ÉCLAIRER L’AVENIR : L’ELECTRICITE AUX HORIZONS 2035 ET 2050 : rapport de la Commission Senatoriale Prix de l'Electricite

 ÉCLAIRER L’AVENIR : L’ELECTRICITE AUX HORIZONS 2035 ET 2050 : rapport de la Commission Senatoriale Prix de l'Electricité

Extraits : 

Europe et neutralité technologique : "Les textes européens qui vont l’encontre du principe de neutralité technologique sont contraires aux traités et doivent être révisés. Ainsi faut-il faire évoluer certaines législations adoptées dans le cadre du paquet « Fit for 55 ».

La commission d’enquête appelle à mettre fin à toute discrimination de l’énergie nucléaire au sein de l’UE. Cette énergie est la seule qui permette de décarboner massivement. Si le nucléaire n’est plus aussi tabou qu’auparavant à Bruxelles et si des progrès ont été faits depuis 2022 notamment dans le cadre de la réforme du marché européen de l’électricité, la neutralité technologique doit encore s’imposer dans certains domaines : les projets nucléaires doivent être éligibles aux programmes de financement de l’UE en matière d'énergie et bénéficier des prêts de la Banque européenne d’investissement. La création de projets importants d'intérêt commun européen (PIIEC) dans le domaine du nucléaire doit aussi se concrétiser rapidement."

Besoin d'une programmation énergétique : "La commission d’enquête réaffirme que la France a besoin d’une vision à long terme, fondée sur des bases scientifiques solides et non idéologiques, pour construire l’avenir de sa souveraineté énergétique et industrielle. L’énergie est un secteur où prévaut le temps long, la France doit donc se doter, dans les meilleurs délais, d’une programmation énergétique pluridécennale, qui pourrait ensuite être déclinée dans la PPE précisant objectifs et moyens sur 5 ans.

Réforme du marché européen : "Sur l’insistance d’un certain nombre d’États membres, en particulier la France, la Commission européenne a présenté, au début de l’année 2023, une réforme du marché européen de l’électricité, qui a été adoptée en décembre 2023. Cette réforme doit contribuer au développement d’un marché de long terme, favorable aux investissements dans la production d’électricité décarbonée et plus protecteur des consommateurs. Afin d’encourager la formation de signaux de prix de long terme sur les marchés, il est proposé aux États membres de déployer deux outils de financement, les Power Purchase Agreements (PPA), et les contrats pour différence bidirectionnels (CfD), lesquels peuvent couvrir l’ensemble des énergies bas-carbone, y compris le nucléaire."

Prévision de la consommation : devrait augmenter avec de fortes incertitudes : "Depuis les années 2000, la consommation électrique stagne et a même reculé ces dernières années, comme le souligne le graphique suivant. Cette tendance s’inscrit dans une demande globale d’énergie en berne, comme chez nos voisins européens."

Sans prétendre prédire l’avenir, mais après un examen rigoureux des différentes projections, la commission d’enquête estime que le scenario le plus raisonnable et plausible est celui d’un niveau de consommation électrique entre 580 et 615 TWh à l’horizon 2035 et environ 700 TWh à l’horizon 2050. Ce choix suppose néanmoins la nécessité d’un basculement massif des usages vers l’électricité...Ce scenario suppose aussi le renforcement des gains d’efficacité énergétique, dont le potentiel est de 100 TWH à l’horizon 2035, mais aussi des efforts de sobriété qui doit faire l’objet d’un plan national ambitieux

Cout des filières électriques : un rappel bienvenu : "Les méthodes utilisées pour comparer le coût des filières électriques souffre d’une lacune majeure. Elles ne prennent pas en compte les « coûts systèmes », c’est-à-dire les coûts supplémentaires induits par chacune des filières pour le système électrique dans son ensemble (réseaux, flexibilités, besoins de moyens de production de secours, etc.). En prenant en compte ces « coûts systèmes », plus les scénarios de mix électriques comportent une part significative d’éolien et de photovoltaïque, plus le coût de production moyen du système est élevé ... Les enjeux d’adaptation des réseaux d’acheminement sont trop souvent négligés. Or, Enedis et RTE prévoient 200 milliards d’euros d’investissements d’ici à 2040. S’ils sont en partie déterminés par les renouvellements liés au réseau de transport vieillissant, ces investissements sont également portés par l’électrification des usages et par le développement de nouvelles capacités de production éoliennes et photovoltaïques"

Une relance ambitieuse et durable de la filière nucléaire est incontournable : "la compétitivité économique des scénarios de relance ambitieuse de la production nucléaire est solidement étayée mais elle nécessite des modalités de financement adaptées permettant de réduire au maximum le coût de financement des projets."

"La prolongation du parc nucléaire en exploitation jusqu’à 60 ans est un enjeu crucial à l’horizon 2035. L’intérêt économique de cette prolongation ne fait aucun doute"

"à l’horizon 2035, le scénario de mix de production retenu par la commission, composé à 60 % par la filière nucléaire, permettrait de couvrir l’augmentation attendue de la consommation avec une marge suffisante susceptible de contribuer à la sécurité d’approvisionnement et de maintenir un solde exportateur"

"À l’horizon 2050, prolonger les centrales actuelles au-delà de 60 ans et construire 14 nouveaux réacteurs. Il est nécessaire de prolonger au-delà de 60 ans, dans le respect strict des normes de sûreté, un maximum de réacteurs du parc nucléaire actuel...

La commission d’enquête juge également incontournable la construction dans des conditions économiques optimisées d’un nouveau parc nucléaire de 14 réacteurs. Pour se prémunir des mésaventures passées, et alors que l’estimation du coût de construction des 6 premiers réacteurs a déjà été réévalué de 30 % au printemps 2024, aucun effort ne doit être ménagé pour assurer la maîtrise industrielle du projet...la commission d’enquête recommande de concevoir un modèle économique sécurisant permettant de réduire le prix de l’électricité qui sera délivrée par les nouveaux réacteurs. Ce modèle de financement impliquera une participation publique ainsi que des rémunérations garanties à EDF pendant les phases de construction et d’exploitation."

En fonction de différentes hypothèses liées, d’une part, au nombre de réacteurs qui pourront être prolongés au-delà de 60 ans1 et, d’autre part, au calendrier de déploiement du programme de nouveau nucléaire, le mix de production national résultant des scénarios étudiés par la commission d’enquête produirait entre 700 et 850 TWh en 2050. Entre 52 % à 61 % seraient assurés par des moyens nucléaires.

Garder des capacités gaz: "Pour garantir la sécurité d’approvisionnement nationale, la commission d’enquête estime indispensable de maintenir les capacités de production thermiques actuelles. Par ailleurs, compte-tenu de l’insuffisance maturité des filières thermiques décarbonées, et si la construction de nouvelles centrales fonctionnant au gaz naturel ne doit être qu’une solution de dernier recours en cas de risque avéré pesant sur notre sécurité d’approvisionnement, la commission d’enquête considère qu’il serait imprudent de se priver de cette possibilité."

Energies renouvelables et éolien en mer  : "Un déploiement raisonnable et équilibré de ces énergies renouvelables doit ainsi guider la décision publique" "La commission d’enquête considère que l’éolien en mer constitue un pari risqué, compte tenu des coûts réels de ces technologies, de leurs difficultés d’acceptabilité et de la faible maturité technique de l’éolien flottant. Les objectifs très ambitieux qui ont été affichés par le discours de Belfort ne pourront du reste pas être tenus."

Hydraulique : "Le développement de l’énergie hydraulique, énergie maîtrisée, rentable et décarbonée dépend aujourd’hui de la résolution du conflit, qui dure depuis plus de quinze ans, avec la Commission européenne concernant le régime juridique des concessions hydroélectriques" "C’est pourquoi *la Commission demande la création d’une commission composée de représentants de l’État, de représentants d’EDF et autres concessionnaires et des acteurs de la filière, d’experts notamment en droit et de parlementaires afin d’étudier les solutions qui pourraient être présentées à la Commission européenne.

Une vraie régulation du prix de l'électricité : "La commission d’enquête constate que, malgré les enjeux considérables qu’il sous-tend pour l’ensemble du système électrique et en dépit des promesses gouvernementales, « l’accord » conclu entre l’État et EDF officialisé en novembre 2023 a été négocié dans la plus grande opacité, ne protège ni EDF ni les consommateurs et organise la décorrélation structurelle des coûts de production et des prix de l’électricité en exposant totalement ces derniers aux aléas des marchés de gros. 

Simple feuille volante non signée, cet accord n’a aucune valeur juridique et l’affichage d’un prix moyen de 70 euros, souvent présenté comme un engagement, ne constitue en fait qu’un simple indicateur sans portée réelle, un pari risqué sur l’évolution des prix de marchés à termes. Un passé récent a pourtant montré à quel point il était imprudent de fonder le prix de l’électricité sur les fluctuations des marchés de gros. En exposant les consommateurs aux aléas du marché, en les privant de toute visibilité et en décorrélant de façon structurelle les prix des coûts de production, le dispositif retenu par le Gouvernement est tout sauf protecteur pour les consommateurs et compromet les perspectives de réindustrialisation du pays. Par ailleurs, puisqu’il ne prévoit aucune garantie de prix de vente, il expose dangereusement EDF à une situation de prix bas prolongés sur les marchés de gros

Diminuer la fiscalité pour réduire le prix de l'électricité : "Si elle exclut une baisse indifférenciée de la TVA, la commission d’enquête propose trois mesures visant à réduire sensiblement la fiscalité sur l’électricité : 1) Une accise sur l’électricité différenciée en fonction des volumes consommés ; 2)  une réduction ciblée de la TVA appliquée à une consommation électrique de base. Le taux de TVA serait ainsi réduit à 5,5 % pour les volumes de consommation annuels situés sous les seuils de : 4,5 MWh pour un foyer qui n’est pas chauffé à l’électricité ; 6 MWh pour un foyer chauffé à l’électricité. 3) La substitution d’une dotation budgétaire à la contribution tarifaire d’acheminement (CTA) qui finance le Régime spécial des industries électriques et gazières (RSIEG), dont le financement n’a pas à reposer sur les consommateurs d’électricité

En prenant comme référence les tarifs d’électricité moyens observés en 2024 la conjonction de ces deux ensembles de dispositifs permettrait des baisses de prix structurelles équivalentes à près de 7 000 euros sur la facture annuelle d’un boulanger qui consomme en moyenne 99 MWh par an  ; plus de 600 euros sur la facture annuelle d’un ménage qui consomme en moyenne 6 MWh par an.

Émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques. Et bien, le ministère ne sait pas trop et ne dispose d’aucune étude impact dans le contexte français !

 La fréquentation des ressources parlementaires réserve quelquefois des bonnes surprises. Ainsi pour cette question écrite posée par la sénatrice Anne-Catherine Loisier le 11/05/2023 : Émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques.

Le thème en est le suivant : « Pour produire de l'électricité, les émissions de la combustion du gaz, ainsi que celles du fioul ou du charbon, sont directement corrélées au rendement de l'unité de production concernée. Or il apparaît que la production évitée par les énergies renouvelables se traduit généralement par une modulation de la puissance de ces unités qui affecte directement leur rendement, interdisant ainsi, dans la pratique, des réductions théoriques d'émission qu'elles sont réputées permettre.

Des études, notamment de General Electric, suggèrent même que les émissions de GES des turbines à gaz peuvent augmenter lors d'une baisse supérieure à 50 % de leur régime de fonctionnement. »

Posons le problème plus clairement : un système électrique éolien 40% gaz 60% est probablement autant voir plus émetteur de gaz à effet de serre qu’un système électrique 100% gaz en raison d’un phénomène bien connu des thermiciens : une centrale à gaz utilisée de façon partielle et non optimale émet beaucoup plus de gaz à effet à de serre et de polluants qu’utilisée de façon optimale.

Donc le ministère de la transition écologique dispose-t-il d’une étude d’impact  estimant , dans le contexte français, les émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques ?

Le ministère a pris son temps pour répondre – 6 mois… et il n’apporte aucune réponse. Il se contente de rappeler les émissions de CO2 par source d’énergie (48gCO2/kWh pour le photovoltaïque, 18gCO2/kWh pour la biomasse, 14,8g CO2/kWh pour l'éolien en mer, 12,7g CO2/kWh pour l'éolien terrestre et 4g CO2/kWh pour l'hydroélectricité, contre 1001g CO2/kWh pour le charbon, 840g CO2/kWh pour le pétrole et 469g CO2/kWh pour le gaz), d’ailleurs sans mentionner le nucléaire ( 4g CO2/kWh), pourtant la première source d’électricité décarbonée en France.

Ce qui ne répond absolument pas à la question : en tenant compte de l’intermittence éolienne, de combien sont les émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques ?

 Donc, on  décide, au nom du défi climatique, de se lancer dans  45 GW d'éolien en mer (90 parcs de Saint-Nazaire Guérande) pour 2050 (et 100GW de terrestre)… et le ministère est incapable de sortir une seule étude d'impact  en chiffrant le bénéfice éventuel en termes d’émissions   de gaz à effets de serre.

0, nada, il n'y en a pas !

https://www.senat.fr/questions/base/2023/qSEQ230506667.html

RTE alerte sur l’augmentation des besoins de stockage de l’électricité indispensables avec la montée en puissance des énergies renouvelables

 Extraits :

Gabriel Bareux, Directeur de la R&D chez RTE , Claire Lajoie-Mazenc, conseillère scientifique chez RTE. 

 « Jusqu’en 2030/2035, nous pouvons couvrir les besoins en flexibilité du système électrique français grâce aux moyens existants :  les STEP, le pilotage d’une partie de la charge comme nous le faisons avec les chauffe-eaux ou encore les interconnexions avec nos voisins pour nous aider à lisser les besoins. Mais, au-delà de cet horizon, lorsque nos besoins seront passés à l’échelle supérieure, il nous faudra aller au-delà. »   

 « Dans les 6 scénarios élaborés par RTE dans « Futurs énergétiques 2050 », la capacité installée cumulée d’énergie solaire et éolienne est anticipée entre 180 et 345 GW, contre 32 GW en 2021. Nous aurons alors un besoin accru de flexibilité pour faire face au caractère variable de la production d’énergies renouvelables. Et ce, quelle que soit la part du nucléaire qui sera retenue dans le futur mix énergétique en France.

 Or, selon les modes de production d’énergies renouvelables, les besoins de flexibilités sont différents. Ainsi, le photovoltaïque voit sa production fluctuer dans la journée, mais également d’une saison à l’autre. De son côté, la variabilité de l’éolien a un profil hebdomadaire et saisonnier. Il faut donc, en face, prévoir des moyens de flexibilité pour la journée, la semaine et toute une saison. C’est là que le bât blesse. Car aujourd’hui, si nous disposons de batteries électro-chimiques, Lithium-Ion principalement, leur usage est limité à quelques heures.

Stockage horaire : les batteries

« Pour une durée d’utilisation de plus de 4 à 6 heures, le coût est prohibitif… Pour les flexibilités journalières, la technologie électro-chimique, comme le Lithium-Ion, tient la corde grâce à sa grande polyvalence. La production à grande échelle devrait pouvoir en faire baisser le coût... si la tension sur les ressources – dont le lithium et le cuivre – est maîtrisée. »

« De nombreuses études et mesures sont aujourd’hui prises pour assurer la sécurité de fonctionnement de ces batteries, qui présentent en effet à date un fort risque d’emballement thermique et d’inflammabilité. La génération technologique suivante sera un gros progrès. Leur mise au point est plus complexe que prévu. L’horizon de leur disponibilité à échelle industrielle ne cesse de reculer. Aujourd’hui, on mise sur une dizaine d’années.

Stockage hebdomadaire : les steps

Donc des steps hydrauliques classiques et des trucs plus bizarres et assez peu crédibles ou inquiétants : des poids qui montent et qui descendent le long d’une grue, des ballons qui remontent dans la mer, l’inondation d’un fjord en Norvège combinée à un STEP…

Stockage annuel ou saisonnier : molécules de gaz décarbonées

Les stockages à base de molécules de gaz décarbonées comme l’hydrogène ou l’ammoniac « fournissent une alternative intéressante pour le stockage saisonnier», Ainsi,, L’électrolyse permet de produire de l’hydrogène qu’il faut alors stocker. Puis, lorsque la demande augmente, l’hydrogène peut être réutilisé, par exemple dans une pile à combustible, pour fabriquer de l’électricité.. Il faudrait toutefois régler les freins actuels, qui ne sont pas minces : des coûts de production élevés, un transport très délicat, un stockage à grande échelle sous forme de gaz comprimé qui nécessite des enceintes de confinement.

NB : et surtout…un rendement global de 25% pour power to H2 to power !

Conclusion (merci à Thierry Caillon ) :

En résumé, compte tenu de l’augmentation prévue des ENR dans les années à venir, RTE indique :

1) qu'il faudra disposer de nouveaux moyens de stockage à grande échelle dès 2030 (cad dans 7 ans),

2) que ces moyens de stockage ne sont à ce jour pas encore matures technologiquement, et qu’il faudra compter à minima 10 ans pour qu’ils soient disponibles

3) que ces moyens de stockage ont actuellement un cout prohibitif, et que cela n’est pas prêt de s’améliorer, vu que l’augmentation des besoins et des couts pour l’approvisionnement des ressources lithium cuivre et autres métaux  fait consensus chez les industriels du secteur.

Et donc qu’il vaudrait mieux limiter au minimum la part des ENR dans le futur système électrique

https://www.linkedin.com/posts/thierry-caillon_si-on-pouvait-stocker-l%C3%A9lectricit%C3%A9-%C3%A0-grande-activity-7077184422038380544-pzKV/?utm_source=share&utm_medium=member_android

https://www.rte-france.com/stocker-electricite-grande-echelle

https://www.sfen.org/rgn/dark-doldrums-talon-achille-energiewende/#:~:text=%C2%AB%20Dark%2Ddoldrums%20%C2%BB%2C%20traduction,d'automne%20ou%20en%20hiver.

Dunkelflaute et besoins de stockage : des chiffres revus à la hausse

La production éolienne ne garantit pas un approvisionnement sûr

L’association internationale des producteurs d’électricité VGB PowerTech a publié en juin 2017 une étude sur la performance des éoliennes en Allemagne.  En dépit d’un doublement de la capacité installée depuis 2010 à actuellement 50 GW, la capacité garantie n’a guère évolué et elle est, avec 150 MW, toujours inférieure à 1 % de capacité installée.

Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production d’éolien et de solaire quasi nulle montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours ( soit 26 par ans) avec une production éolienne inférieure à 5 GW (10% de la capacité installée) et que chaque année se produit un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles. Cela montre bien que même un développement massif de l’éolien, tel que prévu par le gouvernement allemand, ne résoudra pas le problème. La production sera toujours quasiment nulle les nuits sans vent.

Le lissage de la production éolienne sur le plan européen demeure également limité dans des conditions d’anticyclone majeur. Selon VGB Power Tech, la production éolienne dans 18 pays européens peut temporairement baisser à ~ 4% (6,5 GW) de la puissance installée (150 GW en 2016).

VGB-Studie: Windenergie in Deutschland und Europa, 27.6.2017, https://www.vgb.org/studie_windenergie_deutschland_europa_teil1.html

https://twitter.com/OliverRuhnau/status/1504078458804129793

Dans le contexte de systèmes électriques 100% renouvelables, les  périodes prolongées avec un approvisionnement constamment rare en ressources éoliennes et solaires (Dunkelfalute) ont reçu une attention académique et politique croissante... Cet article explore comment ces périodes de pénurie sont liées aux besoins de stockage d'énergie.

Sur une étude  utilisant 35 ans de données de séries chronologiques horaires, notre analyse appuie les conclusions antérieures selon lesquelles les périodes où l'approvisionnement est constamment rare ne durent pas plus de deux semaines, nous constatons que le déficit énergétique maximal se produit sur une période beaucoup plus longue de neuf semaines. En effet, plusieurs périodes rares peuvent se suivre de près  et  il existe donc des périodes plus longues qui contiennent une accumulation de périodes fortement déficientes en vent .  Lorsque l'on tient compte des pertes de stockage et de limitation de recharge , la période de définition des exigences de stockage s'étend jusqu'à 12 semaines.

https://twitter.com/QvistStaffan/status/1427625795355349004

Storage requirements in a 100% renewable electricity system: extreme events and inter-annual variability, Oliver Ruhnau and Staffan Qvist 2022 Environ. Res. Lett. 17 044018, (2022)

Donc même conclusion : il vaudrait mieux limiter au minimum la part des ENR dans le futur système électrique .

Et de toutes façon, il est urgent de rétablir nos capacités pilotables dont nous nous sommes débarrassés un peu trop vite par excès de zèle  en lançant un programme de constructions de centrales à gaz.

Réponse de la Commission européenne à la crise énergétique de 2022. Une analyse du Pr Steve Thomas, PSIRU Public Services International Research Unit Université de Greenwich,

 

https://gala.gre.ac.uk/id/eprint/37893/7/37893_THOMAS_European_Commission_response_to_the_ebergy_crisis_of_2022.pdf

1) Le constat  Octobre 2022 : L’augmentation des prix du gaz à partir de 2021, exacerbée par l’invasion de l’Ukraine par la Russie en 2022 et d’autres problèmes d’approvisionnement énergétique, a conduit à une triple crise : sur le coût  de l’énergie ;  sur la fiabilité de l’approvisionnement énergétique; et sur le changement climatique.

Les mesures qui contribueront à atténuer ces trois problèmes – prix inabordables, risque de panne d’électricité et non-respect des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre – auront également des avantages politiques si elles réduisent la dépendance de l’UE vis-à-vis du gaz russe.

2. Les propositions de la Commission : La présidente von der Leyen a pris note des mesures déjà prises, notamment:

a) Réduction de la demande notamment de gaz et création d’une installation commune de stockage de gaz avec un objectif, déjà atteint début septembre 2022, d’atteindre 80% de capacité.

b)  Diversification loin du pétrole et du gaz russes.

 c) Des investissements massifs dans les énergies renouvelables.

 Nous nous concentrons sur les cinq mesures spécifiques proposées par von der Leyen pour les marchés de l’électricité et du gaz et qui devraient avoir un effet significatif au cours de l’hiver 2022/23. Il s’agit notamment des éléments suivants :

 1. Réduction de la demande de pointe d’électricité. 

2. Un plafond sur les revenus des entreprises produisant de l’électricité à faible coût, les revenus étant détournés pour soutenir les consommateurs et les entreprises vulnérables. 

3. Une contribution « solidaire » des entreprises de combustibles fossiles réalisant des bénéfices « inattendus », essentiellement une taxe sur les bénéfices exceptionnels. 

4. Mesures visant à améliorer la liquidité des marchés de l’électricité afin de contribuer à la sécurisation des marchés à terme. 

5. Un plafonnement des prix du gaz russe

Liquidité des marchés de l’électricité : la liquidité des marchés à terme serait faible et  affecterait  la capacité des sociétés énergétiques à acheter des contrats à long terme, donc leur capacité à offrir aux consommateurs des offres à prix intéressant  parce que les entreprises ne sauront pas quel prix elles devront payer pour leur électricité. Les mesures de liquidité n’ont pas été  reprises dans la proposition finale de la Commission et ne sont pas mentionnées dans la proposition adoptée par le Conseil. Ils semblent encore en cours de discussion, mais bien qu’ils puissent être utiles, ils auront un impact limité s’ils sont adoptés et ils ne sont pas discutés plus en détail ici.

Outre les propositions faites par la présidente von der Leyen, d’autres propositions ont été avancées par les gouvernements des États membres et pourraient être mises en œuvre. Les principales sont une extension de la proposition de plafonnement des prix à tous les approvisionnements en gaz importé et une proposition visant à subventionner le gaz utilisé pour produire de l’électricité.

Aux fins de l’analyse, il est utile de diviser les propositions en trois groupes: celles qui visent à réduire la demande; ceux conçus pour générer des fonds provenant de taxes exceptionnelles qui pourraient être recyclées pour soutenir les consommateurs vulnérables et à faible revenu; et celles visant à réduire le prix du gaz. 

3. Les causes du problème  Manque de ressources disponibles – tensions sur le gaz

L’invasion de l’Ukraine par la Russie, qui a entraîné des sanctions contre la Russie et une action de la Russie pour réduire les approvisionnements en gaz de l’Europe, a exacerbé les problèmes d’approvisionnement en gaz qui existaient déjà. Le prix international du gaz avait déjà augmenté de 400 % entre avril et octobre 2021 (ACER, 2021).

De graves problèmes sont apparus dans le secteur nucléaire Français avec, en moyenne, environ la moitié des réacteurs nucléaires français hors service pour 2022, réduisant la production attendue d’environ un quart par rapport à il y a 3-4 ans. Cela a conduit la France à importer d’importantes quantités d’électricité généralement produite à partir de gaz. Ces problèmes devraient se poursuivre jusqu’en 2023. À tout moment et tout au long de l’hiver, une poignée d’autres réacteurs seront également fermés pendant plusieurs mois pour les mises à niveau requises par l’examen périodique de la sûreté de 10 ans afin de permettre la prolongation de la durée de vie.

EDF prévoit que sa production nucléaire en 2022 sera de 280-300TWh contre 393TWh en 2018. .

En conséquence, la France sera un importateur net d’électricité toute l’année en 2022 et 2023 au lieu de seulement pendant les mois d’hiver et un hiver froid mettra le système français sous forte pression en raison du niveau élevé d’utilisation du chauffage électrique en France. Certains de ces réacteurs seront remis en service avant l’hiver 2022/23, une fois le rechargement en combustible et l’entretien de routine terminés. Cependant, 12 des 56 réacteurs sont fermés en raison de graves problèmes de corrosion auxquels il faudra au moins un an pour remédier avec d’autres réacteurs potentiellement touchés.

 La sécheresse de l’été 2022 a également affecté la disponibilité hydroélectrique dans toute l’Europe.

Remarques : oui, bon en ce qui concerne  le Grand Carénage, 8 unités de 900 MW sont revenues du grand carénage depuis 2020 soit 4 par ans, durée 6 mois environ , et ceci malgré  le Covid

Et un autre facteur important non mentionné  a été la baisse de la vitesse des vents sur toute l’Europe du Nord qui a entrainé un déficit de près de 30% de la production éolienne, partiellement compensé par du gaz  

4) Les causes du problème   : le modèle des marchés du gaz et de l’électricité

Les problèmes à l’origine des prix élevés de l’énergie peuvent être divisés en deux catégories : ceux qui affectent directement les prix de gros et de détail du gaz et ceux qui influent sur les prix de l’électricité. Un élément clé du problème est l’utilisation du modèle de marché des produits de base pour le commerce international du gaz, les marchés nationaux de gros du gaz et les marchés nationaux de gros de l’électricité.

Le modèle des produits de base, utilisé pour la plupart des produits de base échangés à l’échelle internationale, est basé sur les marchés au comptant internationaux dans lesquels les produits de base sont négociés à des prix visibles. Le prix au comptant est fixé par le prix offert par le producteur le plusélevé . Le marché comprendrait également plusieurs produits dérivés et instruments tels que des contrats à long terme, des contrats à terme et des options, mais le prix de ceux-ci serait fortement influencé et généralement indexé, du moins en partie, sur le prix au comptant du jour. Les avantages revendiqués de ce modèle sont:

- Il fournirait un prix de référence visible et facilement calculé qui déterminerait ou aurait une forte influence par indexation sur  le prix payé pour le produit. 

- L’offre et la demande s’équilibreraient généralement parce que le marché paierait suffisamment pour couvrir les coûts du producteur le plus coûteux nécessaire pour répondre à la demande et qu’il en résulterait la combinaison de fournisseurs la moins coûteuse utilisée pour répondre à la demande.

- Les signaux de prix du marché stimuleraient les investissements nécessaires dans de nouvelles capacités, incitant les producteurs potentiels à entrer sur le marché et forçant les producteurs à prix élevés à quitter le marché si le prix au comptant est inférieur à leur coût de production. Des prix élevés tendraient également à réduire la consommation réduisant les prix et des prix bas tendraient à augmenter la consommation en augmentant les prix

-En période de pénurie, il y a souvent une prime de prix en plus des coûts du producteur marginal, car les producteurs exploitent leur pouvoir de marché pour faire monter les prix. Cependant, en période d’excédent, les prix s’effondreront, les producteurs étant prêts à vendre à des prix aussi bas que leurs coûts marginaux plutôt que leurs coûts totaux, de sorte qu’ils auront au moins un revenu net même si cela ne couvre pas leurs coûts totaux. Ce revenu peut leur permettre de survivre jusqu’à ce que les prix augmentent, mais la position de ne pas couvrir intégralement les coûts n’est viable que pendant une courte période et le fournisseur devrait éventuellement quitter le marché si les prix payés continuent à être inférieurs à leurs coûts.

5) Pourquoi ça ne fonctionne pas !

Un modéle de marché inadapté entrainant des fluctuations trop importantes :  La hausse et la baisse spectaculaires des prix, connues sous le nom de « cycle porcin », sont caractéristiques des marchés des produits de base. Les pénuries entraînent des investissements qui font baisser les prix, ce qui entraîne à son tour la sortie des producteurs à coûts élevés, ce qui fait remonter les prix. L’amplitude des  fluctuations dépendra des caractéristiques du produit. Par exemple, une marchandise avec des substituts prêts à l’emploi et qui est facilement stockée sera capable de tolérer un déséquilibre entre l’offre et la demande beaucoup plus facilement qu’une marchandise sans ces caractéristiques.

Pour l’électricité, les possibilités de stockage sont très limitées et uniquement à court terme (quelques heures avec des batteries) et il n’y a généralement pas de substituts. En outre, il est nécessaire que l’offre et la demande s’équilibrent toujours si l’on veut éviter un effondrement catastrophique du système. C’est l’une des principales questions soulevées par l’utilisation d’un tel marché pour les marchés nationaux de l’électricité.

Le dogme de la concurrence :  Le dogme primordial de la Commission, c’est que les consommateurs ont le « droit » de choisir leur fournisseur d’électricité. Toutefois, étant donné que l’électricité est un produit standard, s’il n’y a pas d’avantage économique à avoir le choix et parce que les coûts supplémentaires imposés par la concurrence - duplication des fonctions, perte d’économies d’échelle - peuvent augmenter les prix, il peut s’agir d’un droit qui n’a aucun avantage pour les consommateurs et dont ils ne veulent pas.

Pour l’électricité, le marché de gros concurrentiel n’est pas un modèle viable

Pour qu’un marché de gros concurrentiel de l’électricité puisse être jugé efficace, il doit répondre à au moins trois critères.:  

- Il doit fixer un prix de référence qui détermine le prix auquel la majeure partie de l’électricité est achetée et vendue, directement ou indirectement via l’indexation des contrats.

- Il devrait offrir une place d’échange pour acheter et vendre de l’électricité à des prix fiables et reflétant les coûts, afin que les nouveaux vendeurs (producteurs) et acheteurs (détaillants) puissent entrer sur le marché et empêcher les acteurs existants d’exploiter leur pouvoir de marché, les nouveaux entrants sachant qu’ils seront en mesure de concurrencer équitablement les autres acheteurs/vendeurs.

-  Il devrait fournir des signaux de prix en temps opportun afin que les prix élevés reflétant une pénurie potentielle d’électricité réduisent la demande et stimulent les investissements à temps pour prévenir les pénuries d’électricité. En  période de bas prix/capacité excédentaire, les fournisseurs qui ne peuvent pas rivaliser à ces bas prix seront évincés du marché.

Aucun marché de gros de l’électricité de l’UE n’a satisfait aux trois critères, même lorsque  la capacité de combustible fossile était une option acceptable pour une nouvelle capacité de production

Étant donné que le délai de  construction, même pour une nouvelle capacité de production construite rapidement, est de cinq ans ou plus, il semble peu probable que les signaux de prix aient jamais été un mécanisme suffisamment fiable pour équilibrer l’offre et la demande. Assurer l’équilibre de l’offre et de la demande par ce mécanisme fait l’hypothèse peu plausible qu’une capacité suffisante sera suffisamment rentable pour répondre à la demande même aux pics de consommation..

Contrairement à d’autres produits de base, le producteur d’électricité marginal (le plus cher) ne sera requis que quelques heures par an et, lors d’un hiver doux, pourrait ne pas être nécessaire du tout et les propriétaires de centrales ne recevraient aucun revenu. Pour que les producteurs de pointe soient économiquement viables, le prix aux heures de pointe doit être très élevé afin qu’ils génèrent suffisamment de revenus pour couvrir leurs coûts fixes.

Pour dissiper ces préoccupations concernant la construction de nouvelles capacités de production et le maintien en ligne des centrales de pointe, de nombreux États membres ont introduit des enchères de capacité pour produire la nouvelle capacité nécessaire et des paiements de capacité pour récompenser les producteurs simplement pour avoir promis d’être disponibles pour produire si nécessaire. Ces mesures répondent à un besoin évident… mais elles sont en contradiction avec le modèle du marché

EPSU (European Public Sector Union) a   fait valoir depuis l’adoption de la Directive sur l’électricité de 1996 (Directive 96/92/CE)4 que le marché des produits de base est une conception inappropriée pour l’électricité.

Au cours de la dernière décennie, alors que ses défauts devenaient plus évidents, il a été largement reconnu que la conception existante ne serait pas appropriée pour un marché dominé par des sources de production à faible émission de carbone. Certains soutiennent que les modifications apportées à la conception résoudront le problème… mais les nouvelles conceptions proposées sont remarquablement absentes.

Remarque 1) l’idée  est que le « marché » n’a jusqu’ici fonctionné sans catastrophes  que grâce a des patch ( bricolages) qui sont en contradiction avec son esprit même : mécanismes de capacités, poids des fournissseurs nationaux intégrés et des contras à long terme.

2°) une note plus conséquente consacrée au fonctionnement du marché de l’elcetricité a étén élaborée par les mêmes auteurs (  Pr Steve Thomas, PSIRU  Public Services International Research) A suivre !

6) Critique des propositions de la présidente de la Commission

7.1. Réduction de la demande d’électricité

Les mesures fixent un objectif contraignant pour les États membres de réduire leurs demandes de pointe d’au moins 5 %. L’objectif est de réduire le risque de pannes d’électricité ainsi que la consommation de gaz, ce qui pourrait permettre une réduction supplémentaire des importations de gaz en provenance de Russie.  

La proposition prévoit: « un objectif obligatoire de réduction d’au moins 5 % de  la consommation brute d’électricité pendant certaines heures de pointe couvrant au moins 10 % des heures de chaque mois où les prix devraient être les plus élevés"

L’objectif contraignant s’adresse spécifiquement aux consommateurs qui peuvent offrir de la flexibilité grâce à des offres de réduction de la demande ou de transfert de demande sur une base horaire. » Et devrait être mis en œuvre au moyen de « mesures économiquement efficaces et fondées sur le marché, telles que des enchères ou des appels d’offres pour la participation active de la demande ou l’électricité non consommée ».

Il est donc clair que, contrairement aux projets de propositions initiaux où tous les consommateurs seraient ciblés, l’accent n’est pas mis sur les consommateurs résidentiels. Cela est raisonnable étant donné que ces consommateurs, en particulier les consommateurs à faible revenu, auront déjà réduit leur consommation au minimum en raison des prix élevés, et pourraient même consommer moins que ce qui serait nécessaire pour leur bien-être.

7.2 ) Taxes sur les producteurs inframarginaux et sur les combustibles fossiles

Deux propositions sont à l’étude: l’une taxer les producteurs inframarginaux qui reçoivent des prix beaucoup plus élevés qu’auparavant, bien que leurs coûts restent en grande partie les mêmes; et la seconde,  taxer les combustibles fossiles (pétrole, gaz) qui reçoivent un prix plus élevé encore une fois, malgré leurs coûts qui n’augmentent pas.

Taxes sur les  producteurs inframarginaux

La proposition de la Commission est  que, pour les sources inframarginales - elle mentionne les énergies renouvelables, le nucléaire et le lignite - un plafond de prix ex post soit fixé avec les recettes excédentaires récupérées auprès des producteurs et  redistribué aux consommateurs finaux. Deux propositions sont à l’étude: l’une taxerait les producteurs inframarginaux qui reçoivent des prix beaucoup plus élevés qu’auparavant bien que leurs coûts restent en grande partie les mêmes; l’autre taxant les combustibles fossiles qui reçoivent un prix plus élevé pour leur pétrole et leur gaz, encore une fois, même si leurs coûts n’augmentent pas. La Commission choisit de ne pas qualifier ces mesures d'«impôts exceptionnels », préférant les « contributions de solidarité ». Les taxes exceptionnelles sont toujours susceptibles d’avoir un attrait populaire car elles semblent récupérer les bénéfices excédentaires des entreprises qui réalisent ces bénéfices tandis que celles qui paient les prix élevés souffrent.

La Commission mentionne les énergies renouvelables et le nucléaire comme sources inframarginales. Cependant, ces sources ont des coûts marginaux faibles et ne sont généralement pas en concurrence sur les marchés journaliers. La plupart des énergies renouvelables sont payées à des prix non marchands, par exemple par le biais de tarifs de rachat garantis ou de contrats à prix fixe take-or-pay. Ils ne bénéficient donc généralement pas des prix élevés du marché

Le nucléaire ne peut pas participer de manière significative aux marchés journaliers en raison de son manque de flexibilité et, en raison de ses coûts fixes élevés, il est risqué pour lui de dépendre des prix au comptant pour ses revenus. Ainsi, il a tendance à être acheté et vendu en dehors des bourses de l’électricité via des contrats de couverture. Par exemple, EDF affirme : « En raison de la stratégie d’EDF consistant à vendre à terme sa production, le prix moyen réalisé de l’énergie nucléaire [au Royaume-Uni] en 2022 a été mis sur le marché à un prix moyen réalisé bien inférieur aux prix actuels et prévus du marché. »

Une proportion importante de l’électricité est achetée et vendue avec des générateurs/détaillants intégrés approvisionnant leur propre division de vente au détail

7.3. Mesures de réduction du prix du gaz 7.3.1. Un plafonnement des prix du gaz russe

Il a été proposé dans le discours de la présidente von der Leyen et dans les projets de propositions divulgués que le prix du gaz en provenance de Russie soit plafonné et il y a eu depuis des discussions entre les ministres pour plafonner les prix de tous les pays producteurs. Le niveau du plafond n’a pas été précisé. Toutefois, il n’a pas été fait mention d’un plafonnement des prix dans les propositions approuvées par le Conseil.

La présidente von der Leyen a déclaré que le gaz russe ne représentait que 9 % du gaz importé de l’Union en septembre 2022, contre 40 % avant la hausse des prix du gaz en 2021. Alors que les importations de gaz représentent plus de 90 % des approvisionnements de l’UE, l’impact d’un plafonnement du gaz russe sur les prix à la consommation ne peut être que faible et cette politique semble plus motivée par des considérations politiques (bien que potentiellement valable) que fondée sur le bien-être des consommateurs. D’un point de vue pratique, le risque semble être que Poutine coupe tous les approvisionnements de l’Union, augmentant ainsi la pression sur les prix du gaz. Poutine doit calculer qu’il faudra beaucoup de temps avant que l’Europe choisisse d’acheter du gaz à la Russie et couper les approvisionnements maintenant ne ferait qu’avancer l’inévitable.

D’un point de vue général, la quantité de gaz russe qui devrait être remplacée serait relativement faible, mais pour les pays d’Europe de l’Est fortement dépendants de la Russie pour l’approvisionnement, il peut être pratiquement difficile, voire impossible, de remplacer ces approvisionnements.

L’extension du plafond à d’autres pays producteurs risquerait de nuire aux relations avec les pays producteurs dont l’UE sera dépendante pendant de nombreuses années encore. Si un plafonnement des prix est introduit pour tous les producteurs, les pays producteurs sont susceptibles de diriger leurs approvisionnements vers des pays qui n’ont pas de plafonnement des prix. Un plafonnement du prix du gaz est donc une option qui doit être étudiée très attentivement avant de tenter la mise en œuvre..

 8 ) Conclusions

Au centre de nombreuses analyses du problème se trouve le fonctionnement du marché de gros de l’électricité, ce qui implique qu’il ne fonctionne pas correctement, en particulier le rôle de  la production à partir du gaz naturel qui détermine le prix au comptant.

Cette critique est erronée. Le marché fonctionne entièrement comme il est conçu pour le faire. Les pénuries potentielles et les coûts élevés génèrent des prix élevés qui devraient inciter de nouveaux entrants à moindre coût à entrer sur le marché. Les générateurs inframarginaux, comme cela se produit la plupart du temps, sauf en période de surcapacité, gagnent plus qu’assez pour couvrir leurs coûts. Là encore, il s’agit d’une incitation importante pour inciter les nouveaux entrants sur le marché à faire baisser les prix. Le problème n’est donc pas que le marché fonctionne de manière inappropriée, mais que le modèle choisi est inapproprié pour le marché de gros de l’électricité

Pour ce qui est de passer l’hiver avec des alimentations électriques intactes, la meilleure option pourrait bien être de ne rien faire. Les prix élevés du gaz de gros inciteront les fournisseurs à augmenter leurs volumes, tandis que les prix élevés de l’énergie inciteront les consommateurs à réduire considérablement leur consommation. Cependant, le coût humain d’une telle politique la rend impensable. La Fédération Européenne des Syndicats du Service Public  n’a cessé de le soutenir depuis que la Directive sur l’électricité de 1998 a imposé des marchés de gros concurrentiels.

Il est important que l’UE commence à réfléchir à l’organisation du secteur qui peut répondre au triple objectif d’approvisionnement énergétique,  de prix abordable, de fiabilité et de durabilité. Cependant, il est rarement judicieux de mettre en œuvre des changements de politique à long terme pendant une crise lorsque les perspectives peuvent être faussées par des préoccupations immédiates. Il est important de commencer à réfléchir aux options pour une conception sectorielle qui sera efficace dans un contexte de faible émission de carbone.

Toutefois, en termes d’actions, l’accent doit être mis sur la prise de mesures à court terme pour garantir la sécurité de l’approvisionnement énergétique et protéger les consommateurs des pires effets des prix élevés actuels, la plupart des aides étant destinées à ceux qui sont le moins en mesure de survivre à ces prix élevés. Ces mesures devraient être facilement réversibles lorsque la crise sera terminée

Les trois principales mesures discutées, la réduction de la demande de pointe en électricité, les contributions de « solidarité » des producteurs d’électricité et des sociétés pétrolières et gazières et les réductions du prix du gaz ont des attraits superficiels, mais il est loin d’être clair qu’elles puissent être mises en œuvre à temps pour être utiles, voire pas du tout.

Il est difficile de comprendre pourquoi les mesures de réduction de la demande se concentrent sur les demandes de pointe, étant donné que la pénurie potentielle concerne le carburant et non la capacité de production. La décision de concentrer ces efforts sur les gros consommateurs est sage et il ne doit pas y avoir de pression supplémentaire sur les petits consommateurs, en particulier les consommateurs à faible revenu et vulnérables, afin de réduire davantage leur demande compte tenu du risque pour leur bien-être que cela entraînerait.

Les « taxes  exceptionnelles ont un attrait public clair :  prendre des bénéfices indus à certaines entreprises en les redirigeant vers ceux qui ont besoin d’aide sera populaire. Néanmoins, ces propositions feront l’objet d’une forte résistance, et il est loin d’être certain qu’elles puissent générer  des sommes d’argent importantes

Les propositions visant à réduire le prix du gaz en plafonnant les prix de gros et en subventionnant le gaz pour la production d’électricité sont problématiques. Un plafonnement du prix du gaz russe semble susceptible de forcer la coupure complète des approvisionnements en provenance de Russie, ce qui exercera une pression accrue sur les prix sur les approvisionnements en provenance d’ailleurs.

Un plafonnement du prix payé aux autres producteurs risque de nuire aux relations avec des pays que l’UE peut difficilement se permettre de s’aliéner.

L’inclusion du nucléaire dans la taxonomie votée au Parlement Européen !

Pour la taxo, c’est la suite d’une longue histoire - depuis 2019 ! Quelques épisodes précédents sur ce blog

 https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/06/nouvelles-de-la-taxonomie-juillet-2011v2.html; https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/04/dernieres-nouvelles-de-la-taxonomie.html; https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/09/urgence-nucleaire-et-climatique-alerte.html; https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/04/taxonomie-europeenne-rapport-du-joint.html ;https://vivrelarecherche.blogspot.com/2022/06/taxonomie-la-nouvelle-salve-des.html

Le 6 juillet, le Parlement Européen a voté en faveur en faveur de l’inclusion du nucléaire et du gaz dans la taxonomie européenne.

Votes contre l’amendement ( donc en faveur du nucléaire ) : 328. Vote pour l’amendement ( donc contre le nucléaire ) : 258.  Il en aurait fallu 353 pour refuser l’acte délégué de la Commission.

La prise de position des autorités ukrainienne juste avant le vote en faveur de l’inclusion du nucléaire a surement joué un rôle non négligeable, coupant l‘herbe sous le pied aux organisations antinucléaires très mobilisées et très présentes  qui affirmaient que voter le texte revenait à trahir l’Ukraine.

Le 11 juillet, le Conseil des Etats a pris la même position que le Parlement  : aucune majorité qualifiée renforcée (20 pays, 65 % de la population de l’UE) ne s’est dessinée  en faveur d’un veto.

Le nucléaire est donc maintenant  inclus dans la taxonomie Européenne (ainsi que le gaz, sous des conditions très restrictives)

Détails du vote au Parlement européen

Vote des députés français :  (Pour signifie pour l’inclusion du nucléaire)

RN : 13 pour ( pratiquement tout le monde), 0 contre, 0 absentions,  6 absents(surtout ceux qui ont été élu en juin 2022 au Parlement Français )

PPE : 8 pour ( excellent discours et forte mobilisation de François-Xavier Bellamy ), 0 contre, 0 abstention

Renew ( Macron) : 21 pour (dont Christophe Grudler ( très fortement mobilisé pour, a joué un rôle moteur), Stépahne Séjourné, Pascal Canfin) ; 2 contre ( Catherine Chabaud, Pascal Durand), 0 contre, 0 abstention

Verts/Ale: 0 pour, 12 contre, 0 abstentions  :  ils sont tous là Jadot, Delli, Cormand, Rivasi, Toussaint. Pas un écolo à la mode finlandaise ou suédoise ( pro nuc)

Sociaux Démocrates : 0 pour, 6 contre, 0 abstentions : tous là eux aussi : Glucksmann, Lalucq, Larouturou…

La Gauche ( LFI) : 0 pour, contre 2 , abstention 1 ( Emmanuel Maurel, ex PS, très critique sur le « mix éolien et gaz »  allemand) abstention 2  (élus au Parlement français)

Vote de l’ensemble  des députés européens :

ID : 53 pour , 3 contre,  0 abstentions ( les contre sont  danois et autrichien, tous les français ont voté pour )

ECR ( droite eurosceptique ) : 62 pour, 0 contre, 0 abstention : carton plein, donc, principalement ex-pays de l’Est,Tchéque, Polonais,  aussi qqs Pays-Bas, Italiens (Fratelli), Espagne (Vox)

PPE : 104 pour, 37 contre, abstention : 7. Tous les députés français PPE ont voté pour, Les contre sont pour beaucoup des Allemands, Belges, Portugais, Autrichiens. Parmi les pour, deux  poids lourds de la CDU (Manfred Weber, Rainer Wieland.)

Renew : 59 pour, 27  contre, 9 abstentions . A l’exception de 2, les députés français ont voté pour ( bravo Christophe Grudler) . Contre : des Lithuaniens, Belges (dont Guy Verhofstadt), Néerlandais, Suédois, Italiens, Danois

SD :  21 pour, 92 contre, 12 abstentions. Tous les Français ont voté contre. Ont voté pour : 7 Roumains,  1 Hongrois, 3  Maltais,  2 Bulgares,  2 Lettons, 1 Tchéque, 1 Polonais, 1 Finlandais, 1Chypriote, 2 Slovaques )

The Left : 1 pour ( Tchéque),  31 contre ( dont tous les Français sauf  Abstention 1 (Emmanuel Maurel )

Verts Ale : 0 pour,  66 contre (dont tous les francais) , 0 pour, Abstention : 1 (Saluons le lithuanien  lithuanien Stasys Jakeliūnas)

Non Inscrits : 18 pour (essentiellement hongrois), 13 contre (Catalans, Italiens Cinq etoile , Grec)  Abstention 4

Action syndicale  et hommage des ministres européens de l’énergie :

Cette inclusion du nucléaire dans la taxonomie, c’est aussi une victoire syndicale importante, deux ans de combat et de mobilisation  avec notamment deux  courriers à la Présidente de la Commission européenne (first letter to the Commission of 28 January 2021 Letter from Trade unions in the European sector, 12 trade unions from 6 European countries, second letter of 23 July 2021, Follow-up letter from trade unions in the European nuclear sector, 18 trade unions from 10 European countries) et  aux Eurodéputés (20 may 2022, Letter from trade unions on taxonomy CDA aux parlementaires européens membres des commission ECON, ENVI et ITRE), et sans compter l’action de nos syndicats à leurs niveaux nationaux respectifs.

Cette action syndicale a été reconnue dans une tribune parue la veille du vote des eurodéputés,  et signée par les ministres de l’énergie de 10 pays de l’Union Européenne : ( Bulgarie, Croatie, Finlande, France, Hongrie, Pologne, République Tchèque, Roumanie, Slovaquie, Slovénie)

Intitulée «Nucléaire : il est vital que l'Europe accélère » elle comportait le passage suivant signé Agnès Pannier-Runacher :

 « En conséquence de quoi nous soussignés rejoignons l’opinion de 20 syndicats de travailleurs belges, bulgares, tchèques, finnois, français, hongrois, lithuanien, roumain, slovaques et slovène du secteur énergétique pour déclarer que l’inclusion du nucléaire dans la taxonomie européenne est vitale pour combattre le changement climatique et accroitre l’indépendance énergétique. »

Merci Madame, le Ministre, bel hommage à l'action syndicale

Pour la version française : https://www.lesechos.fr/idees-debats/cercle/opinion-nucleaire-il-est-vital-que-leurope-accelere-1771918#xtor=CS1-26

Rappelons que ce sont les syndicats français (ou plutôt leurs fédérations de l’Energie et de la Métallurgie) qui sont à l’origine de cette mobilisation syndicale : CFE-CGC, CGT,  FO et CFDT ont été exemplaires.

Extraits des interventions syndicales :

Dans la même période, plusieurs syndicats européens de l’énergie (pour la France, l'interfédérale FNME-CGT, CFE-CGC Énergies, FCE-CFDT, FO Énergie et Mines, CFE-CGC métallurgie) auxquels se sont joints des syndicats bulgares, finlandais, belges, hongrois et roumains) ont écrit à la Commission Européenne pour  demander l’inclusion du nucléaire dans la taxonomie :

 

« Exclure l’énergie nucléaire de la taxonomie européenne conduirait donc à fragiliser toute une filière (plus d’un million d’emplois en Europe dont 220 000 en France) qui fournit pourtant actuellement près de la moitié de l’électricité à faible teneur carbone dans l’Union Européenne, permettant ainsi d’économiser annuellement l’émission de plus d’un demi-milliard de tonnes de CO2. En outre, les secteurs utilisateurs de cette énergie, notamment les électrointensifs au cœur de l’industrie européenne, seraient eux aussi fortement impactés….Pour la CFE-CGC, la transition de l’Europe vers sa neutralité carbone ne peut se priver de l’avantage du nucléaire, car c’est la clef de la réussite du Green Deal porté par la Commission européenne. » Communiqué CFE-CGC,  03 - 02 – 2021)

 

 Dans la foulée, l’interfédérale FNME-CGT, CFE CGC Énergies, FCE-CFDT et FO Énergie et Mines écrivait au Président de la République pour lui demander de s’engager résolument « pour éviter l’exclusion du nucléaire de la taxonomie européenne, décision qui aurait des conséquences très négatives pour l’industrie française et les engagements climatiques français et européens. […]C’est en défendant la neutralité technologique bas carbone de la taxonomie et donc l’inclusion du nucléaire que la France apportera sa pierre à d’édifice d’un projet européen climatiquement responsable qui fait de la sécurité énergétique, de la relance économique, de l’ambition sociale et de la relocalisation industrielle ses priorités, tout en préservant son autonomie stratégique en matière énergétique et industrielle. » Communiqué CFE-CGC, 22 mars 2021)