Analyse de Patrimoine Nucléaire et Climat France sur le Schéma décennal de développement du réseau

 Résumé

1) Adaptation des réseaux aux ENR : 240 milliards d’euros dont une grande partie pourrait être évitée si on sortait de l’aveuglement idéologique sur les ENR

2) D’ici 2035 un investissement dans les centrales à gaz sera inévitable et bien moins coûteux. L’ option ENR , très coûteuse en équipements et en réseaux, n’apporte pas la garantie de sécurité d’approvisionnement attendue. La capacité pilotable française est aujourd’hui clairement insuffisante et nous oblige à des importations coûteuses lors d’épisodes EnRi européens faibles, Ceci n’est compensé aujourd’hui que par un accroissement considérable des EnRi sans garantie de fourniture. PNC France estime qu’il faudrait engager immédiatement environ 3 GWe de nouvelles capacité gaz lesquelles ne serviraient qu’en ponte et demi-base, donc avec peu de d’émissions CO2.

3) 2050 : plus de nucléaire, c’est possible et cela diminuerait considérablement les coûts de réseau. PNC-France estime que la quasi-totalité du parc devrait pouvoir être exploitée au moins 60 ans et qu’il est indispensable de prévoir un nucléaire majoritaire en 2050 ce qui implique :

- D’engager dès 2024 les 8 EPR2 envisagés par le gouvernement

- De prévoir, à compter de 2035/2040, deux nouveaux réacteurs par an,

4) Beaucoup de flexibilités non chiffrées : financement des effacements de consommation chez les industriels, financement des effacements de production des renouvelables, système de charge/décharge des batteries des voitures électriques

5) Le choix rationnel optimal, c’est un système électrique minimisant le recours aux énergies variables intermittentes. La question de fond est donc bien celle de la dispersion des capacités de production et du niveau des productions intermittentes, ce qui devrait conduire à la recherche d’un équilibre optimal.

6) PNC sur l’éolien en mer : le programme envisagé est peu raisonnable, sans retour d’expérience réel sur la productivité et les cinétiques d’évolution, les questions de maintenance, et les investissements en fonction de la caractéristique des fonds marin ( éolien flottant)

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1) 240 milliards d’euros dont une grande partie pourrait être évitée si on sortait de l’aveuglement idéologique sur les ENR

« RTE propose ainsi un investissement de 100 milliards d’euros d’ici 2040 (avec un triplement de l’investissement annuel de 2019 à 2027 et en moyenne un quintuplement ensuite)…ENEDIS devrait en conséquence investir une somme équivalente (94 milliards €) pour gérer l’extrême éparpillement des sources de production et les redistributions géographiques. La France devra de plus apporter sa contribution au financement par l’Europe des réseaux transfrontaliers, évalués à 500 milliards d’ici 2050. Nous sommes donc face à un mur d’investissements de près de 240 milliards d’€ pour le seul transport/distribution, hors moyens de production et de flexibilités, pour une consommation française en 2050 qui ne serait supérieure que de 16% à l’actuelle dans les documents officiels. »

2) PNC pense que d’ici 2035 un investissement dans les centrales à gaz sera inévitable et bien moins coûteux

« A l’horizon 2035, la consultation écarte l’hypothèse d’un recours à des centrales pilotables de pointe supplémentaires (à gaz type TAC et éventuellement en partie CCG), ce qui conduit à des capacités intermittentes considérables pour répondre à la consommation supplémentaire de 180 TWh visée pour 2035. Cette option, très coûteuse en équipements et en réseaux n’apporte cependant pas la garantie attendue. La faisabilité technique et les conséquences économiques de la gestion de l’intermittence des énergies éolienne et photovoltaïque posent un problème central, sans pour autant apporter la garantie nécessaire de production (éolien terrestre + 36 TWh, éolien marin + 60 TWh et solaire + 32 TWh par rapport à 2023 selon notre calcul) »

Cf aussi la tribune libre de PNC « Pour éviter ruine ou black-out, nous allons hélas devoir construire des centrales à gaz» https://www.lefigaro.fr/vox/societe/pour-eviter-ruine-ou-black-out-nous-allons-helas-devoir-construire-des-centrales-a-gaz-20230927

 

“La capacité pilotable française est aujourd’hui clairement insuffisante et nous oblige à des importations coûteuses lors d’épisodes EnRi européens faibles, comme le montre le tableau ci-dessous. Ceci n’est compensé aujourd’hui que par un accroissement considérable des EnRi sans garantie de fourniture.

Par ailleurs seule une électrification rapide des secteurs des bâtiments et des transports sera efficace du point de vue climatique. Il est donc nécessaire, plutôt que de poursuivre un programme démesuré d’EnRi, de construire dans la décennie des centrales à gaz de pointe, des TAC (et selon les optimisations de CCG en semi-base), préférentiellement dans des régions soufrant d’un déficit de production, afin d’accélérer l’électrification. Fonctionnant de manière épisodique elles émettront peu de CO2, bénéficieront des réseaux et stockages actuels, et assureront une meilleure souveraineté.”

 

“Combien en faudra-t-il ? PNC France estime qu’il faudrait engager immédiatement environ 3 GWe de nouvelles capacité gaz (ce que RTE suggère à demi-mot dans son bilan prévisionnel), sachant que la pesanteur administrative et les multiples concertations rendent probable un délai de mise en service de 6 à 7 ans.”

3) 2050 : plus de nucléaire, c’est possible et cela diminuerait considérablement les coûts de réseau

« A l’horizon 2050/2060, la consultation s’interdit d’envisager un programme nucléaire beaucoup plus dynamique, avec une structure du réseau plus proche de l’actuelle et des productions majoritairement pilotables et centralisées. Cette stratégie réduirait très sensiblement les adaptations des deux réseaux RTE et ENEDIS et limiterait la complexité de la gestion de l’équilibre du réseau. »

 

« PNC-France estime que la quasi-totalité du parc devrait pouvoir être exploitée au moins 60 ans et qu’il est indispensable de prévoir un nucléaire majoritaire en 2050 ce qui implique :

 

- D’engager dès 2024 les 8 EPR2 envisagés par le gouvernement et de définir leurs sites (PPE). Cela donnera en outre un signal de long terme à toute la filière industrielle nucléaire et à l’attractivité des emplois du secteur, emploi qui, il faut le rappeler sera largement national.

 

- De prévoir, à compter de 2035/2040, deux nouveaux réacteurs par an, éventuellement sur des sites nouveaux, avec une répartition géographique (et de source froide) optimale et afin de constituer un réseau HT robuste couvrant tout le territoire, y/compris les régions aujourd’hui fragiles (SFEC). »

4) Beaucoup de flexibilités non chiffrées

« Le financement des effacements de consommation, en particulier chez les industriels mais aussi en faveur des gestionnaires de flexibilités chez les particuliers. Non chiffré.

- Le financement des effacements de production qui devrait couvrir, contrairement à la situation actuelle, les pertes de production des capacités pilotables dont la rentabilité sera menacée. Non chiffré.

- Les investissements et frais d’exploitation de la partie de la technologie hydrogène affectée à une production éventuelle d’électricité. La technologie de l’ensemble électrolyseurs/piles à combustible est peu efficace et, sauf révolution technologique, la souplesse d’adaptation à l’intermittence dans des conditions économiques acceptables reste à démontrer. Le coût des réseaux de distribution et des stockages d’hydrogène est également non chiffré.

- Le système de charge/décharge des batteries des voitures électriques et la compensation de l’accélération de leur obsolescence. Non chiffré

5) Le choix rationnel optimal, c’est un système électrique minimisant le recours aux energies variables intermittentes

« A ce panorama, déjà inquiétant, il faut ajouter qu’à partir de 2030 devrait intervenir la question du financement du renouvellement d’un parc intermittent dont la durée d’exploitation ne devrait pas dépasser 20 à 25 ans. Un parc de la dimension retenue par RTE pour 2035 représente un investissement d’environ 120 à 130 milliards hors back-up et flexibilités pour une production limitée à 220 TWh par an.

La question de fond est donc bien celle de la dispersion des capacités de production et du niveau des productions intermittentes, ce qui devrait conduire à la recherche d’un équilibre optimal capacités pilotables/capacités intermittente en amont de la consultation en cours. D’ici 2035, il faut donc optimiser l’équilibre entre capacités supplémentaires d’EnRi et thermiques à gaz en semi-base et pointe (RTE indique qu’en 2023 les trois-quarts de la production des EnRi sont déjà exportés). L’essentiel est de décarboner le pays, et non l’électricité qui l’est déjà largement, mais aussi de protéger notre pays des surproductions intermittentes de nos voisins, qui s’annoncent considérables.

A l’horizon 2050/2060 les questions essentielles sont :

- La possibilité de porter à au moins 60 ans et si possible 70/80 ans la durée d’exploitation du parc nucléaire. L’ASN devrait donner en 2026 un premier avis pour une durée 60 ans, accompagnée de ses prescriptions en termes de sûreté.

- La possibilité d’accélérer la construction de centrales nucléaires dont la durée d’exploitation pourrait dépasser 80 ans afin de conserver un socle pilotable très robuste, à un niveau proche de l’actuel.

6) PNC sur l’éolien en mer : le programme envisagé est peu raisonnable

« PNC-France estime que le programme envisagé est peu raisonnable, sans retour d’expérience réel sur la productivité et les cinétiques d’évolution, les questions de maintenance, et les investissements en fonction de la caractéristique des fonds marin (en particulier pour l’éolien flottant). Par ailleurs les conflits d’intérêts sont nombreux et les consultations en cours, globalisées, ne feront que les développer. Il est utile de rappeler qu’une puissance deux fois inférieure de nucléaire présente l’avantage de la pilotabilité, d’une moindre dispersion, d’un coût de réseaux très inférieur (non inclus dans l’investissement des opérateurs) et qu’il permet une gestion saisonnière de la production. » 

Vers un renouveau nucléaire mondial WNO_mai 2023

 https://world-nuclear.org/information-library/current-and-future-generation/plans-for-new-reactors-worldwide.aspx

https://world-nuclear.org/information-library/country-profiles/others/emerging-nuclear-energy-countries.aspx

1) La capacité d'énergie nucléaire mondiale augmente régulièrement, avec environ 60 réacteurs en construction dans le monde

Aujourd'hui, il y a environ 440 réacteurs nucléaires en service dans 32 pays plus Taiwan, avec une capacité combinée d'environ 390 GWe. En 2021, ceux-ci ont fourni 2653 TWh, soit environ 10% de l'électricité mondiale.

Environ 60 réacteurs de puissance sont actuellement en construction dans 15 pays, notamment en Chine, en Inde et en Russie

Le « scénario STEPS»  (réaliste)  de l'AIE  prévoit une croissance de la capacité nucléaire installée de plus de 43 % entre 2020 et 2050 (atteignant environ 590 GWe). Le scénario prévoit une capacité de production totale de 19 792 GWe d'ici 2050, l'augmentation étant fortement concentrée en Asie, et en particulier en Inde et en Chine. Dans ce scénario, la contribution du nucléaire à la production mondiale d'électricité est d'environ 8,5% en 2050..

En construction ou début exploitation 2023: Bangladesh 2, (VVER1200) ; Chine 21 ( Hualongs, VVER, CAP1000), Corée 2 (APR1400), Turquie 4 (VVER), Emirats Unis 1, AP1400), USA 1 (AP1000), France 1 (EPR), Inde 6 (VVER, PHWR-700), Iran 1 (VVER), Slovaquie 1 ( VVER) , Russie 3 (VVER, BREST-300) , Argentine 1(Carem25), Brésil 1 ( PreKonvoi), UK 2 (EPR), Egypte 3 (VVER)

Environ 100 réacteurs de puissance d'une capacité brute totale d'environ 100 000 MWe sont en commande ou prévus, et plus de 300 autres sont projetés. La plupart des réacteurs actuellement prévus se trouvent en Asie, dans des économies à croissance rapide et une demande d'électricité en hausse rapide.

Environ 30 pays envisagent, planifient ou lancent des programmes d'énergie nucléaire :

Europe : Albanie, Serbie, Croatie, Portugal, Norvège, Pologne, Estonie, Lettonie, Lituanie, Irlande, Turquie.

Moyen-Orient et Afrique du Nord : États du Golfe, Arabie saoudite, Qatar, Koweït, Irak ; Yémen, Israël, Syrie, Jordanie, Égypte, Tunisie, Libye, Algérie, Maroc, Soudan.

Afrique de l'Ouest, centrale et australe : Nigéria, Ghana, Ouganda, Sénégal, Kenya, Tanzanie, Zambie, Namibie, Rwanda, Éthiopie.

Amérique centrale et du Sud : Cuba, Chili, Équateur, Venezuela, Bolivie, Pérou, Paraguay.

Asie centrale et du Sud : Azerbaïdjan, Géorgie, Kazakhstan, Mongolie, Bangladesh, Sri Lanka, Ouzbékistan.

Asie du Sud-Est et Océanie : Indonésie, Philippines, Vietnam, Thaïlande, Laos, Cambodge, Malaisie, Singapour, Myanmar, Australie.

Asie de l'Est : Corée du Nord.

2) Augmentations de capacité ; des capacités supplémentaires importantes sont obtenues par l’upgrade des centrales

De nombreux réacteurs de puissance aux États-Unis, en Suisse, en Espagne, en Finlande et en Suède, par exemple, ont vu leur capacité de production augmentée.

Aux États-Unis, la Nuclear Regulatory Commission a approuvé environ 165  upgrade totalisant plus de 7500 MWe depuis 1977, quelques-unes d'entre elles étant des « majorations étendues » allant jusqu'à 20%.

En Suisse, tous les réacteurs en exploitation ont connu des upgrade , augmentant leur capacité de 13,4%.

L'Espagne a mis en place un programme visant à ajouter 810 MWe (11%) à sa capacité nucléaire en modernisant ses neuf réacteurs La majeure partie de l’upgrade est déjà réalisée  Par exemple, la capacité de la  centrale nucléaire d'Almarez a été augmentée de 7,4% pour un coût de 50 millions de dollars.

La Finlande a augmenté la capacité de la centrale originale d'Olkiluoto de 29% à 1700 MWe. Cette centrale a démarré avec deux REB suédois de 660 MWe mis en service en 1978 et 1980. La  capacité de la centrale de Loviasi, avec deux réacteurs VVER-440, a été augmentée de 90 MWe (18%).

Les Suédois ont modernisé trois usines. La centrale de Ringhals a été augmentée d'environ 305 MWe entre 2006 et 2014. Oskarshamn 3 a été augmenté de 21% à 1450 MWe pour un coût de 313 millions d'euros. Forsmark 2 a connu un upgrade de 120 MWe (12 %) jusqu'en 2013.

3) Les programmes de prolongation de la durée de vie des centrales maintiennent la capacité, en particulier aux États-Unis. Nucléaire

À la fin de 2016, le NRC avait accordé des extensions de permis  d’exploiter à plus de 85 réacteurs, prolongeant leur durée de vie de 40 à 60 ans.

En France, il y a des examens décennaux périodiques des réacteurs. En 2009, l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a approuvé le dossier de sûreté d'EDF pour  passer à 40 ans l’exploitation de ses unités de 900 MWe, sur la base d'une évaluation générique des 34 réacteurs. Il est prévu de porter la durée de vie des réacteurs à 60 ans, ce qui entraînera des investissements substantiels.

Le gouvernement russe prolonge la durée de vie de la plupart des réacteurs du pays de 30 ans à l'origine, pour 15 ans, ou pour 30 ans dans le cas des nouvelles unités VVER-1000, avec des améliorations significatives

Quelques petits problèmes sur la consultation CNDP Débat Penly

 Certaines voix (et certaines vraiment inattendues) semblent mettre en cause l’attitude des pronucléaires dans  le debat Penly de la CNDP, à propos de la programmation de 6 EPR2. Alors, on refait, non pas le match ( c’est fichu et bien saboté !), mais le point.

1) Les déclarations de Chantal  Jouanno  avant et au début du débat

Le Monde , 18 octobre

« Faut-il blâmer le public qui a constaté que les enseignements du débat de 2005 avaient été ignorés dans la loi du 28 juin 2006 sur la gestion des matières et déchets radioactifs, qui écartait toute autre solution que l’enfouissement en couches géologiques profondes ? Ou ne faudrait-il pas plutôt pointer du doigt les responsables politiques qui sont restés sourds aux enseignements du débat public ? »

« Le débat public de 2005 sur la gestion des déchets radioactifs a démontré que le seul compromis possible pour traiter les déchets radioactifs était de maintenir ouvertes toutes les solutions possibles, et pas uniquement l’enfouissement en couches géologiques

« Le débat public n’est plus une succession de grandes réunions où la parole est séquestrée par les plus forts »

Or, le débat public sur les déchets (PNMGDR)  a été un échec. De multiples réunions ont été profondément perturbées, celle de Lille, la plus centrale,  a dû être annulée . Et les affirmations ci-dessus sont essentiellement fausses

Interview  dans le très antinucléaire Reporterre, 17 janvier 2023

 « En raison de frais financiers plus lourds sur l’investissement nucléaire, les sources renouvelables sont beaucoup plus intéressantes que les EPR. »

Le moins qu’on puisse dire est que ces déclarations pouvaient inquiéter sur l’impartialité de la CNDP et la qualité du débat qu’elle organisait. Les militants du Voix du Nucléaire qui ont alerté sur les réseaux sociaux étaient parfaitement fondés à le faire. Pour ma part, je considère que Mme  Jouanno aurait dû démissionner. 

Et déjà se met en évidence un défaut majeur de la CNDP, sur laquelle elle ne veut rien entendre : la connaissance scientifique n’est qu’une opinion parmi d’autres.

2) Pour la CNDP, seules les organisations militantes antinucléaires sont légitimes ?

Comme organisations militantes, seules les organisations militantes antinucléaires (Negawatt, Greenpeace, Sortir du nucléaire, RAC , Global Chance), étaient invités par la CNPD. Ni Les Voix du Nucléaire, ni Patrimoine nucléaire et climat, ni Sauvons le climat, ni le Cérémé, ni Ecologistes pour le Nucléaire, etc.  n’étaient  invités. Ni d’ailleurs des autorités scientifiques indépendantes comme l’Académie des Sciences et l’Académie des Technologies qui se sont exprimées clairement sur le sujet.

Il a fallu beaucoup insister, mais de manière très officielle et très correcte, pour que les Voix du Nucléaire puissent intervenir, et en  "portion » très  congrue par rapport aux organisations anti nuc. (on doit pouvoir trouver des décomptes)

Ceci pose d'ailleurs un vrai problème :  alors que l'opinion française est majoritairement favorable au nucléaire, n’est-ce pas accorder un poids excessif à un point de vue minoritaire mais très militant, ce qui fausse le débat ?

De façon plus générale, au sein de beaucoup d’instances officielles, cette visibilité, cette surreprésentation accordée à certaines ONG au détriment d’autres ou de partenaires plus institutionnels a  été critiquée par certains syndicats lors de la Commission Schellenberger ( réunion n°30, 25 janvier 2023)

Le caractère déséquilibré  des invités et des interventions au profit d'organisations antinucléaires a pour effet que le débat devient une source  de  fake news ahurissantes comme l'eau de refroidissement des centrales restituée "dans des conditions de dégradation impossibles" qui ne sont pas démenties en direct.

3) Et après la partialité, la malhonnêteté

Lors d’un débat ( 12 janvier 2023) organisé en zoom uniquement (compte-tenu de la dégradation des conditions du débat) sur les conséquences sur le travail et l’emploi, l’intervenant expert  chargé des emplois était M. Quirion présenté comme expert CNRS/CIRAD.  Il a fallu s’y reprendre à trois fois sur le chat ( et être menacé de déconnexion)  en demandant que soit également précisée sa qualité de président du très anti-nucléaire Rassemblement Action Climat. L’organisateur a bien pris la parole pour indiquer que M. Quirion était également président du RAC  (Rassemblement Action Climat)  sans indiquer qu'il s'agissait d'une organisation anti-nucléaire et a précisé qu’il parlait en tant qu’expert CNRS. Vu la divergence de ce qu’il présentait avec d’autres données, on peut en douter…mais rappelons que la CNDP a mordicus refusé tout idée de fact checking, que ce soit en ligne ni  a posteiori.

Rebelotte quelques jours plus tard avec une réunion consacrée au financement. L’organisation  Global Chance, dont l'une des vedettes est l'inénarrable B. Laponche) a été présentée comme experte sur les problèmes de financement sans préciser qu’elle est une organisation militante anti nucléaire revendiquée. Global Chance  a pu aligner ses allégations présentées comme des expertises  sans aucun avertissement (cette fois, les interventions sur le chat n’ont été suivies d’aucun effet).

Est-ce cela que la CNDP juge comme des incorrections ? Nous n’en aurions alors pas vraiment la même définition.

4) Des conditions du débat

A Paris, par exemple, le 8 novembre, il fallait, pour pénétrer dans la salle, franchir un comité d’accueil aimablement composé par les collectifs anti-Bure, anti- Piscine La Hague, Sortir du Nucléaire. Les mêmes ont pénétré dans la salle et exigé un temps de parole au début de la réunion qui leur a été accordé. Lors de la réunion, certains se promenaient dans la salle et plaquaient violemment sur les tables des paquets de tracts. Au moins, la réunion a-t-elle pu se tenir .

Ca ne semble pas beaucoup gêner M Michel Badré qui a déclaré : « Le chahut au cours de réunions, comme lors du débat sur le Plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs (PNGMDR), dont j’ai été membre de la CPDP, ça fait partie du droit de manifester, tant qu’on n’en vient pas aux mains. »

https://www.lagazettedescommunes.com/831161/nucleaire-ou-pas-il-y-a-toujours-plusieurs-reponses-possibles-a-une-question/

Pour le PNGMDR, lors des réunions les plus importantes, aucune présentation n’a pu avoir lieu normalement, aucun partisan du nucléaire n’a pu avoir droit à la parole sans craindre pour sa sécurité.

Cette  conception du débat est assez curieuse et problématique, tout le monde n’est pas à l’aise pour s’exprimer dans ces conditions. Il me semble qu’au contraire les organisations qui se livrent à ces agissements devraient a minima être bannies de débats futurs…

 Est-il utile de mentionner que c’est toujours le même côté ( antinucléaire) qui est en cause, et que je mets quiconque au défi de trouver une réunion de la CNDP qui ait été si peu que ce soit perturbée par des militants pronucléaires, ou a fortiori empêchée ?

5) Le dérapage complet : quand la CNDP sabote son propre débat

Le 18 janvier 2023, le Sénat introduisait un article dans la loi accélération du nucléaire supprimant le plafond de 50% de nucléaire dans le mix électrique. La CNDP réagissait par un communiqué très vif signé de Chantal Jouanno et Michel Badré :

« Une telle mesure, anticipant de quelques mois un débat relevant du projet de loi de programmation énergétique, ne change rien aux délais de réalisation éventuelle d’un programme de relance du nucléaire: les enjeux d’ingénierie, de formation et d’emploi ou de mise en place du financement, sans aucun doute les plus déterminants sur le calendrier de réalisation, ne relèvent en rien de cette anticipation mineure. Elle revient en revanche à considérer comme sans intérêt pour définir la stratégie énergétique les interrogations, les remarques et les propositions faites lors du débat public en cours. »

https://www.debatpublic.fr/sites/default/files/2023-01/230118-CP-PJL-CNDP.pdf

Une telle réaction a été évidemment comprise par tous les groupements antinucléaires comme une légitimation de leurs actions et de leurs méthodes pour s’opposer au débat ou s’en retirer pour ceux qui l’avaient accepté et voyaient, séances après séances, que leurs arguments ne portaient pas.  A signaler que le vice- président EELV de la communauté urbaine de Lyon, M.  Philippe Guelpa-Bonaro, appelait à manifester contre le débat prévu à Lyon le 2 février.  Etrange attitude pour un élu face à un débat public institutionnel, non ?https://twitter.com/FilGB/status/1620707270228348928.

De fait, aucune des réunions programmées ensuite n’a pu se tenir, à commencer par celle de Lille du 26 janvier. A noter l’étrange passivité de Mme Jouanno et M Badré, qui n’ont pas dénoncé ce qui constituait quand même des atteintes aux libertés fondamentales d'information, d'expression et de consultation des citoyens et ont réservé leur ire aux Sénateurs ; ce qui interroge sur leur conception de la démocratie et de l’organisation des  pouvoirs (Auguste Comte, Comte, « pour conseiller, il faut ne pouvoir jamais commander »)

6) Le bilan interdit et pourtant indispensable

Le 27 février 2023, la CNDP clôturait le débat par en quelque sorte, un débat sur le débat, ce qui était plutôt intelligent et aurait pu être utile.

Aurait pu, si1) curieusement, il n’avait pas  été annoncé à tous les participants par vidéo qu’aucune mise en cause de la présidente de la CNDP ne serait toléré (ce qui limitait  quelque peu les débats et si 2)   l’on n’avait pas assisté à un déni de la Présidente Mme  Jouanno , voire à des mensonges caractérisés sur le thème  le débat se déroulait sans problème majeur jusqu’au 24 janvier, après c‘est la responsablité du Sénat s’il a dérapé.

« je le répète, le débat public n’a été ni interrompu, ni suspendu ».

Et ceci : « certaines personnes ont souhaité que le débat soit arrêté. Elles ont argumenté qu’il ne servait à rien, que manifestement le public n’avait pas les compétences pour traiter un sujet aussi technique, que seuls les contestataires s’exprimaient et qu’il aurait fallu utiliser la force pour les évacuer. Il n’a jamais été question d’interrompre le débat. Il n’a jamais été question de laisser la force, quelle qu’elle soit, confisquer le débat. »

Non Madame Jouanno, ce ne sont pas les pronucléaires que vous semblez viser qui ont empêché la poursuite du débat, ce ne sont pas eux qui ont perturbé, puis empêché les réunions, ce ne sont pas eux qui ont employé la force, la violence verbale et parfois physique pour intimider leurs opposants, ce ne sont pas eux qui ont mis fin aux débat ! Et il est regrettable que vous ne vous soyez pas interrogée sur votre propre responsabilité

Il est dommage que non seulement vous ayez été incapable de tenir ce débat sur les six nouveaux réacteurs, mais que vous ayez été aussi en quelque sorte interdit ce débat sur le débat qui aurait pu être utile.

A votre décharge, ce n’était pas facile, et, contrairement à ce que vous avez pu laissez penser, le problème n’est pas spécifique au nucléaire. Il est impossible actuellement de tenir un débat utile et informé sur les nanosciences, sur les OGM, sur le glyphosate, sur la politique de l’eau et les bassines, sur les phytosanitaires et plus généralement la politique agricole.

Il y a fondamentalement un problème d’ignorance de la science, de la démarche scientifique même, de ses méthodes et de ses  résultats, des statuts respectifs de la connaissance scientifique et de l’opinion  ( et la fameuse méthode des controverses du très relativiste Latour  que vous vous vantez d’utiliser est quelque peu problématique). D’interaction aussi entre la science et la société, de vulgarisation des connaissances scientifiques, du rôle et de la formation des journalistes scientifiques, de l’information des décideurs .

 Aller, deux pistes de réflexions

 « Le public ne sait pas ce qu’il lui faut, mais il sait parfaitement ce qu’il veut, et personne ne doit s’aviser de le vouloir pour lui » ( Auguste Comte )

« L’air du temps, en accusant la science de n’être qu’un récit parmi d’autres, l’invite à davantage de modestie. On la prie de bien vouloir gentiment "rentrer dans le rang" en acceptant de se mettre sous la coupe de l’opinion…

La philosophie des Lumières défendait l’idée que la souveraineté d’un peuple libre se heurte à une limite, celle de la vérité, sur laquelle elle ne saurait avoir de prise : les « vérités scientifiques », en particulier, ne relèvent pas d’un vote. La crise sanitaire a toutefois montré avec éclat que nous n’avons guère retenu la leçon, révélant l'ambivalence de notre rapport à la science et le peu de crédit que nous accordons à la rationalité qu’il lui revient d’établir. » (Etienne Klein, le goût du Vrai)

Nucléaire : le pays de Galles veut des GENIII et un SMR !

 Rapport au Parlement gallois : l’énergie nucléaire au Pays de Galles  (3 mai 2023)

https://publications.parliament.uk/pa/cm5803/cmselect/cmwelaf/240/report.html

Les conclusions du rapport

1. Bien que nous ayons entendu des témoignages contradictoires sur le rôle que l’énergie nucléaire devrait jouer dans la réalisation des objectifs de zéro émission nette du Royaume-Uni et la garantie de la sécurité énergétique nationale, il existe un large consensus entre les gouvernements britanniques et gallois, et la majorité de nos experts, en faveur d’une nouvelle production d’énergie nucléaire.

2. La technologie de stockage nécessaire à l’ensemble d’un système électrique fonctionnant à l’énergie renouvelable n’existe pas encore. Par conséquent, nous considérons que l’énergie nucléaire a un rôle important à jouer, dans le cadre d’un ensemble de sources à faible émission de carbone, dans l’atteinte de la neutralité carbone et de la sécurité énergétique..

3. La précédente tentative d’Hitachi de construire un nouveau réacteur nucléaire à Wylfa a laissé des frustrations dans la communauté locale. Nous sommes préoccupés par le fait que de nouvelles espérances suscitent à nouveau des attentes à l’égard d’Ynys Môn et nous nous demandons combien de temps l’incertitude pourra persister quant à savoir si une nouvelle construction nucléaire sera livrée ou non à Wylfa.

4. Étant donné que le terrain de Wylfa Newydd appartient à Hitachi,le statut actuel du site n’est pas clair . S’il doit y avoir de nouvelles installations nucléaires à Wylfa, la question de la propriété des terres doit être abordée. Nous appelons le gouvernement britannique à encourager Hitachi à vendre le site de Wylfa Newydd ou à participer à un consortium de développeurs pour permettre un développement futur.

5. Nous avons entendu un large éventail de représentants de l’industrie dire que Wylfa est l’un des meilleurs sites pour le développement nucléaire et qu’il est difficile de voir comment le gouvernement britannique peut réaliser ses ambitions nucléaires sans faire avancer un projet à Wylfa. Nous considérons que Wylfa devrait être l’emplacement de la prochaine centrale nucléaire à l’échelle du gigawatt après Sizewell C

6. Bien que le développement réussi d’un petit réacteur modulaire (PRM) présente une énorme opportunité pour le Royaume-Uni, la technologie est encore en phase de développement. Si le gouvernement britannique veut agir sérieusement dans le domaine de l’énergie nucléaire, il doit maintenant entamer la construction de nouvelles centrales à l’échelle du gigawatt parallèlement à sa politique sur les PRM.

7. Le gouvernement britannique et Great British Nuclear devraient continuer à collaborer avec Cwmni Egino sur son ambition de faire de Trawsfynydd le premier site à accueillir de petits réacteurs modulaires (PRM) au Royaume-Uni. Nous exhortons le gouvernement à inclure le site de Trawsfynydd dans le nouvel énoncé de politique nationale sur les armes nucléaires en tant que site potentiel pour les PRM. 

Financement du nouveau nucléaire et emplois 

8. L’introduction du modèle de base d’actifs réglementés (RAB) est accueillie favorablement comme la meilleure alternative au régime des contrats d’écart compensatoire (CfD) pour le développement de projets  nucléaires. Cependant, le financement de nouveaux projets nucléaires n’est pas simple et il y aura encore des défis dans le cadre du modèle RAB. Pour qu’un développement progresse chez Wylfa, des questions importantes subsistent en ce qui concerne l’engagement financier 

10) Nous saluons l’annonce du gouvernement britannique selon laquelle l’énergie nucléaire sera incluse dans la taxonomie verte, sous réserve de consultation. Nous estimons que cela ouvrira de nouvelles voies d’investissement privé pour le développement nucléaire et enverra les signaux nécessaires au secteur financier que l’énergie nucléaire est un investissement attrayant.

Impact économique potentiel des nouveaux développements nucléaires 

11)  De nouveaux développements nucléaires à Wylfa ou Trawsfynydd pourraient changer la donne pour l’économie régionale du nord du Pays de Galles. De tels projets joueraient un rôle important dans le programme Levelling up du gouvernement britannique en offrant des possibilités d’emploi à long terme, bien rémunérées et hautement qualifiées dans une zone rurale du Royaume-Uni. Il est essentiel que le nord du Pays de Galles ait la possibilité de bénéficier des développements découlant de la stratégie à l’échelle du Royaume-Uni visant à atteindre la neutralité carbone et une plus grande sécurité énergétique..

12. Si le gouvernement britannique veut réaliser ses ambitions en matière d’énergie nucléaire, il est essentiel d’investir dans les compétences et un travail sérieux doit être fait sur la manière dont les compétences requises peuvent être développées. Nous appelons les gouvernements britannique et gallois à travailler en étroite collaboration pour aider le secteur des compétences à investir dans la formation aux emplois nucléaires au Pays de Galles.. 

13. La contribution des entreprises établies au pays de Galles aux développements nucléaires actuels à Hinkley Point C et Sizewell C démontre que, au moins en partie, les compétences et les chaînes d’approvisionnement pour de tels projets sont disponibles au pays de Galles. Il faudrait investir dans l’intensification de la chaîne d’approvisionnement nucléaire galloise afin de garantir que les nouveaux projets nucléaires au pays de Galles emploient le maximum de main-d’œuvre locale afin que les zones locales en ressentent les avantages. S’il y a un nouveau développement nucléaire au Pays de Galles, le gouvernement britannique devrait exiger des développeurs un niveau minimum de contenu local pendant le projet.. 

15. Nous nous félicitons de l’annonce faite par le gouvernement britannique de mettre en œuvre un programme de nouveaux projets nucléaires. Nous recommandons que le gouvernement publie un programme à moyen et long terme pour la production d’énergie nucléaire. Le programme doit définir comment seront réalisées  ses ambitions de  24 GW d’énergie nucléaire d’ici 2050 et doit indiquer quelles technologies (gigawatts ou petit réacteur modulaire) le gouvernement souhaite construire, où et à quelle échelle. Le programme devrait également comprendre des déclarations claires sur les intentions du Gouvernement pour les sites de Wylfa et de Trawsfynydd. 

17. L’une des parties manquantes importantes de l’avenir du développement nucléaire est l’absence d’un développeur de services publics au Royaume-Uni, autre que les entreprises liées à EDF. Nous recommandons que le gouvernement britannique explique ses plans pour résoudre ce problème et si Great British Nuclear a un rôle à jouer.. 

Autres extraits :

 Sur le programme nucléaire 

Alors que l’énergie nucléaire est devenue une priorité politique pour atteindre les objectifs du gouvernement à la fois pour lutter contre le changement climatique et, depuis le conflit en Ukraine, pour sauvegarder la sécurité énergétique du Royaume-Uni, la question du nouveau nucléaire à Wylfa est en cours depuis plus d’une décennie. La stratégie Net Zero du gouvernement britannique, publiée en octobre 2021, a souligné l’aspiration à ce que le système électrique soit décarboné d’ici 2035 et que l’électricité soit produite à partir de sources renouvelables et nucléaires. Cependant, toutes les centrales nucléaires existantes devraient avoir cessé de produire d’ici 2030, à l’exception de Sizewell B et Hinkley Point C (qui est en construction). 

La stratégie britannique de sécurité énergétique, publiée en avril 2022, décrit le problème de la dépendance à l’égard des sources d’énergie à l’étranger et l’exposition des consommateurs britanniques à la volatilité des marchés mondiaux de l’énergie. La stratégie a énoncé les ambitions du gouvernement britannique quant au rôle que l’énergie nucléaire jouerait dans l’atteinte de l’indépendance énergétique, déclarant dans l’introduction que le gouvernement « investirait massivement dans l’énergie nucléaire ». La stratégie prévoit que jusqu’à 24 gigawatts (GW) d’énergie nucléaire seront générés d’ici 2050, afin de répondre à jusqu’à 25 % de la demande d’électricité du Royaume-Uni.

Contribution au Debat CNDP sur Penly : Il est urgent de relancer un programme nucléaire important

 Nous sommes aujourd’hui dans une crise énergétique grave, qui touche particulièrement, mais pas exclusivement, l’électricité. Des industriels électro-intensifs (verre, aluminium) arrêtent leur production- temporairement, pour l’instant, des PME n’arrivent plus à se fournir en électricité . Cette crise a des causes conjoncturelles (la guerre en Ukraine), mais aussi des causes structurelles qui la rendaient assez prévisible.

La cause la plus grave, la plus fondamentale  et la plus prévisible de la crise que nous connaissons est tout simplement physique, c’est le manque de sources d’électricité pilotable et décarbonée. Décarbonée, parce que nous ne pouvons ignorer la menace existentielle que le réchauffement climatique fait peser sur l’humanité. Pilotable, parce que notre économie, notre société et nos vies ne peuvent dépendre d’énergies variables intermittentes générant une électricité décorrélée de nos besoins.

La pénurie énergétique était prévisible : nous avons fermé  depuis 2007 20 GW de pilotable sur 140 GW fossile au prétexte qu’on a installé 30 GW d’énergies dites renouvelables. Or les uns ne remplacent pas les autres.  Ce n’est pas qu’une tendance française, c’est une tendance européenne contre laquelle prévenait France Stratégie dans une note de janvier 2021 ([1]) : « D’ici à 2030-2035… ce seront plus de 110 GW de puissance pilotable qui seront retirés du réseau européen...

Nous n’avons pas pris assez de marge sur la production nucléaire, comme l’ont mis en évidence les arrêts supplémentaires de réacteurs en raison des phénomènes de corrosion sur un circuit de refroidissement de sécurité. Là encore, il y a déjà  quinze ans, le président de l’ASN (A. Lacoste) avertissait : «  Il importe donc que le renouvellement des moyens de production électrique, quel que soit le mode de production, soit convenablement préparé afin d’éviter l’apparition d’une situation où les impératifs de sûreté nucléaire et d’approvisionnement énergétique seraient en concurrence. »

La seule solution à moyen long terme pour éviter l’effondrement de nos sociétés, c’est un investissement rapide et massif dans le nucléaire de façon à éviter l’effet falaise qui résulterait immanquablement de l’arrêt des centrales historique et à répondre à l’augmentation de la demande électrique qu’implique la décarbonation de l’ensemble de nos activités pour répondre au défi climatique.

Enfin, Il est anormal que dans le cadre de ce débat, la CNDP  n’ait pas pas considéré des scénario qui permettent de rester à 75-80% de nucléaire dans la production électrique. Pour citer au moins trois exemples  ceux du Cérémé ( Cercle  d’Etude réalité écologique et Mix énergétique) qui supposer la prolongation des centrales existantes à jusqu'à 70 ans et  la construction de 24 nouveaux réacteurs de type EPR 2 d'ici 2050, pour obtenir 900 TWh  ( et très peu d’éolien)

ou Negatep ( de Sauvons Le Climat) : 690 TWh avec des Les nouvelles tranches EPR de 1650 MW se substituant aux tranches actuelles  et un rythme de construction de 2 EPR par an à partir de 2030.

Ou encore le  Scenario Terrawater ( Les Voix du nucléaire) qui préconise un développement  raisonnable du nucléaire (22 EPR2 d’ici 2050) et en même temps un développement massif de l’hydroélectricité, qui est la 1ère source d’énergie renouvelable dans le monde (multiplication par 9 des capacités de STEP),

Ces scénarios permettraient de disposer d’une énergie nucléaire décarbonée, abondante, pilotable, présente jour et nuit qu’il pleuve ou vente ou vente pas,  bon marché , économique, qui permettent la réindustrialisation. De plus et surtout , ils sont  construit sur des technologies éprouvées et maîtrisées aujourd’hui , contrairement aux scénarios à forte proportion d’ENR proposés par des adversaires dogmatiques du nucléaire 

Il est dommage que la CPDP n’ait pas considéré ces scénarios et  invité les ONG qui les défendent, cela jette une suspicion de partialité et d’information baisée sur le débat et c’est très regrettable

Lien vers le débat 

https://participer-debat-penly.cndp.fr/projects

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[1]) Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?, France Stratégie, 15 janvier 2021

L’organisation des marchés de l’électricité (Cour des comptes, 2022)

 1) Rappel du contexte : l’imposition par l’Europe du Marché unique de l’électricité et les mesures françaises

Dans les années 1990, l’Union européenne a entrepris d’étendre les règles de fonctionnement du marché intérieur au secteur électrique. Avec l’adoption successive de quatre directives du Parlement et du Conseil en 1996, 2003, 2009 et 2019, elle a ainsi cherché à ouvrir à la concurrence les secteurs de la production et de la fourniture d’électricité et à lever les barrières d’accès aux réseaux nationaux et aux interconnexions, favorisant aussi les échanges transfrontaliers. Ces directives ont eu des conséquences sur l’organisation du secteur  électrique : au sein d’EDF, les activités de transport et de distribution d’électricité ont été séparées des activités de production et de fourniture et confiées à ses filiales Réseau de transport d’électricité (RTE) et Enedis. Des fournisseurs alternatifs (aux fournisseurs historiques, c’est-à-dire à distribution EDF et aux entreprises locales de - ELD) sont apparus. Deux gros types de marché de l’électricité se sont développés : les marchés de gros entre les producteurs et les fournisseurs d’électricité ; les marchés de détail entre les fournisseurs d’électricité et les clients finals.

 2) Les objectifs de la politique française : tenter de garder l’avantage comparatif du nucléaire

En l’absence d’intervention publique, l’ouverture à la concurrence à l’échelle européenne se serait traduite par un approvisionnement de la clientèle française à des conditions de prix de gros de l’électricité susceptibles d’excéder nettement les coûts de production du parc français. La flambée des prix de gros de l’électricité en 2022, dans le sillage de ceux du gaz, illustre ce risque. Les pouvoirs publics ont dès lors cherché à faire bénéficier les clients français de l’avantage comparatif que constituaient les faibles coûts de production du parc nucléaire historique.

Cette politique nationale d’organisation des marchés et les dispositifs correspondants devaient néanmoins rester compatibles avec le droit de la concurrence et les règles du marché intérieur de l’électricité, elles-mêmes évolutives. Dans ce contexte, les autorités françaises ont adopté une « nouvelle organisation du marché de l’électricité » par la loi du 7 décembre 2010 du même nom (loi NOME)

 3) Les TRV pour les ménages et les petites entreprises contre l’ARENH, les capacités

Pour ce faire, la loi NOME a fait reposer l’intervention publique sur trois principaux dispositifs. Elle a ainsi mis en place une régulation au stade amont de la vente en gros de la production nucléaire, via l’instauration de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH). L’ARENH a accompagné à partir de 2011 la suppression définitive des tarifs réglementés pour les grandes et moyennes entreprises. Il devait permettre de garantir à tous les clients finals le bénéfice de la compétitivité du parc nucléaire, et de donner aux fournisseurs alternatifs les moyens de concurrencer EDF. Concomitamment, la loi a créé un dispositif spécifique visant à garantir la sécurité d’approvisionnement, en particulier lors des périodes de tension entre offre et demande : le mécanisme de capacité.

Enfin, elle a conforté la régulation des prix de détail pour les ménages et les petites entreprises en maintenant leur éligibilité aux tarifs réglementés de vente (TRV) que les opérateurs historiques (EDF et les entreprises locales de distribution) ont l’obligation d’offrir.

4) Bilan de la loi Nome

Après plus de dix années d’application de la loi NOME, les parts de marché des fournisseurs alternatifs ont fortement augmenté sur le marché de détail. Elles dépassent notamment 50% sur la clientèle professionnelle des grandes et moyennes entreprises, même si la place des opérateurs historiques reste très importante.

En revanche, le segment de la production demeure largement dominé par EDF, qui assure encore 85 % de la production nationale. Le caractère intégré d’EDF, qui utilise l’essentiel de sa production directement pour l’approvisionnement de ses propres clients finals, réduit la liquidité des échanges sur le marché de gros.

5) Dans quelle mesure le dispositif des tarifs réglementés de vente a-t-il contribué à faire bénéficier les clients finals de prix stables et compétitifs dans le cadre de l’ouverture des marchés à la concurrence ?

Tout d’abord, la Cour constate que le maintien des TRV a été apprécié par les consommateurs : Bien que le droit européen considère tout prix réglementé comme une entrave à la concurrence et limite de plus en plus les possibilités d’y recourir, la France a pu conserver jusqu’à présent des TRV, mais sur un champ désormais circonscrit aux ménages et à certaines petites entreprises. La France fait partie des pays européens affichant les plus fortes parts de ménages bénéficiant d’un tarif réglementé (67% fin 2021).

Mais le mécanisme infernal de l’ARENH remet en  question le bénéfice des TRV : la Cour  constate une érosion de la capacité des TRV, du fait de leur mode de calcul, à assurer aux consommateurs des prix stables neutralisant la volatilité des prix du marché de gros. Elle constate également que le risque que le niveau des TRV s’éloigne significativement des coûts de production d’EDF.

Là il faut s’accrocher un peu :

Etape 1) l’Europe exige la « contestabilité »des TRV :Ce principe fondé sur le droit européen signifie que les fournisseurs alternatifs doivent être en situation de proposer des tarifs au moins aussi attractifs.

Etape 2) Or les fournisseurs alternatifs, qui ont très peu investi dans la production (voir ci-après) sont de plus en plus dopés à l’ ARENH. Plus la demande d’ARENH excède le plafond de 100 TWh, plus les fournisseurs alternatifs doivent eux-mêmes se fournir à coût élevé

Etape 3) Pour assurer la « contestabilité » des TRV, la CRE, chargée de proposer chaque année l’évolution de ces tarifs, répercute le  renchérissement des coûts d’approvisionnement des fournisseurs alternatifs dans le calcul des TRV

Ce qui conduit la CRE a demander de façon insistante le relèvement de l’ARENH et le gouvernement à l’accorder.

Ainsi,  en 2022 le gouvernement a contraint EDF à augmenter de 20% le quota annuel d'électricité vendu à prix réduit à ses concurrents, à 120 TWh (contre 100 TWh auparavant) pout tenter de limiter la hausse des prix.

Remarque : ainsi se vérifie le théorème de Boiteux : Il ne s’agit pas « d’ouvrir la concurrence pour faire baisser les prix mais bien d’augmenter les prix pour permettre la concurrence »

Avec une perversité supplémentaire : Plus les producteurs alternatifs manquent à leurs engagements, plus les TRV augmentent et plus EDF se trouve sommé de les biberonner à l’ARENH.

6) Le bilan de l’ARENH : « La mise en oeuvre de l’ARENH ne s’est pas déroulée comme prévu »

 La Cour euphémise à l’excés !

Un dispositif transitoire et un calcul approximatif des tarifs : L’ARENH est dès l’origine un dispositif transitoire, qui arrive à échéance fin 2025. Il devait accompagner le développement de la concurrence à la fois sur l’amont et sur l’aval du secteur, c’est-à-dire sur le segment de la production d’électricité, et notamment sur les moyens produisant « en base », et sur le segment de la fourniture d’électricité aux clients.

Aucun accord n’a pu être trouvé entre l’État et la Commission européenne sur une méthode de calcul du prix de l’ARENH. La décision de la Commission approuvant le dispositif en a figé de fait les paramètres de volume (plafond à 100 TWh – hors mesure exceptionnelle de 20 TWh dans le cadre du « bouclier tarifaire » de 2022) et de prix (42 €/MWh) depuis 2012, sans que ce niveau de prix n’ait jamais été fondé sur les coûts de production du parc nucléaire.

La Cour est même plus sévère : « Le prix de l’ARENH n’a jamais pu être fixé selon les modalités prévues par la loi. »

Les 20 TWh supplémentaires mis à disposition en 2022 ont toutefois été proposés à un prix réévalué à 46,2 €/MWh.

Les parts de marché des fournisseurs alternatifs ont crû significativement et atteignaient fin 2021, 28 % de la consommation des ménages et plus de 52 % de la consommation des grands et moyens sites professionnels.

En revanche les conditions d’un développement de la concurrence sur la production électrique « en base » n’ont jamais pu être réunies. EDF est resté largement dominant sur ce segment depuis 2011, et la part du nucléaire dans le mix électrique a peu baissé en 10 ans : elle est passée de l’ordre de 75 % de la production à environ 70 %.

La Cour considère que l’ARENH a couvert les coûts de production d’EDF sur la période…mais par des biais louches le dispositif de l’ARENH ne permet pas de garantir la couverture des coûts

« La Cour constate que bien que l’ARENH ait limité les revenus du producteur et ait permis une redistribution des bénéfices de la compétitivité du parc, les revenus estimés de la filière nucléaire historique ont excédé ses coûts complets sur la période 2011-2021. La rémunération de cette filière est toutefois dépendante de paramètres difficilement pilotables, y compris les effets de l’écrêtement, ce qui ne permet pas au dispositif de l’ARENH de garantir la couverture des coûts ».

En fait, sur l’ensemble de la période 2011-2021, l’écrêtement de l’ARENH ( et la rémunération de mécanisme de capacité du nucléaire a permis de pallier l’absence de révision de son prix….)

Sauf que justement , le ministère a décidé d’augmenter le plafond…. Donc il y aura moins d’écrêtement et les coûts ne seront plus couverts !

Enfin, la Cour est bien obligée de constater  « qu’en l’absence d’ARENH, les revenus du nucléaire, sur l’ensemble de la période 2011-2021, auraient probablement été supérieurs : ils auraient excédé les coûts comptables d’environ 7 Md€ sur la période. L’ARENH a ainsi limité les revenus du producteur nucléaire »

NB : et aussi ses capacités d’investissements. En gros, avec l’ARENH on a fait cadeau aux distributeurs alternatifs d’un EPR 2 fictif….

7) Les mécanismes de capacités : rémunération contestée pour le nucléaire

Enfin la Cour des Comptes critique la rémunération des mécanismes de capacité ( rémunération de capacités gardées en réserve pour éviter l’effondrement du réseau).

« Certaines filières couvrent déjà leurs coûts complets par la vente de leur production, dans les conditions courantes de prix sur le marché de l’énergie ou grâce à des mécanismes de soutien public spécifiques, et n’ont pas besoin de rémunération capacitaire pour rester en fonctionnement. C’est notamment le cas des énergies renouvelables subventionnées (éolien et photovoltaïque), des principales concessions hydro-électriques et du parc nucléaire historique dans son ensemble…

« La Cour constate que la rémunération capacitaire dont bénéficie le parc nucléaire ne détermine pas sa participation effective à la sécurité d’approvisionnement… Ces constats conduisent à s’interroger sur la pertinence d’une rémunération capacitaire pour le parc nucléaire au regard des objectifs de sécurité d’approvisionnement « 

8) Vers une nouvelle régulation : c’est demandé par la société et c’est urgent ! !

 En tout état de cause, seul le maintien d’une forme de régulation permettrait de viser un objectif deprix de détail reflétant la stabilité et la compétitivité relative du parc de production nucléaire historique. À cet égard, il faut relever qu’aucune des parties prenantes françaises concernées par le fonctionnement du secteur électrique n’appelle aujourd’hui à un abandon de toute régulation pour s’appuyer sur les seuls mécanismes de marché. »

En termes de calendrier, l’arrivée à échéance des autorisations européennes relatives à l’ARENH, fin 2025, et au mécanisme de capacité, fin 2026, ainsi que la perspective d’un nouveau rapport d’évaluation des TRV à remettre à la Commission européenne en 2025, supposent que les pouvoirs publics aient défini d’ici fin 2023 la nouvelle configuration des outils de l’intervention publique sur les marchés de l’électricité

C’est donc sans attendre qu’une réflexion globale doit être conduite sur une refonte de l’intervention publique, pour que les évolutions nécessaires interviennent de façon cohérente et articulée, à la fois en termes de calendrier et sur le fond, sur la base d’une vision clarifiée des objectifs poursuivis.

Le contexte actuel semble par ailleurs favoriser la recherche de modes d’organisation des marchés assurant une protection des consommateurs contre des prix excessivement volatils et éloignés des fondamentaux de coûts de production nationaux.

9) Avec des marges de régulation nationale de plus en plus réduites – la Commission prend de plus en plus le pouvoir !

La nouvelle directive de 2019 limite dans le temps et en termes de bénéficiaires la possibilité d’interventions publiques sur les prix de détail. Ces interventions, quand elles ne visent pas des publics vulnérables, doivent constituer des transitions vers une fixation des prix par le seul marché. La directive impose par ailleurs certaines contraintes en termes de méthodes et de niveau de fixation de prix régulés, ce dernier devant notamment permettre « une concurrence tarifaire effective

Le Traité de Lisbonne, entré en vigueur au 1er décembre 2009, a fait de la politique énergétique une compétence « partagée » : les États-membres sont compétents pour tout ce que l'Union n'a pas décidé de régler

Les États-membres conservent le droit de déterminer leur mix de production énergétique, même si, en vertu de l’article 191, l’UE peut, en matière d’environnement, adopter des mesures « affectant sensiblement le choix d'un État membre entre différentes sources d'énergie et la structure générale de son approvisionnement énergétique »

Les tarifs réglementés sont considérés comme une entrave à la réalisation d’un marché de l’électricité concurrentiel tel que prévu par la directive 2009/72/CE. Toutefois, la Commission européenne avait considéré en 2012 que les tarifs réglementés au bénéfice des clients professionnels (tarifs jaune et vert) étaient justifiés à titre transitoire, en accompagnement des premières années d’ouverture à la concurrence, pour « éviter qu’EDF fasse des bénéfices exceptionnels en utilisant une tarification excessive de la part d’un opérateur susceptible de conserver une part considérable du marché de détail »

10) Une Nouvelle régulation, mais pour quel but ? la stabilité des prix ?

Les pouvoirs publics, à travers la consultation ouverte par le ministère de la transition écologique sur le sujet d’une nouvelle régulation du nucléaire en janvier 2020 ont proposé des objectifs différemment énoncés, consistant à faire bénéficier les consommateurs « pour une partie de leur approvisionnement en base, des conditions stables de la production électrique décarbonée et pilotable du parc nucléaire existant qu’ils ont contribué à financer ».

Ainsi formulé, la protection des clients finals ne paraît plus concerner directement la compétitivité relative du coût de production du parc nucléaire par rapport aux prix du marché de gros, mais plutôt la stabilité que confèreraient des prix fondés sur les coûts de production du parc nucléaire

 11) Une nouvelle régulation mais comment ? Scenario 1 :suppression de l’ARENH

Une première option, réclamée par certains acteurs du secteur, consisterait à ne pas proposer de nouvelle régulation sur le marché de gros à l’issue de l’ARENH.

˗ Si le libre jeu de la concurrence sur la fourniture aboutissait, par la simple exploitation par EDF intégré de son accès direct à la production du parc nucléaire à évincer la plupart des fournisseurs concurrents, un monopole de fait serait recréé. Cette situation pourrait justifier l’existence de tarifs réglementés pour la protection des petits consommateurs au motif d’empêcher une tarification excessive par l’opérateur dominant, et leur assurer ainsi des prix à marges maîtrisée par rapport au coût de production, mais laisserait les autres clients, industriels notamment, sans garantie de pouvoir bénéficier de la compétitivité du parc de production d’EDF.

- Si, en revanche, le maintien de fournisseurs alternatifs était organisé grâce à une séparation des activités de production nucléaire et de commercialisation d’EDF, ou si EDF continuait à répliquer dans ses offres les conditions d’approvisionnement des fournisseurs alternatifs, les rentes de rareté ne concerneraient qu’EDF producteur et aucun fournisseur ne serait alors en mesure de proposer des tarifs de vente fondés sur les coûts de production.

 12) Une nouvelle régulation mais comment ? Scenario 2 :ARENH à 100%

L’autre option consisterait à proposer une régulation du nucléaire qui prendrait le relais de l’ARENH, mais concernerait toute la production nucléaire historique, moyennant éventuellement l’exclusion des quantités faisant l’objet de contrats spécifiques, qui concernent notamment les entreprises électro-intensives.

Sa mise en oeuvre s’accompagnerait mécaniquement d’une séparation, a minima comptable, des activités de production et de commercialisation d’EDF. En effet, quel que soit le choix retenu pour la mise en oeuvre de la régulation, la séparation comptable serait nécessaire pour, d’une part, garantir un accès équitable du produit régulé au fournisseur EDF et aux autres fournisseurs alternatifs et, d’autre part, identifier les recettes effectivement perçues par la production nucléaire. Néanmoins, d’autres aspects de la protection des petits consommateurs seraient à traiter, par exemple au moyen d’encadrements non tarifaires de l’activité de fourniture »

13) Proposition du gouvernement après « concertation » de 2020 : ARENH à 100% et SIEG

La proposition de nouvelle régulation du nucléaire présentée par le Gouvernement en 2020 consiste à encadrer la valorisation des ventes de production nucléaire au titre de l’instauration d’un service d’intérêt économique général (SIEG). Une quantité d’électricité nucléaire prédéfinie, dont le niveau aurait été fixé 24 mois à l’avance, approuvé par le régulateur et rendu public, serait mise en vente sur les marchés. Son prix de vente moyen serait établi à partir d’une moyenne des prix sur les marchés à terme correspondant

Ce projet de régulation aurait effectivement eu le mérite de clarifier le rôle de la production nucléaire historique, de dépasser les difficultés aujourd’hui posées par l’atteinte du plafond de l’ARENH, et de sécuriser le financement du parc électronucléaire. Il soulève néanmoins un certain nombre de difficultés, ou a minima appelle à prendre certaines précautions quant à sa conception définitive.

14a) Les problèmes à résoudre dans ce scénario : le périmètre des bénéficiaires de la régulation

Le périmètre des bénéficiaires concernés est déterminant : limiter le champ de la régulation à l’approvisionnement des ménages et des très petites entreprises, comme semble y pousser la Commission européenne  ne répondrait plus à l’enjeu de mettre la compétitivité relative du parc actuel de production au service de l’économie française dans son ensemble.

La Commission semble considérer désormais qu’un objectif de maintien ou de stabilité des prix au bénéfice des consommateurs finals n’est acceptable que pour les consommateurs résidentiels ou les microentreprises….Si le champ de la régulation devait exclure la plupart des clients professionnels, cela pourrait par ailleurs remettre en cause la possibilité d’offrir une réelle concurrence sur ce segment

Si  la clause de destination implicite, qui conditionne aujourd’hui le bénéfice de l’ARENH à l’approvisionnement des clients établis en France, n’était pas maintenue dans le cadre d’une nouvelle régulation, la redistribution de l’avantage compétitif du parc nucléaire historique s’effectuerait à l’échelle de tous les consommateurs européens, ce qui, comme l’indiquait déjà la Commission Champsaur en 2009, poserait un problème au regard de l’acceptabilité sociale des choix énergétiques nationaux

14b)  Le périmètre des bénéficiaires des TRV : une nouvelle restriction du champ des TRV, par exemple aux seuls consommateurs vulnérables, appellerait la mise en place de mesures non-tarifaires visant à protéger les consommateurs qui ne seraient plus éligibles à ces tarifs de toute insécurité contractuelle et à les éclairer dans le choix des offres.

À ce titre, la question de la lisibilité des offres de marché, et de leur comparabilité à des références de prix qui reflèteraient les conditions d’approvisionnement disponibles, des coûts commerciaux maîtrisés et une marge raisonnable, devrait être traitée.

La  désignation de fournisseurs de dernier recours214 devrait être envisagée

Le Gouvernement doit en tout état de cause produire cette année un rapport d’évaluation des TRV, notamment pour justifier leur maintien ou leur évolution. Le même exercice devra être conduit d’ici 2025.

14c) Rigueur et transparence sur la fixation du prix de régulation

Les difficultés que l’absence de détermination du prix de l’ARENH ont engendrées  conduisent tout d’abord la Cour à rappeler le besoin de rigueur et de transparence associé à la fixation du prix de régulation. La Cour a déjà recommandé que, dans l’éventualité d’une nouvelle régulation du nucléaire, une méthodologie d’établissement des coûts, nécessaire à la fixation du prix de régulation, soit définie et publiée. L’établissement d’une telle méthodologie constitue un préalable à la mise en oeuvre d’une telle régulation.

14d) Le périmètre de la production concernée  et la question de l’intégration de l’EPR de Flamanville

Le périmètre de la production concernée est essentiel. Le projet de consultation propose aujourd’hui de couvrir la totalité des centrales du parc nucléaire existant, y compris Flamanville 3…À tout le moins, la signification de cette incorporation, c’est-à-dire la couverture de la majorité des coûts de l’EPR par une moindre restitution de la compétitivité du parc historique aux consommateurs, devrait être clairement expliquée. Toutefois, si les pouvoirs publics affirmaient qu’un des objectifs de la nouvelle régulation reste la transmission aux consommateurs de la compétitivité du parc nucléaire, la Cour recommanderait de traiter de façon séparée la production de l’EPR de Flamanville

14 e) Les incitations à la performance: La Cour recommande que des incitations à la performance soient intégrées à la régulation par le biais d’un taux de disponibilité cible et, le cas échéant, d’un indicateur du placement de la production aux moments où sa valeur pour le système électrique est la plus grande (

14f)  Séparation comptable des fonctions de production et de commercialisation

Le projet de nouvelle régulation précisait qu’EDF, en tant que fournisseur d’électricité, aurait « les mêmes droits et obligations que les autres fournisseurs d’électricité […] au regard de cette régulation, et serait placé sur un strict pied d’égalité au plan concurrentiel en termes d’accès au productible électronucléaire régulé »

Dans l’hypothèse d’un SIEG , seule une séparation comptable serait exigée. Les discussions entre les autorités françaises et la Commission européenne ont pourtant en bonne partie porté sur le degré de séparation juridique à assurer entre ces activités. De leur côté, les organisations syndicales ont exprimé de vives oppositions sur ce point précis de la réorganisation éventuelle d’EDF.