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jeudi 11 janvier 2024

Des éoliennes chinoises pour Bretagne Sud ?

 Intéressant article de l'Usine Nouvelle intitulé « La filière française de l'éolien en mer se met en ordre de bataille sur un marché semé d'embûches » . Il y est notamment fait mention dès le début de Bretagne Sud, de la pression chinoise et des difficultés de l'éolien offshore en général.  

Extraits : « Philippe Thieffry, chef de mission du cluster breton d'entreprises de l'éolien offshore Ocean Power Bretagne, attend nerveusement l'annonce du lauréat de l'appel d'offres 5 (AO5). Le champ d'éoliennes en mer sera situé au sud de la Bretagne pour une puissance de 250 mégawatts (MW) et le promoteur élu sera déclaré en février. «Je suis inquiet», souffle le chef du réseau breton.... Car l'ancien ingénieur garde un souvenir encore amer de l'annonce du lauréat de l'appel d'offres précédent, fin mars 2023, pour un parc éolien de 1 000 MW dans la Manche. Les lauréats, EDF Renouvelables et son partenaire Maple Power, remportaient le projet AO4 en brandissant un prix historiquement bas : 45 euros le mégawattheure (MWh) »

«Un prix aussi bas est un choix risqué pour la filière, fustige Philippe Thieffry. Soit le promoteur jette purement et simplement l'éponge, soit on met en service coûte que coûte le parc en acceptant de choisir une partie de nos fournisseurs en Asie.» Ken Ilacqua, responsable des projets éoliens en mer du promoteur Océole, abonde : « Si on veut produire 100% des composants en Europe, ce qui n'est pas le cas aujourd'hui, des tarifs si bas après avoir vécu la vague d'inflation me semblent assez utopique.»

« Les pressions de l'inflation, la hausse des taux d'intérêt et les perturbations de la chaîne d'approvisionnement – provoquées par la crise sanitaire puis la guerre en Ukraine – ont eu raison de la rentabilité des projets de parc d'éolien offshore. Le coût de l'électricité d'un projet de champ en mer américain subventionné est ainsi passé à 114 dollars (104 euros) par MWh en 2023, soit une augmentation nominale de près de 50% par rapport à son niveau de 2021, selon les calculs de Bloomberg . »

« Le prix bas de l'AO4 a d'autant plus étonné que la filière traverse une crise. Aux États-Unis et au Royaume-Uni, les abandons de projets de parc éoliens en mer s'accumulent. Au total, les promoteurs ont annulé 5,5 GW de contrats éoliens offshores outre-Atlantique en 2023, soit 25% de tous les contrats signés ou attribués dans le pays, d'après une étude de Bloomberg NEF. Dernier en date : le 3 janvier 2024, lorsque les promoteurs européens Equinor et BP ont annoncé avoir mis fin à leur accord de vente d'électricité à l'État de New York à partir de leur futur parc éolien offshore de 1 260 MW, Empire Wind 2 »

Lien vers l'article 

Tout ceci confirme largement les nombreux avertissements que nous émettons sur ce programme éolien offshore cf notre onglet technoéconomie. : accélérer dans l'éolien offshore aujourd'hui, c'est créer de la valeur et des emplois en Asie !

Ce programme éolien en mer d'intérêt climatique nul dans le contexte français, dangereux pour la sécurité d'alimentation électrique, économiquement insoutenable, avec des promesses fallacieuses d'emploi et de fortes dépendances étrangères et ravageur pour nos paysages littoraux et leur riche biodiversité doit être stoppé !


Eric SDartori, PIEBÏEM


mercredi 6 décembre 2023

L’éolien offshore le long des côtes françaises sera très peu français et beaucoup plus cher

 Le gouvernement veut limiter la domination d'EDF dans l'éolien en mer ( Les Echos, 6 décembre 2023)

« Les prochains appels d'offres devraient permettre au gouvernement de limiter en puissance ou en nombre le cumul des projets gagnés par un seul candidat. C'est une demande récurrente des concurrents d'EDF. C'est aussi une exigence de la Commission de régulation de l'énergie, qui a pointé en début d'année la « concentration élevée du marché de l'éolien en mer en France » dans les mains d'EDF. Et le gouvernement a décidé d'y répondre favorablement."

Remarque : les 50 parcs le long de nos côtes dont trente le long des côtes bretonnes, le gouvernement fera tout pour qu'ils ne soient ni public, ni français. Cette privatisation sans précédent de notre mer côtière se fera au profit de consortiums étrangers à l'actionnariat non contrôlable. Ça pose quand même de gros problèmes économiques et de sécurité nationale !

« L'idée est de mettre en place plusieurs lots pour attribuer les 8 à 10 GW d'appels d'offres annoncés par Emmanuel Macron à l'horizon 2025 et de les découper afin qu'un même candidat ne les remporte pas tous »

Remarque : on fait un « gros lot » (c'est le cas de le dire) éventuellement sur plusieurs façades maritimes et ensuite on le redivise.. Comment d'ailleurs ? Autour d'une table entre amis ? On peut toujours compter sur la CRE pour faire simple et pour préserver les intérêts français… (cf. article joint)

Le même jour, la presse financière annonce : Iberdrola/Masdar (un gigantesque promoteur émirati) : Accord pour investissement de 15 Md€ dans l'éolien en mer et l'hydrogène. Les requins se préparent…

De son côté, Bruno Bensasson, en charge des ENR chez EDF réclame dans les Echos ( 6 decembre 2023) : "Parmi les conditions d'une exécution accélérée de l'éolien off shore, on doit citer des bonnes procédures d'autorisation mais aussi de bonnes enchères. … Une alternative aux subventions directes pourrait être de donner, dans les appels d'offres publics, une prime à la valeur ajoutée européenne. »

Il n'est pas sûr du tout que la Commission Européenne et l'Allemagne soient d'accord. Donc, on a compris ; l'éolien offshore le long des côtes françaises sera très peu français et beaucoup plus cher

https://www.lesechos.fr/idees-debats/cercle/opinion-energie-mettons-les-encheres-au-service-du-climat-2039584


samedi 10 juin 2023

Aides d'État pour le projet éolien Bretagne Sud : 2.08 milliards d'euros pour les producteurs éoliens

 La Commission autorise une mesure française d'un montant de 2,08 milliards d'euros destinée à soutenir la production d'énergie éolienne en mer

Décision SA.100269 Parc éolien flottant en mer dans une zone au large du sud de la Bretagne

NB : 2 milliards d’euros pour des projets supposés rentables, c’est pas rien ! Les pêcheurs dont l’activité sera empêchée oar ce parc n’en toucheront pas autant !

1) Note sur l’évitement des gaz à effets de serres

A plusieurs  reprises il est affirmé que le parc permettrait « d’économiser 0,43 Mt eq CO2 par année de production ». Ce chiffre est donné sans aucune justification autre que « selon les autorités françaises ». D’après le considérant 11 (le parc  se substituera au fonctionnement de centrales thermiques), on peut en déduire que le parc est considéré comme se substituant à des importations et qu’en fait l’éolien en mer français sert à décarboner le mix d’autres pays voisins... regardez vers l’Est !

(11) La mesure contribuera principalement à la réalisation de l’objectif à long terme de la France de réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici à 2030 (par rapport au niveau de 1990) et d'atteindre la neutralité carbone à l'horizon 20505 en divisant les émissions de gaz à effet de serre par un facteur supérieur à six entre 1990 et 2050. Selon les autorités françaises, le développement de l’éolien en mer est nécessaire pour limiter les émissions de gaz à effet de serre conformément aux engagements internationaux pour la lutte contre le changement climatique. Les autorités françaises ont estimé que la production du parc éolien flottant devrait permettre d’économiser 0,43 Mt eq CO2 par année de production. La mesure contribuera également à réduire les émissions de polluants atmosphériques (NOx, SO2, etc.) car le parc éolien se substituera au fonctionnement de centrales thermiques, notamment à charbon ou fioul, qui émettent de tels polluants

NB : probablement impossible à contester juridiquement, mais politiquement explosif !

2) Note sur les prix négatifs.

On en peut qu’être frappé par la complexité assez grande des articles sur les prix négatifs (quand l’éolien off shore produit en situation de surcapacité) qui montre que la Commission est tout particulièrement est gênée aux entournures de son ADN ultra libéral.  Il semble y avoir là un sujet de distorsion de concurrence (vente en dessous des coûts marginaux).

Or ces périodes de production à prix négatif sont amenées à devenir plus fréquentes avec le développement considérable des énergies fatales prévu par la politique énergétique. En gros, le producteur n’est pas rémunéré en période de prix négatif, mais les autorités françaises proposent un seuil de 40 h, au-delà duquel le producteur touchera un complément de rémunération même s’il produit à prix négatif. La référence historique donnée (historiquement, les autorités françaises ont précisé qu’il y a eu 214 heures en totale de prix négatifs entre 2010 et juillet 2021 sur le marché spot français) n’a aucune valeur pour le futur, lorsque le pourcentage d’énergies fatales dans le mix sera beaucoup plus élevé.

En Allemagne en 2022, il y a eu 69 heures de prix négatifs (valeur historiquement basse) et un record en 2020 de 300 pas horaires. En tout état de cause le fonctionnement anticoncurrentiel en situation de prix négatifs avec complément de rémunération est appelé à augmenter avec l’augmentation dans le mix des Energies Variables Intermittentes.

NB : Une action juridique serait peut-être possible sur la base des lois européennes régissant la concurrence et la protection des consommateurs ?

https://allemagne-energies.com/2023/01/07/allemagne-les-chiffres-cles-de-lenergie-en-2022/#:~:text=En%202022%2C%20il%20n%C2%B4,%2FMWh%20(FFE%202023).

https://allemagne-energies.com/bilans-energetiques/#prixelec


Épisodes de prix négatifs

Les prix négatifs sont des épisodes rares mais qui peuvent notamment survenir lors des creux de consommation (nuit, jour férié, week-end etc.), en raison de capacités de production difficilement modulables ou intermittentes (éolien, solaire). En effet, il peut être plus coûteux pour un producteur d´arrêter puis de redémarrer une production peu flexible que d’accepter des prix négatifs pendant un certain temps. On observe principalement des prix négatifs lorsque les productions renouvelables intermittentes couvrent une part importante de la consommation, ce qui est plus souvent observé en Allemagne. 

La figure 11 compare le nombre de pas horaires avec des prix négatifs entre l´Allemagne et la France dans la période de 2011 à 2021.

nombre de pas horaires avec des prix négatifs en France et en Allemagne

Depuis 2011 le nombre de pas horaires avec des prix négatifs tend à la hausse, avec un record en 2020 avec près de 300 pas horaires en Allemagne (Allemagne Energies 2023) et 102 pas horaires en France (RTE 1). La situation atypique en 2020 du fait de la crise sanitaire a entraîné cette hausse.

 

A partir de 2021 le nombre de pas horaires a diminué de plus de la moitié en Allemagne. Une tendance similaire est constatée en France – avec un nombre de pas horaires nettement plus bas (RTE 1).

En 2022, la baisse se poursuit en Allemagne. Le nombre de pas horaires avec des prix négatifs a reculé à nouveau de moitié par rapport à 2021 (Allemagne Energies 2023).

Il convient toutefois de noter que la valeur du marché des prix négatifs est dérisoire par rapport au montant global négocié à la bourse

(277) Le point 123 des Lignes directrices, expose que : « Les aides doivent être conçues de manière à éviter toute distorsion non désirée du fonctionnement efficient des marchés, et en particulier préserver l’efficacité des incitations et des signaux de prix. Par exemple, les bénéficiaires devraient rester exposés aux variations de prix et au risque de marché, à moins que cela ne compromette la réalisation de l’objectif de l’aide. En particulier, les bénéficiaires ne devraient pas être incités à vendre leur production en dessous de leurs coûts marginaux et ne doivent pas bénéficier d’aides à la production au cours de périodes où la valeur marchande de cette production est négative. »

(281) La Commission note que les autorités françaises ont mis en œuvre un mécanisme destiné à éviter que le producteur ne soit incité à produire de l'électricité à des prix négatifs. En effet, le calcul du prix du marché de référence utilisé pour le calcul de la prime ne tient pas compte des heures durant lesquelles les prix étaient négatifs, ce qui donne une incitation à ne pas produire à des heures de prix négatifs étant donné que dans ces cas-là, la prime obtenue sera inférieure à la différence entre le tarif de référence (lequel reflète les coûts de production du secteur) et le prix de marché. En outre, il est explicitement prévu que le complément de rémunération ne sera versé que pour les volumes d’électricité affectée par le gestionnaire de réseau pendant des heures à prix spot positifs ou nuls sur la plateforme de marché organisé français de l’électricité (voir considérant (61)).

(282) La Commission note qu’une rémunération est néanmoins prévue si les épisodes de prix négatifs représentent plus de 40 h durant une année civile (seuil jamais atteint à ce jour - crise sanitaire Covid-19 mise à part) (voir considérant (62)). Ce mécanisme permet de compenser une partie de la perte de rémunération liée à une très faible production. La Commission constate que ce mécanisme réduit l'incertitude liée au nombre d'heures de prix négatifs dans les prochaines années et vise à ne pas faire peser un risque trop important sur le projet (ce qui aurait pour effet d’augmenter les tarifs de référence proposés par les candidats d’une prime de risque). Étant donné que ce mécanisme de compensation est connu à l'avance, les candidats en tiendront tous compte pour établir le prix proposé dans leur offre.

 (283) La Commission note que le seuil de 40 heures a été fixé comme le double du seuil appliqué à l'éolien terrestre (20 heures), de sorte à introduire une franchise équivalente pour les deux technologies, étant donné qu'en moyenne, l'éolien en mer a un productible double de celui du terrestre.

(284) Au-delà du seuil de 40 heures sur une année civile, consécutives ou non, la Commission note que l'installation de production percevra une prime dont les paramètres sont présentés aux considérants (62) et (63). Cette prime n’est versée que si le producteur n’a pas produit durant les épisodes de prix négatifs. La Commission conclut qu’elle renforce donc l’incitation à ne pas produire durant ces épisodes.

(285) La Commission conclut que ces dispositions sont conformes au point 123 des Lignes directrices étant donné que le lauréat n'aura pas d'incitation à produire en heures de prix négatifs.

3) Note sur les entreprises en difficulté. Aucune entreprise en difficulté ne doit recevoir une aide au titre de la mesure justifiée.

 (294) Comme expliqué au considérant (40), la Commission note que la France s’engage, sur la base de la déclaration effectuée par les candidats et incluse dans le formulaire de candidature, à ce qu’aucune entreprise en difficulté au moment du dépôt de l’offre, au sens des lignes directrices concernant les aides d’État au sauvetage et à la restructuration d’entreprises en difficulté, ne reçoive une aide au titre de la mesure notifiée

NB : Compte-tenu de l’état général du secteur, ça parait difficile. Il y a peut-être là quelque chose à exploiter juridiquement

4) Note sur l’encouragement à l’emploi de fonds destinés à influencer les acteurs locaux (éducation, recherche, culture, patrimoine, tourisme, protection de la nature, partenaires sociaux) en Morbihan, Finistère, Loire Atlantique .

Le producteur s'engage à allouer un montant d'au moins EUR 5 millions aux mesures de développement territorial

Probablement pas utilisable juridiquement, mais politiquement très très contestable : une tratégie d’influence proche de la corruption !

(141) Le producteur s'engage à allouer un montant d'au moins EUR 5 millions aux mesures de développement territorial, telles qu'indiquées ci-après, étant précisé que les sommes prises en compte sont les dépenses directes relatives aux mesures qui permettront de financer des actions territoriales en vue d’accroitre l’acceptabilité publique du projet auprès de la population locale.

(142) Les dépenses concernées devront avoir été effectuées au plus tard à la date intervenant 15 années après la désignation du lauréat, dont au moins 30 % avant la date effective de mise en service.

(143) Le périmètre géographique des actions concernées est composé des départements du Morbihan, du Finistère et de la Loire-Atlantique. Les actions territoriales devront être en lien avec les enjeux socio-économiques du projet. Elles ne devront pas générer de bénéfice économique au producteur, à ses actionnaires ou aux sociétés affiliées à ces derniers. Les autorités françaises ont expliqué que les bénéficiaires attendus de ces actions ne sont en principe pas des « entreprises ».

(144) Les autorités françaises précisent que les dépenses au titre du développement territorial (mentionnées au considérant (141)) financeront des actions ne relevant pas des règles en matière d’aide d’État, au sens de la communication 2016/C 262/01 de la Commission européenne, relative à la notion « d'aide d'État »35 (en particulier en ses paragraphes 31 et34). Ces actions seront menées dans les secteurs d'activité suivants :

1)  Éducation et recherche – les activités d'universités et d'organismes de recherche suivantes :

a. les activités de formation en vue de ressources humaines accrues et plus qualifiées ;

b. les activités de recherche et développement indépendantes en vue de connaissances plus étendues et d'une meilleure compréhension, y compris la recherche et développement en collaboration ; et

c. la diffusion des résultats de recherche.

NB : on imagine assez bien que les recherches ainsi financées et leurs résultats ne seront pas tr-=ès défavorables à l’éolien

2) Culture, patrimoine, tourisme, protection de la nature – les activités suivantes :

a. l'organisation de certaines activités ayant trait à la culture, au patrimoine et à la protection de la nature, à la condition que les activités culturelles ou de conservation du patrimoine (y compris de protection de la nature) ne soient pas essentiellement financées par les contributions des visiteurs ou des utilisateurs ou par d'autres moyens commerciaux (par exemple des expositions commerciales, des cinémas, des concerts et des festivals commerciaux ou des écoles d'arts essentiellement financées par les frais de scolarité) ;

b. certaines activités culturelles ou de conservation du patrimoine qui sont objectivement non substituables (la gestion d'archives publiques détenant des documents uniques, par exemple) ;

c. les installations sportives et de loisirs destinées principalement à un public local et peu susceptibles d'attirer des clients ou des investissements d'autres États membres de l’Union Européenne ;

d. les médias d’information et/ou produits culturels qui, pour des raisons linguistiques et géographiques, ont un public potentiel limité à la population locale ;

e. les centres de conférence, pour lesquels la situation géographique et l'effet potentiel du montant alloué par le producteur sur les prix sont réellement peu susceptibles de détourner des utilisateurs d'autres centres situés dans d'autres États membres de l’Union Européenne ;

f. les plateformes d’information et de réseau visant à résoudre directement les problèmes de chômage et les conflits sociaux au sein des régions Bretagne et Pays de la Loire.

NB : Donc, open bar pour une belle stratégie d’influence et de propagande. Vous vous étonnez pourquoi les milieux de la course au large et du nautisme ne se font pas plus entendre, eux qui devraient être les premiers à protester  de leur attachement à une mer libre ? Regardez les financements des écoles de voile et des courses au large. Ainsi, Eoliennes en Mer Iles d’Yeu et de Noirmoutier a apporté 500.000  Eurs au Vendée Globe Challenge en 2016 et participé pour un montant non divulgué en 2020…

https://www.tipandshaft.com/vendee-globe/financement-2020/

mardi 28 mars 2023

Parc éolien off shore Centre Manche 1 à 44,9 eur/MW.h le miracle ?

 Tout le ban et l’arrière ban du lobby éolien se sont hautement félicité de cette nouvelle :

Le ministère de la Transition énergétique a annoncé lundi (27 mars) qu’une société détenue en partie par EDF était lauréate de l’appel d’offres du plus grand parc éolien offshore français, situé au large des côtes normandes.  Le projet, dit « Centre Manche 1 », représente 1 GW de puissance installée, soit l’équivalent d’environ la consommation électrique de 800 000 foyers. Sa mise en service est attendue en 2031 et la construction devrait débuter d’ici à 2026-2027

En retenant Eoliennes en Mer Manche Normandie (EMMN), société conjointe d’EDF Renouvelables et Maples Power, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) confirme la mainmise d’EDF sur le secteur, partie prenante de cinq des huit projets éoliens offshores au large des côtes hexagonales. EMMN a proposé un prix du MWh compétitif de 44,9 euros, bien loin des sommets atteints par l’électricité ces derniers mois.

Un prix qui, même s’il ne reflète pas la totalité du coût du système électrique, « témoigne de la forte réduction des coûts de la filière », avance Maxence Cordiez, ancien directeur des Affaires européennes au Commissariat à l’énergie atomique, sur Twitter.

« À titre de comparaison, les appels d’offres pour l’éolien à terre et pour le solaire photovoltaïque sortent aujourd’hui à des prix environ 50% plus élevés », d’autant que les prix sur ce marché avoisinait plutôt les 140-150 euros le MWh,

L’éolien off-shore moins cher que l’éolien terrestre ? de quoi effectivement s’inquiéter et s’interroger :

Le commentaire de la CRE : pas très rassurant

Le tarif pour l 'électricité produite , proposé par le producteur à l 'Etat, représente 70%% des critères de sélection. Aujourd ' hui cesprix offerts par les candidats sont très bas. Y voyez-vous un risque?

 R: Les prix bas sont une bonne nouvelle pour les finances publiques , sous réserve que cela soit soutenable pour les porteurs de projets. Dans le cas de l 'appel d 'offres Normandie , on a mobilisé une procédure dite anormalement basses, pour vérifier que les quatre offres à des prix bas étaient soutenables. Et après analyse, on est arrivé à la conclusion que oui. Pour la suite, nous souhaitons avoir plus d ' éléments d ' analyse dans les cahiers des charges. On souhaite en effet augmenter les points de robustesse des offres, car on a constaté que plusieurs offres étaient risquées, pour des raisons différentes , techniques ou de montage financier.

NB : alors oui, on peut avoir des doutes, demander à la CRE comment elle est arrivée à cette conclusion et même se dire qu’une fois de plus EDF va servir de vache à lait pour la transition énergétique, au détriment des Français pénalisés deux fois, en tant que contribuables et en tant que consommateurs

Eolien en mer :EDF écrase le marché, les concurrents dénoncent des prix cassés

Dans un article au vitriol, la Tribune pointe https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/eolien-en-mer-les-concurrents-d-edf-ont-ils-vraiment-une-chance-de-gagner-956792.html

L’électricien tricolore, bientôt 100% public, a décroché le développement de son cinquième parc d’éoliennes en mer, sur huit en développement en France. Et ce, grâce à un prix extrêmement agressif de 44,9 euros/MW.. De quoi faire grincer des dents ses compétiteurs. Ces derniers dénoncent un risque réel pour le supply du cahier des charges des appels d’offres.

Sur le prix : EDF est parvenu à écraser ses compétiteurs l’espagnol Iberdrola, Ocean Winds, la coentreprise entre Engie et le portugais EDPR, TotalEnergies en binôme avec l’allemand RWE, le britannique Shell, ainsi que le suédois Vattenfall en affichant un prix très  compétitif de 44, 90 euros le mégawattheure, selon un proche du dossier. 60 euros si l’on ajoute le coût de raccordement au réseau électrique

Réactions rapportées par l’article de La Tribune

Ce niveau de prix extrêmement bas a suscité de nombreuses critiques : « On se tire une balle dans le pied au niveau de la France, de l’Europe, des développeurs et de la supply chain… " Avec des prix aussi bas, dans le meilleur des cas, si le projet est faisable, c’est en étranglant la supply chain qui rencontre déjà d’énormes difficultés . Les trois grands turbiniers présents en Europe (Siemens-Gamesa, le danois Vestas et l’américain General Electric perdent beaucoup d’argent et c’est la même chose pour les installateurs en mer…. Nous sommes dans une situation paradoxale où l’on risque de faire couler le navire alors qu’il y a un marché très porteur »

« Nous sommes tous très embêtés sur le niveau de prix de cette attribution. Nous avons énormément poussé les curseurs, mais nous ne pouvions pas atteindre ce niveau. Nous sommes pourtant un acteur compétitif, avec des appels d’offres remportés dans plusieurs régions du monde # énergéticien, dont le portefeuille de projets est particulièrement conséquent…Ces 45 euros le mégawattheure envoient un signal prix difficilement viable »

« Avec un prix si bas, le développement du parc éolien en mer normand aurait-il réellement des risques d’être compromis ? Le fait que le capital d’EDF soit bientôt entièrement détenu par l’Etat écarte cette éventualité. En revanche, ses compétiteurs, dont la plupart sont cotés en Bourse et donc rapidement sanctionnés par les investisseurs en cas de projets risqués, ne peuvent  s’empêcher de s’interroger sur l’équation financière de cette offre et sa rentabilité. » EDF va devenir 100 pour cent étatique et peut certainement  avoir un raisonnement qu’on ne peut pas avoir. Peut-être qu’ils envisagent aussi de renégocier le prix ultérieurement » 

« La pertinence de ces appels d’offres se pose vraiment. Est-ce que ce secteur est ouvert à d’autres participants qu’EDF ? Nous n’avons pas de problème si le gouvernement souhaite lui attribuer systématiquement le développement de ces parcs, mais il faut que les règles soient claires »

NB : lors d’une  audition publique sur les innovations technologiques de l’éolien offshore de l’Office Parlementaire d’Evaluation des Choix scientifiques et  technologiques (2 février 20220) , certains participants s’inquiétaient :  « les  turbiniers européens  sont en mauvais état économique parce qu’ils se sont fait prendre à la course à la taille sans pouvoir rentabiliser leurs efforts de développement.  Le développement rapide de l’éolien off shore européen est pour eux  une question de survie.  Par contre les  turbiniers Chinois sont en pleine forme et il y a un vrai risque qu’ils balaient tout, comme pour le photovoltaïque »

Avec de tels appels d’offres, l’industrie éolienne européenne n’a plus besoin d’ennemis…et sera balayée avant d’être née.

Aide  d‘Etat clandestine, détournement de fonds public, abus de biens sociaux, concurrence déloyale ?… les concurrent évincés d’EDF ne devraient pas manquer d’arguments pour fragiliser  et attaquer juridiquement le résultat de l’appel d’offre.

Le moins qu’on puisse dire  est le contribuable sera appelé à subventionner chèrement un programme éolien off-shore insensé (40 GW, 50 parcs éoliens couvrant des milliers de kilomètres carrés marins) ; un programme inutile voire nuisible pour l’objectif de décarbonation de l’électricité (car exigeant un back-up fossile), ruineux pour les consommateurs, dangereux pour la sécurité d‘approvisionnement électrique, néfaste à l’économie locale, ravageur pour nos paysages littoraux et leur riche biodiversité,

lundi 13 mars 2023

Marché Européen de l’Energie : les propositions de la CFE-CGC

 

https://cfe-energies.com/nos-propositions-pour-la-reforme-du-marche-europeen-de-lelectricite/

 

La montée en flèche des prix de l'électricité met maintenant en évidence, pour différentes raisons, les limites de la conception actuelle de notre marché de l'électricité. [Le marché] a été développé dans des circonstances et pour des objectifs complètement différents. Il n'est plus adapté à sa finalité. C'est pourquoi nous, la Commission, travaillons maintenant à une intervention d'urgence et à une réforme structurelle du marché de l'électricité » (Ursula  Van Der Leyen, aout 2022 »

 

Appel à une réforme systémique

 

La CFE Énergies appelle à une réforme en profondeur du market design du marché européen de l’électricité  Cette réforme qui doit s’appuyer sur une approche industrielle et sociale est en effet la plus à même d’apporter une réponse structurelle et durable aux défaillances du marché de l’électricité que la crise, démarrée dès l’été 2021 avec la reprise des activités en Chine et amplifiée par le conflit russo-ukrainien, a mises en évidence.

 

Dans le contexte de crise que l’Union européenne connaît, évitons toute débâcle industrielle avec son cortège de délocalisations d’industries à forte intensité énergétique au profit de pays tiers, y compris d’Amérique du Nord, et conduisant à la perte d’emplois à haute valeur ajoutée et à la fragilisation d’un projet européen fondé sur la prospérité économique.

 

Dans le contexte créé par l’Inflation Reduction Act américain, pour protéger durablement et très rapidement la compétitivité énergétique de l’Europe, évitons les demi-mesures. Il est tout aussi indispensable d’éviter l’accroissement de la précarité énergétique qui creuse les inégalités, appauvrit les citoyens et donc fragilise leur adhésion au projet européen. La CFE Énergies s’inscrit donc dans le constat fait par la Présidente de la Commission européenne elle-même au plus fort de la crise sur un « marché qui ne fonctionne pas ».

 

Pour la CFE Énergies, cette réforme ne doit en aucun cas être guidée par tous ceux qui font des règles du marché un horizon indépassable, qui ont prôné le règne du tout marché sans aucune entrave pour ne priver les consommateurs d’énergie d’aucune des soi-disant opportunités offertes par le marché, et qui souhaitent que surtout rien ne change. A l’automne 2021 quand la flambée des prix a commencé sur les marchés, ces mêmes défenseurs de l’inaction considéraient que la crise des prix n’était que temporaire, qu’aucune réforme n’était nécessaire et que tout rentrerait dans l’ordre début 2022. L’histoire leur a donné tort au regard notamment des dommages causés par une exposition des consommateurs à la flambée et à la volatilité des prix de marché de l’électricité.

 

Pour le CFE Energies, ce sont bel et bien des remèdes structurels que la Commission doit envisager pour remédier aux dysfonctionnements du marché. Elle doit s’attaquer réellement aux racines profondes de la crise, à savoir le mécanisme de formation des prix et la foi dans une concurrence totale. Procrastiner pour ménager la chimère du tout-marché, créera les conditions des crises futures, et donc hypothéquera l’autonomie stratégique et la compétitivité énergétique de l’Europe.

 

La CFE Energies rappelle il faut avoir à l’esprit que l’électricité relève de la théorie des biens communs et non de recettes ultralibérales qui éludent les particularités techniques et sociétales de ce produit si particulier qu’est l’électricité. La Commission ne peut donc pas se contenter pour réformer le market design d’évolutions à la marge, assises sur des mécanismes qui eux préservent une logique de marché appliquée de manière aveugle comme certains le défendent. La CFE Énergies considère donc que la Commission doit aller bien plus loin que les analyses et recommandations de l’ACER.

 

Critique de l’idéologie de la concurrence : exemple des USA

 

En l’espèce, la Commission doit, dans la préparation de cette réforme du market design, prendre en compte la théorie économique qui rappelle qu’un monopole bien régulé est le plus à même de garantir aux consommateurs un prix reflétant l’optimisation des coûts du système électrique et aussi la sécurité du réseau. A l’inverse, déréguler de manière aveugle revient à tout désoptimiser ! Adam Smith, pourtant père du libéralisme et apôtre de la concurrence, ne préconisait-il pas un État puissant gardant sous sa coupe, hors marché, les activités indispensables à sa sécurité ? Tel est le cas des infrastructures électriques !

 

Dans cette perspective, la CFE Énergies rappelle que les conclusions du dernier rapport de l’évolution des prix au sein du G20 des services de la Commission démontre que l’effet de la concurrence sur les prix est décevant et que c’est en Europe que les prix de détail sont les plus élevés, pour les consommateurs comme pour les entreprises. L’actuelle flambée des prix ne fait que renforcer ce constat plus que défavorable pour l’Europe, pour sa compétitivité et le niveau de vie de ses citoyens face aux autres pays du G20.

 

Force est aussi de constater qu’aux États-Unis, ce sont les États ayant opté pour la concurrence intégrale à l’aval qui connaissent les prix les plus élevés et en plus forte hausse comparé aux États ayant gardé un marché aval et des prix régulés, voire un monopole public. Ces derniers sont d’ailleurs ceux qui protègent le mieux leurs citoyens en les faisant bénéficier de la compétitivité du mix de production propre à chaque État. Dès lors, puisque nul autre endroit au monde n’a mis en œuvre une ouverture du marché de l’énergie aussi profonde et uniforme qu’en Europe, et que la comparaison au sein du G20 n’est guère flatteuse pour le choix européen uniforme du tout marché, la réforme du market design gagnerait à tenir compte  du modèle américain ou canadien où chaque État ou Province est libre de définir son degré de régulation ou de dérégulation du marché de l’énergie. On ne pourra pourtant pas nier que ces pays fédéraux connaissent un degré d’intégration politique et économique aussi important, sinon supérieur, que l’Union européenne.

 

Les propositions : chaque Etat responsable de son mix énergétique, Contrat de long terme, régulation, acheteur unique, neutralité technologique, fin de la priorité d’injectiondes ENR, garanties de puissance pour les fourniseeurs alternatifs

 

La CFE Énergies demande donc que la réforme du market design ouvre la voie à une dérégulation subsidiaire qui laisserait à chaque État - Membre des marges de manœuvre pour définir ses propres remèdes, y compris sur le marché de détail, sans pour autant remettre en cause le marché de gros paneuropéen. Cette subsidiarité laisserait ainsi à chaque État - Membre la liberté de choisir ses outils de régulation et donc son modèle d’organisation du marché en cohérence avec son choix de mix électrique bas carbone. Conformément au Traité de Lisbonne, chaque État - Membre resterait responsable de l’adéquation entre sa production et sa consommation, et plus largement de sa sécurité d’alimentation électrique. Cette liberté régulatoire donnée aux États - Membres serait on ne peut plus fidèle à l’esprit des pères fondateurs de l’Europe, à savoir l’unité dans la diversité. Car sans liberté donnée au degré de dérégulation de chaque pays de l’UE, il ne peut y avoir de respect strict de la diversité des mix électriques nationaux garanti par le TFUE, ni de défense du bénéfice des choix nationaux de mix électrique pour les citoyens.

 

Plus largement, force est de constater que le modèle du tout marché, basé sur un marché Energy Only, qui a présidé jusqu’à présent à la construction européenne de l’énergie, a conduit à un marché paradoxal, myope, incapable d’envoyer les bons signaux économiques, tant aux producteurs qu’aux consommateurs, et a exposé ces consommateurs comme ces producteurs à la volatilité des marchés de gros, et donc à la volatilité et à l’explosion des prix. Cette volatilité des prix, limite les investissements et conduit à une limitation des capacités de production pourtant essentiels à la réussite du Green Deal, et augmentent ainsi le risque sur la sécurité d’approvisionnement des réseaux.

 

Parce que le marché actuel n’est pas à la hauteur des enjeux du Green Deal, il est indispensable que la réforme du market design ouvre la voie aux signaux économiques stables de long terme. Dans cette perspective, le développement des contrats de long terme tels que les CfD (contrats pour différence) et les PPA (Power Purchase Agreement) est un premier pas bienvenu en faveur de cet impératif de long terme. En effet, on a pu remarquer sur ces 15 dernières années que ces types de contrats, déjà ouverts à certaines énergies renouvelables, ont eu un effet certain sur l’installation de moyens de production de ce type d’énergies. Il est par ailleurs intéressant de remarque que c’est non pas la main invisible du marché mais la main consciente des Nations planificatrices qui ont permis ceci.

 

Pour autant, le développement de tels contrats risque fort de s’avérer insuffisant au regard de l’impératif de planification de long terme des investissements bas carbone, seule à même de garantir la sécurité des approvisionnements électriques de l’Europe sur le moyen-long terme. C’est pourquoi la subsidiarité régulatoire que la CFE Énergies appelle de ses vœux doit pouvoir ouvrir la voie, aux États – Membres qui le souhaitent, à la mise en place d’un opérateur public responsable à la fois de la contractualisation long terme pour les acteurs qui le souhaitent et de la planification long terme des investissements, comme prévu dans les premières directives sur le marché de l’électricité, notamment en 1996.

 

De plus, parce que la sécurité électrique de l’Europe repose sur la pérennité des moyens pilotables de production électrique bas carbone et leur développement au fur et à mesure du développement des énergies renouvelables électriques intermittentes, il est indispensable que les règles du jeu, tant pour la contractualisation long terme que pour l’accès au réseau, reposent désormais sur une stricte égalité de traitement entre moyens pilotables et moyens intermittents en supprimant l’accès prioritaire au réseau  dont bénéficient les énergies renouvelables et en améliorant la rémunération de la garantie de flexibilité des moyens pilotables bas carbone et enfin, en obligeant tous les moyens bas carbone de production d’électricité à des garanties de puissance pour le système électrique. La réforme du market design doit, pour la CFE Énergies, remédier à une distorsion régulatoire préjudiciable à la sécurité énergétique de l’Europe.




samedi 11 février 2023

Commission Schellenberger-Paroles de syndicalistes (2)-M. Jacky Chorin, FO

Commission d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France -réunion 30, 25 janvier 2023

CM. Jacky Chorin, représentant de la Fédération nationale de l’énergie et des mines (FNEM-FO), ancien administrateur EDF

Une politique absurde de la concurrence imposée par l’Europe au profit de l’Allemagne

« Après avoir écouté nombre des intervenants devant votre Commission, FO constate que beaucoup d’entre eux rejoignent les syndicats pour considérer que la concurrence est absurde dans l’électricité. Yves Bréchet, ancien Haut-Commissaire à l’énergie atomique, a ainsi indiqué que « cest une erreur fondamentale de penser que lon peut faire un marché dun bien non stockable », ajoutant qu’« on a fabriqué un outil qui est un outil de spéculation pure. On a fait gagner de largent à des gens qui nont pas produit un électron ».

De même, plusieurs intervenants, notamment Henri Proglio, estiment que cette concurrence a été l’outil de la Commission européenne et de l’Allemagne pour casser EDF et la découper en morceaux, afin de fragiliser le nucléaire et l’hydraulique. FO partage cette analyse. EDF a été, en effet, une véritable obsession de la Commission, comme en témoigne sa mise en demeure de 2015 contre la France sur l’hydraulique, au motif qu’EDF n’avait pas perdu encore assez de parts de marché.

Il est vrai aussi que les gouvernements français successifs ont aussi une lourde responsabilité dans ce désastre. Ils ont d’abord voté la concurrence en Europe et, quand les prix ont augmenté, ils ont mis en place des mesures ouvertement contraires aux engagements pris, suscitant en retour des réactions de la Commission. »

Le désastre de la loi NOME : Arenh, TRV, industrie

C’est par exemple à la fin du second mandat de Jacques Chirac, fin 2006, qu’a été créé le tarif réglementé et transitoire d’ajustement au marché (TARTAM), tarif de retour au marché pour les entreprises, qui devaient faire face déjà à une hausse des prix de l’électricité. Les mêmes avaient pourtant voté l’ouverture des marchés en 2004. La conséquence a été redoutable : la Commission a menacé d’intenter des procès contre la France et le gouvernement Fillon s’est finalement incliné sans combattre, avec la loi sur la nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME) de 2010.

Ce texte institue cette machine infernale contre EDF qu’est l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH) en créant de toutes pièces une concurrence factice, puisqu’EDF est contrainte d’aider ses concurrents, qui plus est avec un prix bloqué à 42 euros du fait de la Commission européenne. En conséquence, Jean-Bernard Lévy l’a rappelé, la dette augmente mécaniquement de 3 à 4 milliards par an.

Cette loi a aussi prévu deux autres dispositions structurantes et désastreuses applicables à partir de 2016. La première a mis fin aux tarifs jaune et vert pour les industriels, rejetés dans la main invisible du marché. Ces entreprises sont victimes de ce lien, dénoncé par tous, établi au niveau européen entre le marché du gaz et celui de l’électricité.

La seconde concerne le mode de calcul des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) pour les consommateurs domestiques et les TPE : avec le principe de contestabilité, le niveau des TRVE n’est plus fixé en fonction du coût de production d’EDF, mais de la capacité des fournisseurs alternatifs à concurrencer EDF. Il s’agit là d’une absurdité, dénoncée par l’Autorité de la concurrence. Les promoteurs de la concurrence avaient prétendu que celle-ci ferait diminuer les prix, le résultat est inverse : on augmente les prix que la concurrence subsiste.

Comme je l’ai déjà indiqué, la CRE propose d’accroître les TRVE de 100 %, alors que les coûts du mix électrique français ont très faiblement augmenté. Même si le gouvernement limite la hausse à 15 %, celle-ci sera reportée sur les années suivantes.

Le nécessaire retour à la souveraineté passe par la maitrise du marché

Pour sortir de cette impasse qui broie notre pays, la seule solution consiste à reprendre notre souveraineté et à revenir à une fixation des tarifs en fonction du coût du mix électrique français, pour tous les Français. Du reste, l’article 194 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE), trop souvent oublié, indique que le marché intérieur « n’affecte pas le choix d’un État membre de déterminer les conditions d’exploitation de ses ressources énergétiques, son choix entre différentes sources d’énergie ».

Les Allemands ont décidé de promouvoir une Energiewende fondée sur un mix fossiles/EnR qui fragilise toute l’Europe. Mais ils ne doivent pas demander à notre pays, qui a opéré des choix judicieux, de compenser la perte de compétitivité des industriels allemands en augmentant les prix payés par les Français. En effet, si le choix de la France en faveur du nucléaire ne se traduisait pas par des prix le prenant en compte, l’adhésion des Français à cette énergie indispensable pour respecter notre trajectoire bas carbone et la sécurité d’approvisionnement de notre pays risquerait de se fragiliser.

Par ailleurs, nous contestons vigoureusement les propos de Bruno Le Maire selon lequel, « si on était sortis aujourd’hui du marché européen de l’énergie, nous n’aurions pas eu l’électricité allemande dont nous avons eu besoin pour faire tourner les fours des boulangers ». Les interconnexions ont existé bien avant le marché européen ; elles existent aussi avec des pays qui sont en dehors de l’Union. De plus, à l’exception de la période récente, la France est structurellement exportatrice d’électricité. Il est inutile de faire peur aux Français en faussant sciemment le débat : ce sont bien les pays alentour qui ont besoin la plupart du temps de notre électricité et non l’inverse.

Le retour à un tarif de l’électricité fondé sur le coût du mix français est donc le point majeur pour assurer notre souveraineté énergétique. L’État touche aujourd’hui les limites de ce qu’il peut faire en termes de bouclier tarifaire, simplement parce que nous appliquons des règles de marché absurdes. Il est donc urgent de modifier ces règles et de suspendre l’ARENH, suspension explicitement prévue par le Code de l’énergie en cas de circonstances exceptionnelles.

Non à la politique allemande des ENR contre le nucléaire

Mais il nous faut aller plus loin encore. La Commission a fait de la promotion des énergies renouvelables (EnR) intermittentes l’alpha et l’oméga de la politique européenne, au point que des objectifs toujours plus élevés sont proposés. Paradoxalement, la France va être condamnée à une amende de 500 millions d’euros pour ne pas avoir respecté ses objectifs en matière d’EnR, alors qu’elle est bien plus vertueuse que la plupart des autres pays européens en matière d’émissions de CO2. Cette plaisanterie doit cesser. Notre objectif commun consiste à protéger la planète et non à implanter des éoliennes partout, avec des moyens de production non pilotables qui n’assurent pas la sécurité d’approvisionnement de notre pays.

La Commission européenne s’est alignée là encore sur les positions anti-nucléaires allemandes, mais nous ne pouvons en rester là et il faut maintenant mettre en avant des objectifs de moyens de production bas carbone, dont le nucléaire est l’élément principal et non des objectifs fondés sur les seules EnR.

Au demeurant, le manque de résistance du gouvernement sur ce sujet s’explique sans doute par le fait que la conversion pro-nucléaire du Président de la République est récente. Lors de son premier mandat, Emmanuel Macron a mis ses pas dans les orientations désastreuses de François Hollande, en fermant Fessenheim, en arrêtant le projet Astrid, en faisant voter une loi pour fermer quatorze réacteurs d’ici 2035, certes avec une échéance reportée de dix années, et en maintenant l’objectif de réduction de la part du nucléaire à 50 % du mix électrique.

Certes, le Président a fait volte-face dans son discours de Belfort il y a un an. FO soutient évidemment l’annonce d’un programme d’EPR 2, souhaitant qu’il soit mené jusqu’à quatorze réacteurs. Nous voulons également le prolongement des centrales existantes et rejetons la fermeture de centrales pour des raisons politiques. Pour autant, nous avons perdu cinq ans et la gestion de ce dossier lors du premier mandat a fragilisé notre filière nucléaire. Je rappelle qu’il s’agit là de la troisième filière industrielle de France avec 220 000 travailleurs. Vous me permettrez, à ce sujet, d’avoir une pensée pour les salariés de Fessenheim, qui ont assuré jusqu’au bout un service public exemplaire et qui ont été sacrifiés sur l’autel d’une idéologie prétendument verte.

Stopper la mise en concurrence de concessions hydrauliques

Ensuite, l’hydraulique est, de loin, la première énergie renouvelable de France, verte et pilotable. Sur ce point, le bilan des gouvernements successifs est également mauvais, puisque les investissements sont bloqués alors qu’EDF estime pouvoir développer trois à cinq gigawatts supplémentaires en dix ans. Depuis 2006, les gouvernements se sont inscrits dans l’ouverture à la concurrence demandée par l’Europe. Il y a là encore matière à scandale, car il est essentiel de maintenir l’hydraulique au sein d’une EDF intégrée avec une optimisation amont-aval telle qu’elle existe aujourd’hui, plutôt que d’initier une nouvelle destruction-désoptimisation de l’entreprise comme le prévoyait le projet Hercule.

Lorsque la loi française de 2015 a permis de prolonger certaines concessions existantes contre des travaux, la Commission a refusé le projet EDF de la Truyère pourtant fondé sur des objectifs de transition énergétique, au motif que cela n’était pas permis par la directive Concessions. Un important potentiel hydroélectrique, énergie renouvelable, n’est pas exploité uniquement pour des raisons idéologiques.

Il importe donc de régler rapidement cette question dans l’intérêt général et de renoncer à la mise en concurrence des concessions hydroélectriques, tout en préservant l’intégrité d’EDF, qui passe par le rejet du plan Hercule et du Grand EDF. Il faut reconstruire un service public ; les salariés n’en peuvent plus de toutes ces décisions erratiques, qu’elles viennent de l’Europe ou de la France.

L‘écoeurement des salariés

Malgré cette casse programmée et les milliards d’euros dépensés pour détricoter ce système intégré qui fonctionnait parfaitement, les salariés ont continué à assurer un service public de qualité dans des conditions de plus en plus difficiles. Mais quand ils voient les résultats de ce gâchis, ils sont écœurés.

Travailler pour des concurrents qui s’en mettent plein les poches grâce à l’ARENH sans prendre aucun risque ne doit plus être l’avenir du service public de l’électricité, si nécessaire à notre pays. Voir les entreprises mettre la clé sous la porte en raison de la hausse faramineuse des tarifs électriques, alors que le coût du mix électrique français est resté pratiquement stable n’est pas soutenable. L’État assaille EDF d’injonctions contradictoires, le paroxysme étant la décision inique du gouvernement d’augmenter le plafond de l’ARENH alors qu’EDF avait soldé ses positions, ce qui a entraîné une perte de 10 milliards d’EBITDA (bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement).

Aujourd’hui, nous avons véritablement besoin d’un État qui soit à l’écoute, qui retrouve la voie du service public et qui dise enfin à EDF ce qu’il attend d’elle, par exemple au travers d’un contrat de service public qui devrait être débattu au Parlement.

C’est pourquoi FO demande les éléments suivants :

- la suspension immédiate de l’ARENH avant son abandon pur et simple ;

- la fin de la concurrence dans les concessions hydroélectriques pour débloquer les investissements nécessaires ;

-la transformation des objectifs de moyen de production renouvelables en objectifs incluant toutes les énergies bas carbone ;

- l’application sans délai de la relance du nucléaire annoncée à Belfort ;

- l’instauration d’un tarif de l’électricité fondé sur le coût du mix électrique français.

Force Ouvrière soutient en outre la proposition de loi de nationalisation d’EDF émise par le député Brun, garantissant le caractère intégré d’EDF, premier pas vers le retour à l’EPIC.

Nous sommes en désaccord avec l’OPA lancée sur EDF : nous voulons une loi de nationalisation. Nous sommes en effet contre le statut de société anonyme, qui ne protège en rien le caractère intégré de l’entreprise publique. FO souhaite en réalité une nationalisation démocratiquement choisie par le parlement, avec à la clef un contrat de service public définissant enfin les attentes de l’État et de la représentation nationale vis-à-vis d’EDF.

Aujourd’hui, EDF connaît le plus mauvais des deux mondes : d’une part, la logique financière liée à la cotation ; et d’autre part l’augmentation de l’AREHN, qui s’est traduite par 10 milliards de perte d’EBITDA. Cela n’est plus possible.

Nous voulons refonder le service public de l’électricité à travers un vrai débat national. À cet égard, nous saluons la constitution de cette commission, qui nous permet de mener un débat politique sur une vraie loi de nationalisation.

Sur le gaz : revenir aux contrats de long terme

M. Jacky Chorin. Le gaz est de moins en moins présent en Europe. La Commission européenne ne croyait que dans les vertus du marché a fait tout ce qu’elle a pu pour casser les contrats à long terme (contrats take or pay) et a supprimé le monopole d’importation de Gaz de France. Comme M. Grillat l’a évoqué plus tôt, les monopoles d’importation ont été brisés mais les monopoles d’exportation ont été maintenus. La Commission avait ainsi poussé à son paroxysme une vision libérale qui est allée in fine à l’encontre des intérêts des Européens. Désormais, les contrats à long terme et les achats groupés qui devraient constituer une hérésie pour la Commission européenne reviennent en grâce.

À une époque, des organisations syndicales se sont battues pour fusionner EDF et Gaz de France, mais le choix politique a été différent. La loi du 9 août 2004 a ouvert le capital d’EDF et Gaz de France à hauteur de 30 %. Deux ans après, Gaz de France a été absorbé par Suez, qui a imposé son mode de fonctionnement. À l’époque, les députés croyaient à la création d’un champion national. Mais le gaz a été très peu été développé et la filière d’exploration production a été vendue. Aujourd’hui, le géant du gaz s’appelle Total.

Sur Fessenheim

L’État voulait fermer Fessenheim, la troisième centrale la plus sûre de France, mais ne voulait pas le dire dans un texte officiel, car il aurait alors dû régler des indemnités.  l’ASN fixe les règles les plus exigeantes du monde, en imposant le meilleur standard, le plus proche de l’EPR, lors de ses visites décennales. Aucun autre pays du monde n’est aussi rigoureux que nous. Il est objectivement stupide de dire que Fessenheim était la centrale la plus vieille centrale de France.