Vers un monde neutre en carbone : pourra-t-on se passer du nucléaire ?

Dominique Finon

Directeur de recherches émérite, CIRED (Ponts-ParisTech et CNRS)

Presque quatre ans après la COP21, le monde est en voie de perdre la bataille climatique, compte tenu de la poursuite de l'augmentation des émissions de CO2. Les énergies fossiles comptent encore pour plus des trois quarts de la consommation mondiale d'énergie et en particulier pour presque deux tiers de la production d’électricité.

Respecter une trajectoire de réchauffement inférieure à 2°C nécessiterait entre autres que 80% de cette production électrique soit décarbonée à l’horizon 2050, voire 100% selon certaines études. Nombre de prospectivistes, grisés par l’observation des baisses radicales des prix de revient des énergies renouvelables à production variable (EnRv), n’hésitent pas à envisager un futur mix électrique mondial décarboné qui reposerait sur le recours massif aux seules énergies renouvelables, en excluant les autres technologies bas carbone, nucléaire en tête.

Mix énergétique et électrique mondiaux
En 2018, les énergies fossiles ont compté pour 80,6% de la consommation d'énergie primaire et 64,1% de la production d'électricité dans le monde selon l'AIE. (©Connaissance des Énergies, d’après AIE)

La part de l’énergie nucléaire dans la production électrique mondiale tend à diminuer (10,2% en 2018, contre près de 18% en 1996) et cette tendance devrait se poursuivre au cours de la prochaine décennie selon l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA). Les complications relatives à la construction des premiers réacteurs dits « avancés » (comme l’EPR) en Europe et aux États-Unis ont jeté une suspicion supplémentaire sur l’économie du « nouveau » nucléaire.

Pourra-t-on pour autant se passer du nucléaire pour décarboner la production électrique mondiale qui est susceptible de croître de 80% à 100% d’ici à 2050 pour satisfaire les nouveaux besoins ? Rien n’est moins sûr...

Après avoir été longtemps très prudente sur la nécessité de davantage mobiliser le nucléaire, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a d’ailleurs publié en mai 2019 un rapport dans lequel elle affirme que le nucléaire doit jouer un rôle significatif aux côtés des énergies renouvelables dans les transitions électriques vers la neutralité carbone. Dans le rapport spécial « 1,5°C » du GIEC d’octobre 2018, le « nouveau » nucléaire est également intégré dans de nombreux scénarios permettant de réduire drastiquement les émissions de gaz à effet de serre(1).

Pour justifier le rôle du nucléaire dans la « deep decarbonisation » du secteur électrique aux côtés des énergies renouvelables, il est possible de raisonner par l’absurde en démontrant l'irréalisme physique et économique des scénarios à très fortes parts d’EnRv (80% et plus) dans la production mondiale d’électricité.

Les contraintes physiques et économiques liées à un mix électrique « tout renouvelable »

Les pays tablant sur un recours massif aux EnRv, c’est-à-dire principalement à l’éolien et au solaire photovoltaïque, ne peuvent ignorer les contraintes physiques dues à la faible densité de leurs productions. Selon les projections de l’Ademe dans son exercice « 100% EnR » de 2015(2), il faudrait, pour produire 1 TWh par an à l’horizon 2050, approximativement 60 km2 de surfaces au sol (non exclusives) pour des installations éoliennes terrestres ou 10 km2 de surfaces (non exclusives) pour des installations solaires photovoltaïques ou environ 0,6 km2 d'installations nucléaires. Une production de 100 TWh par des éoliennes exigerait donc 6 000 km2 de surfaces disponibles ou 1 000 km2 de panneaux PV, contre 60 km2 de tranches nucléaires (de 15 GW de puissance).

S'il est matériellement possible de mobiliser autant de foncier pour des installations renouvelables, cela ne pourrait être, dans les pays à densité démographique moyenne et forte, qu'à des coûts économiques et politiques très élevés assortis de problèmes majeurs d'acceptabilité par les populations. Selon l'exercice prospectif de l'Ademe, une production électrique « 100% EnR » en France à l’horizon 2050 conduirait par exemple à occuper 17 000 km2 (en surfaces non exclusives(3)) - soit l'équivalent de 3 départements français de taille moyenne - par des parcs éoliens terrestres (96 GW de puissance), 1 000 km2 par des parcs éoliens en mer (10 GW), et 500 km2 par des grandes centrales solaires au sol (38 GW).

En outre, des contraintes apparaîtront également sur les besoins de matériaux de base, aux côtés de ceux bien connus des métaux rares : 1 MW de solaire PV mobilise 10 fois plus d’acier et 12 fois plus de cuivre que 1 MW nucléaire, alors que ce dernier fournira 3 à 5 fois plus d’électricité(4). De façon concrète, on peut s'attendre à des hausses de prix importantes de l'ensemble de ces matériaux de base, qui se répercuteront sur les coûts de ces équipements.

Dans les pays européens où l'option nucléaire reste ouverte, la part « optimale » en termes économiques des EnRv dans le mix de production électrique atteint de l'ordre de 10 à 15%.

D’un point de vue économique, des mix électriques reposant entre 80% et 100% sur les EnRv s'accompagnent de besoins importants de technologies flexibles et de capacités de pointe supplémentaires pour assurer la sécurité de la fourniture et la stabilité du système électrique.

À cela s'ajoute un phénomène moins connu : la baisse de valeur des productions d’EnRv au fur et à mesure de leur développement dans un système électrique. Plus les EnRv sont développées dans un système électrique, plus le prix moyen annuel sur le marché de gros de l'électricité décroît, en raison de la plus grande fréquence d’épisodes de prix nuls : de l’ordre de 1 000 h/an dans le cas d’un mix électrique reposant à 50% sur les EnRv et de 3 000 à 3 800 h/an avec 80% de production d’EnRv, selon l’Agence de l’OCDE pour l’énergie nucléaire (AEN)(5) dans le cas de systèmes électriques disposant de faibles capacités hydroélectriques flexibles.

Les revenus pouvant être tirés sur les marchés de gros par chaque nouvel équipement EnRv diminuent plus que linéairement au fur et à mesure de leur pénétration. Cette diminution est beaucoup plus importante pour le solaire PV que pour l'énergie éolienne, la production photovoltaïque étant concentrée autour de quelques heures dans la journée tandis que la production éolienne est plus étalée sur la journée et la semaine.

Dans un pays où il n'y aurait plus de dispositif de soutien des EnR (garantissant les revenus par MWh à 20 ans), les revenus anticipés de tout nouvel investisseur dans des installations EnRv supplémentaires ne lui permettraient ainsi plus de recouvrer ses coûts fixes en capital et en exploitation à partir d’un certain niveau de développement des EnRv, niveau qui constitue leur part « optimale » dans le mix électrique. Tout dépassement de cette « part optimale » des EnRv dans le mix électrique (en s'appuyant sur des dispositifs de soutien de type tarifs d'achat) se retrouve dans la facture des consommateurs.

Dans les pays européens où l'option nucléaire reste ouverte, la part « optimale » en termes économiques des EnRv (essentiellement de l'éolien) dans le mix de production électrique atteint(6) de l'ordre de 10 à 15% (selon la présence d'équipements hydrauliques - source de flexibilité importante). Les techniques de stockages perfectionnées, dont les mérites sont souvent mis en avant dans les médias, ne rehausseront que de 4 à 5% ce seuil, et sont loin d'être la panacée économique annoncée. Dans les pays où l'option nucléaire est fermée, cette part « optimale » des EnRv dans le mix ne monte pas au-delà de 50% environ, même avec un prix élevé du carbone qui pénaliserait lourdement les équipements fossiles.

Le récent World Nuclear Industry Status Report d'octobre 2019annonce des coûts de production du nucléaire environ 3 fois plus élevés que ceux des EnRv…

Dans les pays émergents à fort ensoleillement où les besoins de climatisation vont se développer, le solaire PV présente une valeur économique bien meilleure que dans les pays développés de zone tempérée, grâce à la bonne corrélation entre productions solaires et usages de climatisation. Mais la part optimale de cette filière solaire dans le mix électrique ne dépassera pas un niveau de 15-20%.

Le récent World Nuclear Industry Status Report d'octobre 2019(7), réalisé par des experts « non inféodés aux intérêts des milieux nucléaires », annonce des coûts de production du nucléaire environ 3 fois plus élevés que ceux des EnRv : il souligne que le nucléaire a perdu définitivement en compétitivité face aux énergies renouvelables, à la lumière d'estimations très contrastées des prix de revient des EnRv (36 à 44 $/MWh pour le solaire PV, 29 à 56 $/MWh pour l'éolien) et du nucléaire (112 à 189 $/MWh, sur la base des devis actuels des EPR européens et des AP1000 américains). Mais deux remarques sont à faire sur cette annonce.

D'une part, l'optimisme autour des coûts des EnRv rappelle celui sur les coûts du nucléaire lors de la « grande époque » de la filière (années 1970-80) lorsqu'on ne cherchait aucunement à prendre en compte les hausses de coût des chantiers en cours de réalisation. Ici, les estimations de coûts se réfèrent visiblement aux situations les plus favorables en oubliant les subventions cachées (comme la prise en charge du risque par l'État, ce qui fait baisser le coût du capital à 5%, ou les dépenses de raccordement au réseau pris en charge par le gestionnaire du réseau de transport dans le cas de l'éolien en mer) et en ignorant la question de saturation de l'espace qui se dessinera un jour, comme c'est le cas en Allemagne et au Danemark.

D'autre part, l'annonce de la compétitivité des EnRv sur la base de la comparaison de prix de revient repose sur une erreur de raisonnement économique : ce n'est pas le coût mais la valeur des productions pour le système électrique qui compte. Or, la valeur économique des capacités EnRv décroît au fur et à mesure de leur développement dans un système électrique, comme expliqué précédemment. De nouvelles capacités EnRv peuvent ainsi ne plus être compétitives par rapport au nucléaire (y compris lorsque ce dernier est annoncé à un coût supérieur).

Les contraintes physiques et économiques pesant sur le développement à très grande échelle des EnRv, devraient inciter un grand nombre d'États à considérer avec intérêt l'option nucléaire. Sous réserve toutefois de dispositions permettant en parallèle de limiter les handicaps économiques et financiers associés au nucléaire.

Comment surmonter les handicaps économiques associés au nucléaire ?

La technologie nucléaire est pénalisée par l’amplification irraisonnée de la perception de ses risques par le public. À cela s'ajoute le caractère très capitalistique de la filière, mal adapté au capitalisme financier qui régit les économies développées. Les projets nucléaires se caractérisent pas un fort CAPEX (dépenses d’investissement), avec de très longues durées d'immobilisation des capitaux pendant les années de construction suivies d'un temps de retour sur investissement très étiré qui n’attire aucunement la finance.

De plus, la libéralisation des secteurs électriques dans les économies développées a renchéri très sensiblement le coût du capital, les risques étant accrus par rapport à l'ancien régime de monopole réglementé. À titre d’illustration, le passage d'un coût du capital de 5% (situation d'un régime de secteur public) à 10% (situation d'un régime de marché dans les économies actuelles financiarisées) augmente le coût de production électrique de 70% (de 65 $/MWh à 110 $/MWh) dans le cas d’un coût d’investissement de 5 250 $/kW(8).

Des handicaps surmontables dans les économies émergentes 

L'AIEA qui anticipe une stabilisation de la part du nucléaire à 10-11% de la production électrique mondiale d'ici 2050 (avec un passage de la capacité installée de 392 à 748 GW à cet horizon) considère que 90% des nouvelles capacités seront installées dans les économies émergentes, notamment en Asie de l’Est et du Sud, alors que les nouvelles capacités compenseront tout juste les fermetures en Europe, en Russie et en Amérique du Nord.

Les structures des économies émergentes, avec un secteur électrique peu libéralisé et des risques d'investissement reportés sur les consommateurs, aident à surmonter plus facilement les contraintes inhérentes à la filière nucléaire. Elles permettent de réduire très sensiblement le coût du financement (avec un coût du capital inférieur à 5%), de développer un partenariat durable entre le constructeur et les électriciens comme en Chine, et de pouvoir rechercher des effets de série et de standardisation en s'appuyant sur le même modèle de réacteurs.

La maîtrise des coûts de construction est plus facilement réalisable dans ces pays qui installent d'abord des réacteurs de 2e génération de technologie éprouvée. Des contrats de long terme à prix garantis sont signés entre l'investisseur et un Acheteur unique, ce qui permet d'effacer les risques de marché (prix, volume) et de réduire significativement le coût du capital.

La contrainte de financement peut toutefois rester forte dans certaines économies émergentes confrontées à des crises récurrentes de leurs dettes publiques. Les organismes multilatéraux, Banque mondiale en tête, excluent les équipements nucléaires de leurs règles d'obtention de prêts. Les vendeurs internationaux qui ont la possibilité de proposer des solutions de financement propres (pour la majeure partie du coût d'investissement d'un projet) bénéficient ainsi d’un avantage concurrentiel très important dans ces pays. C’est le cas du vendeur russe Rosatom qui remporte de nombreux succès à l’export, et désormais aussi de l'entreprise chinoise China National Nuclear Corporation (CNNC), tandis que les vendeurs tels que Westinghouse et Framatome NP restent contraints par les règles de l'Organisation mondiale du commerce (OMC) sur les crédits-vendeurs. Un déblocage des règles d'obtention des prêts de la Banque mondiale serait sans aucun doute bienvenu.

Précisons que des exigences institutionnelles s'imposent également pour exploiter des réacteurs nucléaires de façon sûre. Il doit s’y développer une culture de sûreté effective à côté de la mise en place d’une autorité de réglementation compétente et indépendante, ce qui suppose une stabilité de la puissance publique, des institutions efficaces, notamment pour faire respecter la règle de droit.

L’achat de centrales nucléaires par un pays « primo-accédant » doit ainsi s’accompagner d’un transfert progressif de compétences non seulement technologiques mais aussi en matière de sûreté dans le cadre du contrat de vente (ce qu’a par exemple fait la Corée du Sud dans le cadre de la vente de 4 réacteurs aux Émirats arabes unis). Un tel transfert doit être réalisé en s’adossant au régime international de contrôle de la sûreté nucléaire.

Des handicaps encore difficiles à surmonter dans les économies avancées

Dans les pays développés où le nucléaire traverse un épisode très difficile de réapprentissage industriel avec les réacteurs de 3e génération, la filière doit aussi se confronter aux contraintes de gestion des risques d'investissement et de marché qui sont le lot de tout projet très capitalistique dans le régime libéral actuel. Cette situation est compliquée par les baisses des prix du gaz naturel et du charbon ainsi que par l'échec des politiques climat-énergie à fixer un prix au carbone de façon crédible (les politiques de promotion directe des technologies bas carbone étant exclusivement centrées sur les EnR).

Même si le coût de construction du premier EPR construit en France a connu des hausses de devis très importantes de 3,3 à 12,4 milliards d'euros, du fait du « désapprentissage » des métiers de la construction nucléaire pendant des années d'absence de nouvelles réalisations, des leçons en seront nécessairement tirées pour les prochaines réalisations (notamment sur l'organisation des chantiers et le contrôle des normes de qualité des fabrications).

Avec les réalisations en cours des têtes de série, les apprentissages sur les réacteurs de 3e génération (l'AES-92 de Rosatom, l'AP1000 de Westinghouse et l'EPR de Framatome ANP) vont à l'évidence engendrer des baisses de coûts. Avec une organisation industrielle comparable à ce qui existait en France dans les années 1980, les deux EPR chinois construits à Taishan (qui ont démarré en 2018 et 2019) ont d’ailleurs un coût d'investissement se situant autour de 3 500 €/kW (ce qui conduit à un coût de 45 à 50 €/MWh seulement avec 7% de taux d’actualisation), contre environ 7 500 €/kW pour l'EPR Flamanville 3. En France, la construction par paires d'EPR optimisés (« EPR-NM ») pourrait permettre une réduction de 30% des coûts d'investissement grâce à la rationalisation de l’ingénierie, à certaines simplifications de conception ou encore à la meilleure intégration des sous-traitants (sans parler des divers moyens de réduire les coûts financiers). Il en ira de même avec le Hualong chinois, un réacteur de génération III+ de conception plus simple que l'EPR qui pourrait dominer le marché international d'ici 10 ans.

De façon plus spéculative, on peut imaginer la mise au point de solutions technologiques « disruptives » pour rendre le nucléaire plus compatible avec les contraintes de financement. Les réacteurs modulaires « SMR » de 50 à 120 MW ouvrent une telle possibilité. Mais il ne faut pas minorer les coûts d'entrée de tout nouveau type de réacteurs par rapport aux avantages de la technologie bien en place des réacteurs à eau légère de génération II+ et III pour répondre aux besoins d'électricité de nombreux pays

Les coûts du nucléaire seront mieux maîtrisés dans le futur du fait des réapprentissages en cours sur les réacteurs de 3e génération et de l'adoption de solutions permettant de réduire les coûts financiers des investisseurs.

Les pays fortement engagés dans la lutte contre les changements climatiques pourraient améliorer la position économique du nouveau nucléaire de deux façons : donner une valeur significative aux émissions de carbone évitées (pour élever la valeur économique des investissements nucléaires) et limiter les risques pour les investisseurs en réduisant drastiquement le coût du capital.

En premier lieu, il faudrait parvenir à mettre en place des systèmes de permis qui envoient un signal-prix crédible, significatif et prévisible, ce qu'aucun système de permis mis en place dans le monde ne parvient encore à faire en 2019. À défaut d'un prix du carbone crédible, une façon indirecte de valoriser les tonnes de carbone évitées par des équipements bas carbone (EnR ou nucléaires) consisterait à mettre en place un système d'obligations d’énergie « propre » – sous la forme de « certificats verts » – imposé aux fournisseurs d’électricité mais ce dispositif comporte également des incertitudes (comme le révèle l'expérience anglaise de la Renewables Obligation, en place de 2002 à 2016).

En second lieu, les contrats de long terme attribués par enchères garantissant des revenus (avec une rémunération complémentaire flexible en fonction des prix horaires sur le marché de gros) devraient être élargis au nucléaire et au captage-stockage du carbone (CSC) pour traiter de la même façon toutes les technologies bas carbone. C'est ce que font les Britanniques dans le cas du projet d’'investissement d'Hinkley-Point C, avec un contrat signé par le gouvernement britannique qui garantit à EDF Energy un revenu de 92,5 £/MWh sur une durée de 35 ans (« CfD » pour « contract for differences »(9)).

Ce type de contrat permet une prise en charge du surcoût de départ des technologies bas carbone en cours d'apprentissage (ou de réapprentissage dans le cas des pays ayant développé le nucléaire antérieurement). Ceci n'empêche pas l'investisseur de devoir supporter une partie du risque d'investissement, comme c'est le cas pour les hausses du devis des deux réacteurs d'Hinkley Point C de 10 à 15% (1,9 à 3 milliards de £) annoncées en septembre 2019(10).

Après réapprentissage et maturation commerciale de la technologie, les contrats de ce type pourront être établis avec un niveau de prix beaucoup plus bas (de l’ordre de 60-65 €/MWh) du fait de la baisse des coûts et avec un coût du capital sans prime de risque. Ils feront alors porter le risque-prix du marché électrique sur l'État, qui pourra décider de le reporter sur les consommateurs, via une taxe comme le fait le Royaume Uni pour tous les contrats « CfD ». Une telle solution combinerait deux avantages : compenser les déficiences patentes de la tarification du carbone et faire baisser radicalement le coût du capital pour les investissements dans le nucléaire.

L’énergie nucléaire n’est pas la réponse miracle aux engagements climatiques dans le secteur électrique. Mais, aux côtés des EnR, il constitue une des réponses au défi climatique. Il serait d'autant plus dommage de se priver d’une telle technologie que ses coûts seront mieux maîtrisés dans le futur du fait des réapprentissages en cours sur les réacteurs nucléaires de 3e génération et de l'adoption de solutions permettant de réduire les coûts financiers des investisseurs. Si l'on continue d'exclure le nucléaire de la liste des technologies bas carbone reconnues, le défi climatique risque d'être autrement plus ardu tant les secteurs électriques dans le monde sont une des sources les plus importantes d'émissions de CO2. Les solutions évoquées ci-dessus exigeront, à l'évidence, un soutien politique clair et cohérent, ce qui ne saurait subvenir sans une prise de conscience dès maintenant de l'intérêt de ce type d'énergie, en rationalisant la perception des risques que présente cette technologie.

Sources / Notes
  1. En balayant les nombreux exercices de prospective conduisant à une limitation drastique des émissions cumulées, le rapport « 1,5°C » du GIEC met en lumière que, sur 411 scénarios analysés, seuls 85 seraient compatibles avec le plafond de réchauffement de 1,5°C, en se fondant en outre sur les « hypothèses d’innovations les plus élevées » (qui incluent le « nouveau » nucléaire). La part du nucléaire dans ces 85 scénarios tourne autour d'une valeur médiane de 9% de la production électrique mondiale en 2050 (avec quelques scénarios à 20%), ce qui implique un doublement de sa production de 2020 à 2050. Le recours au nucléaire y est limité non pas sur une base économique, mais en lui imposant un surcoût artificiel qui est censé refléter le rejet social dans certains pays et le respect des standards de sûreté les plus élevés pour la rendre acceptable dans les autre pays.
  2. « Un mix électrique 100% renouvelable ? Analyses et optimisations », Ademe, octobre 2015. 
  3. « Avec seulement 170 km2 de surface au sol artificialisée correspondant à la localisation au sol des éoliennes, des infrastructures électriques, des chemins d’accès, stationnements et zones de manœuvre. Le reste de la superficie occupée reste compatible avec les autres usages tels que l’agriculture, l'élevage ou l’exploitation forestière » (p. 126 de l’étude de l’Ademe).
  4. Selon les données utilisées par Didier Beutier dans son article d'octobre 2018 dans la Revue de l'énergie (n°640) intitulé « Politique énergétique et biodiversité : éloge du concentré ».
  5. The Costs of Decarbonisation : System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, AEN-OCDE, Cometto et Keppler, 2019. 
  6. Cette fourchette peut être démontrée avec des modèles détaillés du système électrique : Hirth, 2015; Villavicencio et Finon, 2018.
  7. World Nuclear Industry Status Report 2019. 
  8. Comme le montre le rapport de l’Agence nucléaire de l’énergie de l'OCDE de 2015 sur le coût des différents moyens de production électrique dans différents contextes, le coût du MWh d'énergie nucléaire est la plus sensible aux différences de taux de rentabilité du capital ou de taux d'actualisation (perspective d'économie publique). Cela s'explique principalement par le fait que les centrales électronucléaires sont pénalisées par les très longs délais de réalisation des équipements, plus longs que pour les filières fossiles mais surtout que pour les filières EnR (6 à 8 ans pour le nucléaire contre 4 ans pour des turbines à gaz, et 2-3 ans pour un projet de solaire PV et d'éolien à terre après l'autorisation du projet), ce qui entraîne une longue immobilisation des capitaux avant le première rentrée de revenus. Rapport AEN-OCDE, 2015a (p.14-15, p.48 et p.122).
  9. Ce contrat est appelé contract for differences, car c’est un contrat d'options symétriques qui amènera aussi EDF Energy à rembourser la différence lorsque le prix du marché horaire dépasse le prix de référence. Dans le cas d’Hinkley Point C, il est calculé avec un coût du capital élevé de 9% (supérieur au taux de rentabilité prévisionnel de 8%, du fait de la prime de risque).
  10. Ajoutons tout de même que le nouveau taux de rentabilité prévisionnel est estimé entre 7,6 et 7,8% et reste donc inférieur au coût du capital de 9% utilisé pour le calcul du prix garanti de 92,5£/MWh.

Beutier D. 2018, Politique énergétique et biodiversité : éloge du concentré, Revue de l'énergie, n° 640. 
Ademe, 2015. Mix électrique 100% renouvelable ? Analyses et optimisations, octobre 2015.
Hirth, L. (2016): The Optimal Share of Variable Renewables, The Energy Journal. 36 (1), p.127-162.
IAEA, 2018, Energy, electricity and nuclear power estimates for the period up to 2050.
IEA, 2019. Nuclear Power in a Clean Energy System. Paris: OECD-IEA, mai 2019.
IPCC 2018, Strengthening and implementing the global response, in Special Report : Global Warming of 1.5 ºC, Chapter 4.
IPCC-WG III, 2014, Mitigation of Climate Change, 5th IPCC Report, Chapter 4.
IEA, 2017, Energy Technology Perspectives (ETP) 2017: Catalysing Energy Technology Transformations Together Secure Sustainable.
MIT, 2018, The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World. Cambridge (Mass).
Moslener U., Cochran I., et al.. 2015. Shifting Private Finance towards Climate-Friendly Investments: Policy Options for Mobilising Institutional Investors’ Capital for Climate-Friendly Investment.
NEA-0ECD, 2015a, Projected Costs of Generating Electricity 2015 Edition, Paris, OECD.
NEA-OECD, 2015b, Nuclear New Build: Insights into Financing and Project Management. Paris OECD.
SFEN, 2018, Urgence climatique: peut-on se passer de nucléaire ?, octobre 2018.
Vidal, O., Goffé, B. et Arndt, 2013. Metals for a low-carbon society. Nature Geoscience 6, 894–896 (2013).
Villavicencio M. et Finon D. 2018b. The social efficiency of electricity transition policy of electricity transition policies based on renewables: Which ways of improvement ? Working Paper 36 Chaire CEEM, Dauphine University. October 2018.
NISR,2019,The World Nuclear Industry Status Report 2019.
NEA-OECD, 2019, The Costs of Decarbonisation: System Costs with High.
Shares of Nuclear and Renewables. Paris, OECD.

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