comparée des différents scénarios selon les générations de réacteurs déployés en France est une question plus délicate. Si l’on souhaite se référer aux probabilités lors de la mise en service initiale du premier réacteur REP, l'approche probabiliste au sens moderne reposant sur des arbres d'événements, une quantification des fréquences d'accident avait été introduite aux États-Unis en 1975 par le WASH-1400 (rapport Rasmussen). Cependant, cette dernière n’était pas pleinement adoptée en France à la même époque lors de la mise en service des premières tranches du parc REP actuel. En France, l'IPSN (ancêtre de l'IRSN) et EDF n'ont lancé de véritables études probabilistes de sûreté (EPS) que dans les années 1980, avec deux études pilotes : l'EPS 1300 MWe sur Paluel tranche 3 menée par Framatome/EDF, et l'EPS 900 MWe menée par l'IPSN, achevées début 1990. Les EPS de niveau 2, celles qui produisent les fréquences des scénarios S1/S2/S3 décrits précédemment, sont encore plus tardives. Les premières EPS de niveau 2 françaises sur le palier 900 MWe n'ont été achevées qu'en 2006, à l'occasion des études préparatoires à la troisième visite décennale (VD3-900).

Lors de la mise en service initiale des premières tranches REP, l’approche reposait sur une approche purement déterministe consistant à postuler un jeu d'accidents de dimensionnement (accident de perte de réfrigérant primaire, rupture tube du générateur de vapeur, rupture vapeur, éjection d’une grappe, etc., correspondant aux "conditions 2 à 4") et à démontrer que les conséquences restaient dans les limites réglementaires. La "fusion du cœur" au-delà du dimensionnement était considérée comme si improbable qu'elle n'était pas analysée. Le dispositif U5 d'éventage-filtration, qui porte précisément la catégorie ST3 sur les 900 MWe, n'existait pas non plus. Il a été installé progressivement sur l'ensemble du parc de réacteurs français à partir de 1988, soit onze ans après la mise en service de Fessenheim 1, en réponse aux enseignements de l’accidentologie disponible à l’époque.

Les études rétrospectives de l'IPSN (notamment celles du milieu des années 1990 sur le retour d’expériences international et sur la vulnérabilité aux pertes totales d'alimentations électriques) suggèrent effectivement que les premiers réacteurs à eau pressurisée occidentaux mis en service dans les années 1970, y compris Fessenheim lors de sa mise en service, présentaient une probabilité de fusion du cœur de l'ordre de 10⁻⁴ par année par réacteur, en ligne avec ce que WASH-1400 avait estimé pour Surry-1 et Peach Bottom-2 aux États-Unis (respectivement 6×10⁻⁵ et 3×10⁻⁵). Cette probabilité doit alors être confrontée à la probabilité conditionnelle, une fois un tel évènement survenu, de réalisation d’un des scénarios S1 à S3.

Sur un REP 900 MWe tel que mis en service à la fin des années 1970, sans recombineurs de dihydrogène pour maîtriser la combustion de l’hydrogène formé dans certains scénarios, sans dispositif d’éventage-filtration U5, sans procédure d'appoint d'eau borée, avec une enceinte simple précontrainte dimensionnée capable de supporter des pressions à ~5 bar et une procédure de conduite accidentelle limitée, la probabilité conditionnelle de défaillance précoce de l'enceinte sachant fusion (ce qu'on appelle en EPS-N2 la "CCFP - Conditional Containment Failure Probability" pour les modes précoces) était de l'ordre de 10⁻¹ à quelques 10⁻¹, essentiellement à cause : du risque de combustion d'hydrogène non contrôlée dans l'enceinte, du risque d'échauffement direct du gaz (DCH) en cas de percée sous pression, et du risque de contournement par rupture de tubes de générateur de vapeur avec soupape bloquée ouverte. Multiplié par une fréquence de fusion ~10-4 par année par réacteur cela donne une probabilité ST1 ~10⁻⁵ par année par réacteur., possiblement 2-5×10⁻⁵ par année par réacteur.

La fréquence ST3 au sens moderne (rejet tardif filtré volontaire) était quant à elle nulle par absence de dispositif, ce qui, contrairement à ce qu'on pourrait croire, n'est pas une bonne nouvelle : la fréquence "équivalente" ST2 correspondante était importante, de l'ordre de quelques 10⁻⁵ par année par réacteur au lieu d'être transférée vers une catégorie ST3 à rejets filtrés beaucoup plus acceptable.

Sur l’EPR de Flamanville 3, la probabilité de ST1 est inférieure "d'un peu moins d'une décade" par rapport à un réacteur 900MW dans son état postérieur à la 4e visite décennale, conduisant à une probabilité ST1 d’au plus 5.10^-8 par année par réacteur, cohérente avec la fréquence globale de fusion du cœur EPR-FA3 pour les événements internes de l'ordre de quelques 10⁻⁷ par année par réacteur (~6-7×10⁻⁷), soit environ un ordre de grandeur en dessous de l'objectif 10⁻⁵. Il convient en outre d’observer que la part "ST1" résiduelle sur EPR correspond essentiellement à des scénarios résiduels de rupture de tubes de générateurs de vapeur ouverts ("SGTR V-LOCA") et de contournement de l’enceinte, puisque les autres modes énergétiques avec rupture franche du confinement (explosion vapeur hors cuve, rupture enceinte par hydrogène, échauffement direct du gaz, etc.) sont pratiquement éliminés par conception (puits de cuve sec, récupérateur de corium, recombineurs catalytiques H₂, enceinte double), réduisant en pratique probablement aussi le coût externe du scénario par réduction des rejets réalisés en pratique (effet négligé ici pour rester dans une approche majorante), ce qui illustre le "saut" réalisé en termes de sûreté que constitue la technologie EPR.

Pour le scénario ST3, l'analogie avec le parc existant ne marche pas directement, parce que l'EPR n'a pas de dispositif U5 d'éventage-filtration : son architecture repose sur le système EVU (évacuation ultime de la puissance de l'enceinte, par aspersion et refroidissement hors-enceinte) qui maintient l'enceinte étanche à long terme. Il n'y a donc plus de "rejet tardif filtré volontaire" au sens ST3 historique. Ce qui subsiste sous cette rubrique sur EPR, ce sont :

- les rejets par fuite résiduelle de l'enceinte double (le taux de fuite nominal est très bas, ~0,3 %vol/jour ; le bâtiment périphérique est maintenu en dépression avec une ventilation filtrée - "rejets limités") ;

- les rejets par percée du radier (voie "eau" / voie "sol") en cas de défaillance de long terme de l'EVU.

La fréquence EDF de percée du radier sur l’EPR de Flamanville 3 est estimée par l'IRSN à : le risque de percement du radier de l'EPR-FA3 peut être estimé à 5.10-8 par année par réacteur, sans prendre en compte la possibilité de secours du système d'évacuation de la puissance de l'enceinte par aspersion (EVU) par un dispositif mobile qui n'était pas prévu initialement. En tenant compte de ce système disponible aujourd'hui sur le site, cette fréquence descend d'une décade environ soit 5.10⁻9 par année par réacteur.

Le ST3 EPR en tant que rejet tardif filtré/limité par les voies nominales de l'enceinte (fuite résiduelle) est ainsi plutôt de l'ordre de quelques 10⁻⁷ par année par réacteur cumulé, dominé par les séquences de fusion où l'EVU fonctionne, c'est-à-dire que les rejets sont effectivement contenus mais pas strictement nuls. Ces fréquences devraient demeurer d’ampleur comparable sur la technologie EPR2.

En synthèse, on peut donc considérer qu’on est passés d’un coût probabilisé annuel de :

• π_M C_M= 6-22,5.10⁶€ par année par réacteur, ou encore 0,9-3,3€/MWh, dominé par le terme ST1, pour un réacteur de 900MW, soit : 6,7- 25€ par année par kW

• à π_M C_M < 4.10⁴ (ST3) ou 2.10³ (ST1), dominé par le terme ST3, soit 0.1-2.5.10^-2€ par année par kW sur l’EPR de Flamanville 3.

  Il est intéressant ici de noter que si de tels calculs de coût probabilisé annuel de l’externalité négative associée aux accidents ne sont pas publiés ou présentés, ni par l’autorité de sûreté (dont ce n’est pas le rôle), ni par l’exploitant, ni par la puissance publique, cela n’a pas toujours été le cas. Des études menées par la Commission Européenne (étude ExternE, Externalities of Energy, Vol. 5 Nuclear, Centre d'étude sur l'Evaluation de la Protection dans le domaine nucléaire CEPN, dont il existe des versions de 1995 et 1998) s’étaient penchées sur ces estimations, et avaient été reprises dans les travaux parlementaires français du début des années 2000, notamment le chapitre III du rapport des députés Bataille et Galley (1996) sur l’aval du cycle nucléaire au titre de l’Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST), confirmant les ordres de grandeur ci-dessus (coûts de l’ordre de quelques dizaines de centimes d’euros de 2020 par MWh). On peut regretter, à l’heure où la France prépare des décisions majeures pour son bouquet énergétique, que de telles analyses ne soient plus objectivées par la puissance publique (par exemple dans le cadre de l’OPECST).

  Ces estimations montrent que le gain de sûreté sur le scénario majorant probabilisé et actualisé (à 3 %) sur l’ensemble de la durée de vie du réacteur (pris à 60 ans), rapporté à sa puissance a été de l’ordre de 700€/kW entre la première génération de REP construits en France et l’EPR de Flamanville 3 (et l’EPR2). En tenant compte des autres scénarios inclus dans Ctot il paraît raisonnable de considérer que le gain probabilisé pour la société associé aux progrès de sûreté totaux n’a pu excéder 1000€/kW entre la première génération à la fin des années 1970 et la technologie EPR. Comme l’incrément de Capex associé à la sûreté incrémentale entre ces deux technologies a de manière certaine été supérieur à 1000€/kW, on peut conclure que le seuil (dérivée de Ctot par rapport à K égale à -1) où la sûreté additionnelle n’améliore plus le surplus collectif a vraisemblablement été franchi.

En conclusion, il importe de ne pas conclure de cette analyse que l’EPR/EPR2 est une technologie non pertinente. Il est aisé de montrer que le surplus collectif associé à la construction d’un EPR2 sur la base du devis actuellement disponible, du taux d’actualisation sans risques, et d’un prix de l’énergie tenant compte de toutes les externalités, notamment des bénéfices climatiques, est strictement positif et de même ordre de grandeur (15-20Mds€₂₀₂₀) que pour la technologie 900MW initiale. Plus fondamentalement, il s’agit de la seule technologie disponible sur le marché français à court terme, intégrée dans une chaîne de valeur industrielle nationale et européenne. Conclure, du point de vue de la puissance publique, quant aux meilleures options d’investissement pour le mix énergétique renvoie à une analyse comparée des "coûts systèmes" - c’est-à-dire une vision étendue du LCoE de chaque option technologique tenant compte des interactions entre différentes filières et des coûts sur les autres éléments du système énergétiques (réseaux de transport, distribution, coûts sur l’usager dont flexibilité), et du coût de financement des différentes options technologiques. Ce travail est réalisé dans une méthodologie rigoureuse issue d’un travail majeur de concertation aux bornes du système électrique par RTE (Futurs énergétiques 2050, publié en 2021 et révisé cette année), unique en Europe quant à la robustesse de son analyse. Il pourrait être élargi aux "coûts systèmes énergétiques" en tenant compte des interactions entre coûts systèmes électriques/gaz/carburants/hydrogène (couplage sectoriel), comme nous l’avions proposé dans la note d’action L'Europe de l'énergie à l'heure du pragmatisme. Quel nouveau cadre pour atteindre la neutralité carbone ? (Nov. 2024).

En revanche, il est possible de conclure que l’analyse coûts bénéfices à partir de considérations probabilistes permet d’éclairer la pertinence d’un niveau d’investissement donné dans la sûreté au regard des gains qu’il apporte, notamment dans le cadre des réexamens décennaux. Il est également possible de conclure que l’augmentation des coûts par kW sur les technologies de réacteurs capables d’être construites en France ne peut se justifier par la seule amélioration de la sûreté, si celle-ci est abordée dans une logique quantitative. Elle ne peut se défendre que si l’on considère a priori que la société doit mettre en œuvre tout ce qui est possible pour prévenir certains évènements (dans une logique davantage morale qu’économique), ce qui est un choix qui appartient aux citoyens et à leurs représentants plus qu’à une discussion experte construisant une "doctrine".

Il est également possible, à la lumière de ces constats, d’appeler à un regard rétrospectif froid : progresse-t-on réellement dans la sûreté et le débat public par des documentations qui se mesurent en centaines de milliers de pages et des débats sur l’application à celles-ci de méthodologies et de doctrines maîtrisées par quelques dizaines de personnes en France ? Pire, ne risque-t-on pas, par la complexification des installations en elles-mêmes, de leurs moyens de sauvegarde de plus en plus sophistiqués et redondants, par le raffinement de leurs procédures d’exploitation et de leur documentation technique, de perdre prise avec la réalité concrète, physique, de l’outil de production et sa compréhension fine par les opérateurs ? Y a-t-il là un risque de régression dans la capacité des opérateurs à maîtriser réellement, au plan physique, leur outil dans sa totalité ? Dit autrement : le progrès de l’intellectualisation de la sûreté entre experts de la sûreté ne risque-t-il pas, à un certain point, d’aller à l’encontre de la maîtrise réelle des conditions d’exploitation, et ce point de rendements décroissants n’a-t-il pas été franchi ? Si des progrès doivent être recherchés dans la sûreté, c’est peut être justement dans un retour à la simplicité des objets et dans leur capacité à être objet de connaissance complète, plutôt que dans le confort rassurant des études techniques et des doctrines. En cela, montrer qu’on a atteint un niveau déjà très poussé de sûreté par l’investissement et le raffinement technique doit appeler à se concentrer sur l’humain et sa maîtrise réelle de l’outil, tant de la part de l’opérateur que de l’inspecteur. Songeons à l’anecdote bien connue de l’ingénieur qui explique au contrôleur sa solution au problème, pour s’entendre répondre "Certes cela marche en pratique, mais est ce que cela marche en théorie ?".