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.

En avant vers l’EPR 2 !

 L’EPR,  un réacteur exceptionnel

 L’EPR a déjà fait l’objet d’un billet sur ce blog

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/01/un-nucleaire-nouveau-est-necessaire.html

 Rappelons que l’EPR fonctionne depuis 2018 (depuis  le 29 juin 2018 très exactement, quand Taishan 1 a été relié au réseau, et dès 2019, Taishan battait le record de production historique d’une centrale nucléaire avec 12TWh) ;

 L’EPR a une puissance inégalée de 1 750 MW ;

 l’EPR permet un gain de l’ordre de 20 % sur la consommation d’uranium naturel par kWh électrique produit, grâce à l’effet « gros cœur » et à un réflecteur en acier ;

 l’EPR  peut fonctionner avec  un taux de recyclage de 30 % à 50 % en MOX et peut même accommoder, avec des modifications limités, des gestions 100 % MOX (MOX : mélange d’oxyde d’uranium et de plutonium)- il permet ainsi une réduction de 20 % des déchets de moyenne activité à vie longue ;

 l’EPR possède une dynamique de pilotage unique : ses réacteurs sont capables d’ajuster jusqu’à 80 %, à la hausse ou à la baisse, leur puissance en 30 minutes, et ce, deux fois par jour.

 Sans parler de sa sécurité maximisée avec notamment un récupérateur de corium, que l’EPR est le premier réacteur au monde à inclure et quatre systèmes de refroidissement d'urgence indépendants, chacun capable de refroidir le réacteur après son arrêt.

Vers l’EPR2

EDF conçoit actuellement une version optimisée de l’EPR,  l’EPR2, plus facile à construire et donc plus compétitif. L’EPR2 reprend le meilleur de la technologie EPR, l’EPR2 n’est pas un nouveau prototype.  Les EPR 2 sont fondamentalement des EPR, dotés des mêmes réacteurs et des mêmes principaux systèmes  (chaudière nucléaire, groupe turbo-alternateur). Enfin, l'EPR 2 bénéficie aussi du retour d’expérience de l’exploitation des deux EPR chinois. Enfin, l’EPR 2 intègre dès l’origine des dispositions complémentaires post-Fukushima, qui ont dû être ajoutées en cours de construction sur les premiers EPR, ce qui est toujours coûteux et générateur de retards.

L’EPR 2 bénéficie de simplifications et optimisations de conception, validées par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN)- il faut dire que les premiers EPR subissaient un certain nombre de complexités inutiles résultant, pour partie, du cumul des pratiques françaises et allemandes, l’EPR étant à l’origine un projet franco-allemand.   Parmi les plus significatives :

- le passage d’une double enceinte de confinement pour l’EPR à une simple enceinte avec peau d’étanchéité métallique interne pour l'EPR 2, comme sur les réacteurs 900 MW actuels. Ces enceintes ayant montré un excellent retour d’expérience en termes d’étanchéité dans la durée, cette modification a été validée sous réserve d’un accroissement de l’épaisseur de l’enceinte unique de l'EPR 2 pour retrouver la même protection globale contre les chutes d’avion qu’avec une double enceinte. L’intérêt de cette simplification est une plus grande facilité et rapidité de construction, sans réduction du niveau de protection du réacteur et des autres matériels.

- le passage de 4 à 3 systèmes redondants de sûreté, ce qui ne réduit pas le niveau de sûreté global, le 4 ème système ayant été introduit à la demande des Allemands (co concepteurs de l’EPR) afin de pouvoir procéder à l’entretien de certains systèmes, y compris à l’intérieur de l’enceinte lorsque le réacteur est en fonctionnement. Mais cette pratique des exploitants allemands n’est pas retenue en France et cette 4 ème redondance n’a plus de raison d’être

- des simplifications diverses dans l’architecture et la géométrie de certains bâtiments afin de faciliter leur construction et de réduire les délais associés, ainsi qu’une standardisation beaucoup plus poussée des composants électromécaniques utilisés sur les nombreux systèmes auxiliaires, en diminuant le nombre de références requises. Par exemple, dans l’ilôt nucléaire, le nombre de spécifications de tuyaux a été divisé par trois. Ou encore alors que l’on compte plus de 13000 références pour les robinets de l’EPR de Flamanville, l’EPR nouveau modèle ne devrait en comporter que quelques centaines.

- Des méthodes de construction plus productives faisant appel à des préfabrications plus poussées en usine sous forme de modules, qui réduisent les activités et délais de montage sur sites. L’EPR2 est ainsi optimisé pour une construction en série.

 (cf note de G. Sapy sur le site de PNC France https://pnc-france.org/edf-propose-au-gouvernement-la-construction-de-6-epr2/)

 Ajoutons qu’un certain nombre d’erreurs commises lors de la construction du prototype de Flamanville (qui correspondait quand même à un état de désorganisation maximal de la filière) ont été corrigées. Ainsi, l’une des caractéristiques de ce projet, c’est que l’on y associe les fournisseurs très tôt, notamment les génie civilistes, dans un consortium composé de Bouygues, Vinci et Eiffage pour avoir leur avis sur la constructibilité des différentes options étudiées, observe Xavier Ursat. L’un des objectifs est de préfabriquer un maximum d’équipements. Toutes les tuyauteries vont être conçues en pouces, comme le pratique toute l’industrie dans le monde, notamment pétrolière ». EDF va aussi lancer une consultation pour la salle des machines.

  L’EPR 2 sera également le premier réacteur conçu selon une approche entièrement numérique, soutenu par un logiciel PLM de Dassault Systèmes. Cette technique du « jumeau numérique » permet de mieux anticiper les étapes de construction pour prévenir les aléas sur le chantier, partager des données fiabilisées, en temps réel, avec les partenaires industriels, et contrôler la faisabilité des futures activités.

 Validation par l’ASN et l’IRSN

 Avis de l’ASN : L’ASN considère que les objectifs généraux de sûreté, le référentiel de sûreté et les principales options de conception sont globalement satisfaisants.

 L’avis de l’ASN identifie les sujets à approfondir en vue d’une éventuelle demande d’autorisation de création d’un réacteur. Des justifications complémentaires sont en particulier attendues sur la démarche d’exclusion de rupture des tuyauteries primaires et secondaires principales, la démarche de prise en compte des agressions, notamment l’incendie et l’explosion, et les choix de conception de certains systèmes de sûreté. EDF devra ainsi préciser, dans une éventuelle demande d’autorisation de création d’un réacteur, les études et les justifications complémentaires apportées en réponse à cet avis, ainsi que les modifications des options de sûreté qui en résulteraient.

 (NB l’exclusion de rupture, c’est le problème des soudures de Flamanville. Si celles-ci sont réalisées correctement (lorsqu’on qualifie les modes opératoires et les soudeurs, on y arrive cf. https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/05/lasn-devant-le-senat-le-nucleaire.html), toute rupture peut être exclue ce qui simplifie les démonstrations de sécurité ultérieures)

 https://www.asn.fr/Informer/Actualites/Projet-de-reacteur-EPR-Nouveau-Modele-et-de-son-evolution-EPR-2

 Avis de l’IRSN : « Si l’IRSN n’est pas favorable à l’augmentation de la puissance du réacteur proposée par EDF, les autres choix de conception retenus par EDF, par exemple le passage à une simple enceinte de confinement avec liner ou encore le passage de quatre à trois trains pour les systèmes de sauvegarde n’appellent pas de remarque.

 Soulignant l’effort engagé par EDF pour renforcer la robustesse des systèmes supports (sources électriques, source froide) par une meilleure diversification et la recherche d’une meilleure indépendance entre les différents niveaux de la défense en profondeur, l’IRSN a estimé que les options de conception retenues étaient de nature à garantir un niveau de sûreté pour l’EPR NM au moins équivalent à celui de l’EPR de Flamanville. L’Institut a néanmoins incité EDF à examiner les innovations possibles en termes de conception de certains systèmes de sauvegarde tels que le système d’évacuation ultime de la puissance de l’enceinte ou le système de refroidissement de l’eau des piscines. »

 https://www.irsn.fr/FR/Actualites_presse/Actualites/Pages/20190718_Projet-Reacteur-EPR-Nouveau-Modele-EPR-2-Avis-IRSN-Options-de-surete.aspx#.YNolv5gzaM8

 L’EPR2 est en route

 Pour la suite, EDF se fixe plusieurs objectifs : envoi de la demande d’autorisation de création en septembre 2022, accélération des passations de marchés et sécurisation de la déclinaison du plan Excell de remise à niveau de la filière nucléaire, préparation de l’ouverture du chantier du premier site prévue en 2023, ou encore sécurisation des deux autres sites du programme de 6 EPR.

 EDF veut engager, pour 2022, 195 millions d’euros de « dépenses développement interne » et signer pour un total de 435,85 millions d’euros de contrats. Ce montant recouvre par exemple 120 millions d’euros pour des « études détaillées de génie civil », 75 millions concernent des vannes, et 44,8 millions des pompes et moteurs (voir le détail dans le document).

 L’entreprise souhaite également lancer pour un total de 1,886 milliard d’euros d’appels d’offres. Ils concernent entre autres les diesels, les portes et grilles sécuritaires, ou encore l’aménagement des sites.

 Dans son document, l’énergéticien précise par ailleurs que l’exposition financière du projet, qui correspond au risque pour EDF, s’élèvera à 1,254 milliard d’euros à fin 2022. Il donne également une estimation du coût de construction d’une paire de réacteurs, arrivant après Flamanville 3, la tête de série. Hors provision pour démantèlement, le montant est estimé entre 3 711 euros et 3 978 euros par kW « suivant le scénario de couverture des risques retenu ».

Le coût de production complet de l’énergie (LCOE) serait alors compris entre 76,5 euros et 82,50 euros par MWh.

 Bonne chance à l’EPR 2

 « L’EPR2 est un réacteur dont la conception offre des caractéristiques exceptionnelles en matière de sûreté et de productivité. Sa conception bénéficie du retour d’expérience de la construction de quatre EPR et du fonctionnement remarquable des deux unités chinoises. Simplifiée, tout en conservant un niveau de sûreté exceptionnel, elle fait appel à une standardisation poussée et à une préfabrication en usine porteuses de réduction des coûts et des délais de réalisation. Notre pays, qui faisait figure de pays majeur du nucléaire, pourrait retrouver sa place avec l’engagement d’une première série d’EPR2, le grand carénage du parc existant, et les perspectives à l’exportation. »

 https://pnc-france.org/edf-propose-au-gouvernement-la-construction-de-6-epr2/

 Un enjeu important : la pérennisation des compétences

 « La pérennisation des compétences est un enjeu capital pour la filière nucléaire française. La conduite et la réalisation des grands programmes nucléaires nécessitent une expertise technique spécifique en conception, en procédés de fabrication, et en sureté. EPR2 constitue une des rares perspectives de nouveaux projets dans ce secteur et devient fondamental pour permettre de développer les compétences au sein des nouvelles générations d’ingénieurs »

http://blog.ametragroup.com/nucleaire-3e-generation-epr2/

L’ASN devant le Sénat : le nucléaire a besoin de prises de décisions !

 Audition  devant le Sénat du Président de l’ASN, Bernard Doroszczuk. le 7 avril 2021. Extraits

Prolongation de la durée d’exploitation des réacteurs de 900 MW

« L'hypothèse prise à la conception des réacteurs était, pour les cuves, une durée de vie de quarante ans, sans risque pour la sûreté. C'est important car le matériau de la cuve est exposé à un rayonnement, qui conduit à son affaiblissement à travers le temps. Dépasser cette durée de vie théorique est industriellement faisable, moyennant une justification, des études et des contrôles, ce qu'a réalisé EDF à notre demande. C'est aussi faisable du point de vue légal, puisque la France n'a pas prévu, dans sa législation, de limitation de la durée de vie des centrales nucléaires, comme cela peut être le cas parfois à l'étranger. Une fois que l'exploitant est autorisé à fonctionner, il n'y a pas de limite mais une obligation d'examen de sûreté tous les dix ans.

« Il existe cependant déjà des pays, y compris en Europe, qui ont accepté de prolonger la durée de vie de leurs centrales au-delà de quarante ans - la Grande-Bretagne, la Suisse et la Suède -, pour des durées allant de quelques années à une dizaine d'années. C'est aussi le cas aux États-Unis, où la quasi-totalité des réacteurs sont autorisés par mon homologue américain à fonctionner jusqu'à soixante ans.

Cette opération de prolongation constitue un investissement assez rentable pour EDF car le coût des opérations du « Grand carénage » - qui vont au-delà du simple réexamen de sûreté - est évalué à cinquante milliards d'euros. L'objectif proposé par EDF est ambitieux : il s'agit de viser un rapprochement des réacteurs de 900 mégawatts avec le niveau de sûreté des réacteurs de troisième génération, et donc en France avec les EPR. À la suite d'un long travail entre l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), l'ASN et EDF, nous sommes arrivés à définir des avancées très significatives en matière de sûreté. »

Une condition du succès : veiller au maintien des capacités industrielles et une vraie opportunité pour la réindustrialisation 

« Il existe un réel sujet de capacité industrielle à suivre le calendrier de réalisation des visites décennales et des travaux d'amélioration de la sûreté qui ont été prescrits et qui conditionnent la poursuite de fonctionnement des réacteurs nucléaires pendant dix ans. Ce point de vigilance est d'autant plus important que nous sommes confrontés à une situation économique tendue, liée à la crise sanitaire, et qu'un certain nombre de prestataires d'EDF se trouvent en situation difficile, du fait de la crise économique, en particulier dans le secteur aéronautique. Il faut également être vigilant aux restructurations industrielles de grands groupes qui décident parfois de se séparer de leur activité nucléaire. Il est important de trouver des repreneurs pour maintenir cette activité. »

« Les besoins industriels nécessaires à la réalisation des travaux liés au réexamen de sûreté constituent certes un point de vigilance, mais également une formidable opportunité en termes de restructuration de l'industrie mécanique, avec six fois plus de travaux dans les cinq ans qui viennent. Cela lui permettra de faire face, plus tard, au projet du nouveau nucléaire. C'est une opportunité à saisir ; je suis convaincu que ce défi est accessible pour l'industrie française, qui en a relevé de bien plus importants que celui-là »

« Il faut faire attention au rapport de force dans l'industrie nucléaire entre les grands exploitants et les autres entreprises. La reconquête d'un tissu industriel ne peut se faire que si ces industriels ont des perspectives et peuvent gagner leur vie. Il faut donc être vigilant à la politique des achats et des contrats des grands groupes, qui parfois jouent contre eux. Ils poussent certaines entreprises à ne pas entretenir suffisamment la compétence. C'est un sujet en débat au sein du GIFEN. Il est utile que les exploitants se posent la question de la manière de contractualiser pour entretenir des filières de prestataires. »

Une situation tendue et dangereuse dans les prochaines années

« Le second point de vigilance est lié à la réduction des marges et aux décisions à prendre sur le long terme. La situation actuelle de tension sur les capacités de production électrique rencontrée cet hiver - qui pourrait se reproduire sur les deux ou trois prochaines années et qui est en partie liée aux décisions gouvernementales en matière de politique énergétique et au décalage de la programmation des arrêts de tranches - nécessite de prendre des décisions pour reconstituer ces marges à court terme mais également à moyen et long termes. Il ne faudrait pas que l'absence de marge par rapport aux besoins en électricité pèse sur les décisions à prendre en cas de risque sur la sûreté » À court terme, il faut donc rester vigilant, compte tenu des décisions qui ont été prises en termes de réduction des capacités disponibles de production électrique.

Et sur un plus long terme, il faut…anticiper ! 

« À long terme, le point principal de préoccupation porte sur l'horizon 2035-2040, au moment où la durée de fonctionnement des réacteurs les plus anciens sera entre cinquante et soixante ans. Il faudra anticiper. Au cours des quelques années qui précèderont cette échéance si, dans le cadre des perspectives visées en matière de politique énergétique, les prévisions ne sont pas au rendez-vous, la question pourrait se poser, pour conserver des capacités de production électrique pilotables, de maintenir au-delà de soixante ans le fonctionnement des centrales nucléaires actuelles. On ne peut pas attendre 2035 pour savoir si, cinq ans après, les réacteurs pourront aller au-delà de soixante ans. Aujourd'hui, rien ne permet de garantir qu'aller au-delà de cinquante ou de soixante ans sera possible…

Un récent rapport du Haut-Commissariat au plan mentionne que l'ambition en matière de transformation énergétique de la France devait reposer sur un plan réaliste (NB en creux, aujourd’hui, il ne l’est pas).  Ce plan réaliste doit absolument intégrer les problématiques de sûreté et il s'avère nécessaire d'anticiper car il ne faudrait pas que la poursuite du fonctionnement des réacteurs de 900 mégawatts se pose de manière subie ou hasardeuse. ( en effet !) »

Sur l’EPR : la capacité du réacteur à assurer sa fonction est démontrée

« Début 2019 s'est posée la question d'accepter ou non la mise en service de l'EPR qui était affecté de défauts de soudure en partie difficilement accessibles. Nous avons pris en juin 2019 la décision d'imposer à EDF ces réparations. Depuis lors, un certain nombre d'étapes ont été franchies de manière favorable. Tout d'abord, le programme d'essai - car pour mettre en service un réacteur nucléaire, il faut réaliser près d'un millier d'essais qui permettent d'en valider le fonctionnement - est quasiment achevé et a démontré la capacité du réacteur à assurer sa fonction, mais plusieurs écarts ont été détectés, dont certains sont importants et demanderont des modifications qui pourraient être réalisées soit juste avant le démarrage, soit au cours des premières années après son démarrage »

Sur les soudures : lorsqu’on qualifie les modes opératoires et les soudeurs, on y arrive…

« Le sujet le plus important et le plus médiatisé a trait aux soudures. Une centaine de soudures n'est pas conforme et doit faire l'objet de justifications de la part d'EDF. Certaines d'entre elles pourront faire l'objet d'une justification sans réparation après étude mais une cinquantaine de soudures devront être réparées ou entièrement reprises. Les procédés de soudage ont été définis et ont fait l'objet d'essais sous la surveillance de l'ASN et les réparations ont démarré. Début mars 2021, une petite dizaine de soudures du circuit secondaire ont été réparées selon le mode opératoire qualifié et ces réparations se sont très bien déroulées, sans reprise. On doit généralement reprendre pour arriver à la qualité nécessaire, mais, ici, cela a fonctionné du premier coup, ce qui démontre que lorsque l'on qualifie les modes opératoires et les soudeurs, on y arrive »

Sur l’EPR2 ; satisfaisant ! EDF  trop exigeant sur l’exclusion de rupture des soudures ?

« S'agissant des nouveaux réacteurs, EDF souhaite voir le gouvernement décider de la construction de six EPR de nouvelle génération ou « EPR 2 », qui tirent parti du retour d'expérience de la construction de l'EPR de Flamanville et des EPR étrangers et qui comportent plusieurs évolutions non négligeables en termes de conception. À titre d'exemple, il y a deux enceintes sur l'EPR de Flamanville et une sur l'EPR 2, avec une paroi métallique interne. Ce sont là des changements significatifs. Nous nous sommes prononcés en 2019 sur les options de sûreté de ce nouveau réacteur EPR 2, que nous avons trouvées dans l'ensemble satisfaisantes. Nous avons néanmoins soulevé un point de préoccupation principal, qui n'est pas réglé à ce jour, à savoir la décision prise par EDF d'appliquer à l'EPR 2, comme il l'a fait sur l'EPR de Flamanville, l'hypothèse d'exclusion de rupture, c'est-à-dire de viser un tel niveau de qualité de réalisation que la démonstration de sûreté n'aurait pas besoin d'étudier la rupture de certaines parties du circuit primaire ou du circuit secondaire. C'est exactement les problèmes que nous avons rencontrés sur l'EPR. Or le retour d'expérience de la difficulté de mise en oeuvre de cette très haute qualité de fabrication doit être tiré. Pour retenir une hypothèse d'exclusion de rupture, il faut que cela représente des avantages en termes de sûreté »

Sur les arrêts de tranche : hommage à EDF, situation hivernale tendue en raison d’une trop faible marge pilotable

« Effectivement, la première période de confinement a conduit à des travaux plus lents sur les réacteurs nucléaires, avec davantage de précaution et une réduction du personnel présent. Cela a eu un impact sur ces travaux en arrêts de tranches. Toute une série d'opérations de déprogrammation et de reprogrammation a été réalisée par EDF. Le programme d'arrêts de tranches, avec cinquante-six réacteurs, constitue un véritable château de cartes. Lorsqu'un arrêt est déplacé, cela crée un effet domino sur l'ensemble du château. La déprogrammation et la reprogrammation concerneront le parc pendant au moins cinq ans, d'où l'attention particulière sur les deux à trois années à venir, en termes de capacité de production. Les choses sont relativement maîtrisées et nous n'avons pas de grief particulier. Nous travaillons de manière étroite avec EDF. La reprogrammation entraîne parfois des décalages par rapport à des contrôles qui étaient réglementairement prévus. Nous avons les moyens d'ajuster, en fournissant des justificatifs, et pour le moment, nous n'avons pas de difficulté à accepter ce décalage. En revanche, l'incidence de ce décalage de programmation en arrêts de tranches porte sur la capacité à assurer la production électrique nécessaire pour faire face notamment aux pics hivernaux »

Sur le démantèlement des réacteurs

Vous avez à la fois évoqué la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) avec l'objectif des 50 % en 2035 et l'arrêt de quatorze réacteurs dont les deux de Fessenheim déjà arrêtés. Il reste donc 12 réacteurs à arrêter si les conditions le permettent. Aujourd'hui, il relève de la loi et du choix d'EDF de désigner les réacteurs qui seront à l'arrêt…

S'agissant de Fessenheim, c'est le premier chantier de démantèlement de réacteur de 900 mégawatts. Le réacteur de Chooz A, plus petit réacteur à eau sous pression, a fait l'objet d'opérations de démantèlement qui ont permis de valider plusieurs modes opératoires. Des réacteurs à eau sous pression existent ailleurs dans le monde et ont déjà fait l'objet de démantèlements, la méthodologie est donc connue, ce qui conduit EDF à raisonnablement pouvoir maîtriser le démantèlement de Fessenheim sur une période de quinze ans. Pour le moment, nous sommes à l'étape préparatoire du plan de démantèlement, comme l'évacuation de la matière combustible en la retirant et en la laissant refroidir quinze ans en piscine, avant de l'envoyer à la Hague… Le site est très mobilisé. Il était déjà exemplaire en termes de fonctionnement. L'ASN a toujours souligné que les performances de Fessenheim étaient parmi les meilleures sur l'ensemble des sites.

Sur les déchets nucléaires : la tendance est à la procrastination, maintenant il faut prendre des décisions

« Nous nous sommes exprimés à travers des avis sur toutes les filières de gestion - très faiblement radioactive, hautement radioactive, à vie longue -, lesquels soulignent des points de vigilance ou des problèmes de sûreté à traiter. Il ressort cependant, de manière transversale, qu'il faut choisir des solutions. Nous en sommes au 5e plan et les plans précédents ont défini de nombreuses études, demandé des comparaisons, des hypothèses, des avantages et des inconvénients, mais la tendance a plutôt été à la procrastination et aucune décision n'a été prise. Or, aucune filière de gestion des déchets ne sera opérationnelle dans vingt ans si nous ne prenons pas de décision dans les cinq ans à venir… »

« Quant à la filière des déchets de haute activité et à vie longue (HA-VL), porté par le projet Cigéo, à Bure, la décision n'est pas encore totalement prise. Pourtant, il y a eu des lois, des discussions, des débats. »

« Pour les déchets de faible activité et à vie longue (FA-VL) - bitumés, graphites -, de nombreuses études ont été menées et un site d'accueil a été fléché il y a dix ans, celui de Soulaines, mais aucune décision n'a encore été prise. Un jour, les élus diront qu'ils ne sont plus d'accord… »

«  Les déchets très faiblement radioactifs, qui sont les plus importants en volume - les métaux, les gravats, des terres - et dont la quantité va considérablement augmenter avec les opérations de démantèlement, vont saturer le seul centre de stockage existant à horizon 2028. Aucune solution n'est prévue, au-delà de cette date, pour le moment. Les hypothèses d'un centre unique, de centres décentralisés, de valorisation des déchets - notamment métalliques au technocentre de Fessenheim - ont été évoquées. Elles n'ont pas fait l'objet de décisions. »

« Concernant les déchets, et notamment la valorisation de ceux qui sont métalliques, il s'agit d'une piste pour réduire le volume des déchets très peu radioactifs à stocker. Y a-t-il un problème de santé ? Est-ce dangereux ? Telles que les normes sont aujourd'hui définies, en France comme à l'étranger, le niveau final de radioactivité de ces produits serait infinitésimal, car il faut pouvoir les valoriser dans des filières industrielles : l'enjeu est ainsi de faire un four de refusion pour retraiter ces déchets, séparer la partie pouvant être la plus radioactive du reste, et contrôler le niveau. Le risque sanitaire de leur utilisation serait infinitésimal, bien inférieur à celui de l'exposition au rayonnement naturel. Il existe un effet psychologique, mais pas de raison de santé publique d'avoir une objection majeure par rapport à cette valorisation de produits. »

Sur Cigéo, sur ce blog, voir notamment https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/04/cigeo-expertise-de-landra-contre.html

Il y a un bel avenir pour le nucléaire

« S'agissant de l'accord de Paris sur le climat, relatif à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, cela rejoint les questions sur la politique énergétique de la France et ne relève donc pas de l'ASN. Il est en revanche fondamental d'anticiper la présence d'une composante pilotable de production d'électricité dans notre mix énergétique, qui peut être le nucléaire, y compris nouveau, peut-être le SMR. Il n'existe pas de contrindication en termes de sûreté au choix du nucléaire »

« La France réussira-t-elle à construire des centrales ? Oui, je suis convaincu que c'est possible. Nous savons construire des avions, des fusées. Les compétences sont tout à fait accessibles, mais elles doivent être planifiées, organisées. Je n'ai absolument aucune appréhension face à ce défi industriel. Il faut saisir les opportunités ; le volume de travaux généré par les réexamens le permet. Tout ce qui a été fait dans la filière nucléaire récemment, avec le GIFEN ou le « Plan Excell », va dans le bon sens. Il faut à présent réussir »

Encore faut-il un contexte favorable,  un peu de courage politique et des perspectives

Un certain nombre de grandes entreprises du secteur nucléaire sont aujourd'hui en souffrance, elles n'ont pas de perspective. Cela n'est pas lié à l'absence de travaux mais à un désengouement pour le nucléaire et aux incertitudes sur les choix gouvernementaux. On ne sait pas s'il va y avoir du travail, une filière. Cette période d'incertitude est néfaste pour la constitution du tissu industriel : on peut acquérir des compétences, mais il faut des perspectives. Aucun entrepreneur ne s'engagera sans visibilité et sans perspective, d'ailleurs de gagner, de l'argent. Il faut le dire ; c'est fondamental. »

Cette audition a fait l’objet d’un compte-rendu de la SFEN très bien fait.

https://www.sfen.org/rgn/asn-senat-nucleaire-besoin-prises-decisions#:~:text=13.04.2021-,L'ASN%20devant%20le%20S%C3%A9nat%20%3A%20le%20nucl%C3%A9aire%20a,besoin%20de%20prises%20de%20d%C3%A9cisions&text=Auditionn%C3%A9%20par%20la%20commission%20des,%C3%A9lucid%C3%A9%20toutes%20les%20questions%20pos%C3%A9es. 

« Tous les sujets abordés sur l’énergie nucléaire en France ont un point commun : ils ont tous fait l’objet d’études approfondies et l’heure a sonné pour le gouvernement et les politiques, aujourd’hui, qui doivent prendre des décisions. Autrement dit, l’absence de décision et d’anticipation en matière de politique énergétique, l’absence de choix concernant l’énergie pilotable qui intégrera le paysage français demain, l’indécision sur le nouveau nucléaire, sur les solutions relatives aux déchets, l’absence de visibilité pour le tissu industriel français, etc., auront très clairement des conséquences irréversibles d’ici 2035/2040. Un discours transparent, souligné par la commission, sans concession sur la responsabilité du gouvernement et des politiques sur cette question cruciale qu’est la politique énergétique française et le devenir de la filière industrielle nucléaire française. (Cécile Crampon, Sfen)