Commission Schellenberger : les politiques et le CEA, des experts ostracisés Audition 10 ) Yves Bréchet

 1) La fonction de Haut-Commissaire au CEA : un devoir de franchise totale

J’ai occupé la fonction de Haut-commissaire à l’énergie atomique de 2012 à 2018, soit deux mandats de trois ans, à l’issue desquels j’ai souhaité ne pas être renouvelé. J’ai rejoint la compagnie Saint-Gobain en qualité de directeur scientifique en 2018. Depuis 2019, je préside le conseil scientifique de Framatome. J’ai conservé une activité de recherche et de collaboration avec des universités étrangères.

En quoi consiste la fonction de Haut-commissaire à l’énergie atomique ? …Il est ainsi le conseiller de l’exécutif pour les questions scientifiques et techniques relatives à l’énergie nucléaire. Il peut saisir les ministres intéressés de propositions relatives à l’orientation générale scientifique et technique du CEA.

…Il est membre du comité de l’énergie atomique, qui examine toutes les questions relatives au CEA…Il est le conseiller scientifique et technique de l’administrateur général du CEA pour l’orientation générale de l’établissement, ce pour quoi il est assisté d’un conseil scientifique, qu’il préside…Il est responsable de la chaîne de sécurité de l’intégrité des moyens concourant à la dissuasion et ne relevant pas du ministère de la défense…

Chaque titulaire de la fonction l’exerce avec son style propre. Pour ma part, j’ai adopté un positionnement exclusivement technique, et transmis mes rapports aux autorités concernées, à l’exclusion de toute diffusion publique. J’ai théorisé cette pratique de la façon suivante : ce devoir de réserve absolu, revendiqué dès ma nomination, va de pair, à mes yeux, avec un devoir de franchise totale. Je ne me suis jamais départi ni de l’une, ni de l’autre.

Les documents émanant du Haut-commissaire sont à diffusion restreinte. Tous ont systématiquement été transmis aux conseillers techniques des ministères concernés, principalement ceux chargés de l’environnement et de l’énergie, de l’industrie, de la recherche et de la défense, ainsi qu’aux cabinets du Premier ministre et du Président de la République.

En six ans, j’ai dû rédiger ou piloter environ 4 000 pages de rapport… Haut-commissaire, n’excédant pas dix pages, portaient sur un point nécessitant une information directe et rapide. Par exemple : Sur la nécessité des RNR, Opportunité des petits réacteurs modulaires (SMR), Radiothérapie, Épidémiologie des cancers de la thyroïde, Les échelles de temps dans le nucléaire, Opportunité de développer la filière thorium, La participation française aux rapports du GIEC ou encore La chimie séparative au CEA et son application hors nucléaire.

 

2) Comment la cohérence d’une stratégie industrielle a cédé la place à l’opportunisme d’une stratégie de communication

 

L’électricité produite par le nucléaire est essentiellement décarbonée. Dans une optique de lutte contre le réchauffement climatique, il est absurde de dépenser des milliards pour la décarboner. Le démantèlement des centrales est une technologie certes maîtrisée, mais qui créera moins d’emplois que leur fermeture n’en supprime.

 

Le fonctionnement des centrales est sûr. La létalité de l’énergie nucléaire est faible, par comparaison avec les autres sources d’électricité, notamment les sources fossiles. La gestion des déchets est garantie par les technologies de leur vitrification et de leur stockage géologique profond, dans lesquelles la France a une avance reconnue.

 

Le problème des ressources en uranium est résolu par la technologie des neutrons rapides et par la fermeture du cycle, qui permettent d’utiliser l’uranium appauvri et de maintenir le bilan en plutonium. La filière à neutrons rapides, dans laquelle la France était pionnière, a été abandonnée en 2018, par une décision à courte vue qui restera dans l’histoire comme un modèle de stupidité ou de cynisme.

 

Il importe de comprendre comment la cohérence d’une stratégie industrielle a cédé la place à l’opportunisme d’une stratégie de communication. L’historique de la filière et l’inventaire des difficultés industrielles rencontrées permettent de mieux comprendre la situation actuelle…

Ne pas avoir construit de réacteurs pendant les vingt ans qui ont suivi (le plan Messmer) a induit une perte de compétences industrielles, une dégradation de l’outil de production et un délitement du tissu de sous-traitants, dont nous payons aujourd’hui le prix. La doctrine de libéralisation des marchés appliquée à l’électricité, dont la nature non stockable demeure à ce jour incontournable, et la démission des États européens face au besoin pourtant croissant de fournir à tous les citoyens une énergie à bon marché, a amené à une déstructuration ayant pour conséquence une situation économiquement et politiquement intenable, caractérisée par des prix négatifs et une déstabilisation des réseaux.

La gestion de l’intermittence des énergies renouvelables (ENR) et leur déploiement massif, conjugué à la perte de capacités pilotables, signalée à plusieurs reprises par l’autorité de sûreté nucléaire (ASN), ont induit une grave dépendance au gaz à l’échelle européenne, présentant un risque géopolitique grave. Je pourrais ajouter aujourd’hui que l’histoire récente nous en donne la preuve.

Le prix à payer pour ces erreurs historiques sera lourd. La destruction, à l’heure même de l’urgence climatique, de ce qui a été un fleuron industriel du pays et qui constitue l’un de ses meilleurs atouts dans la lutte contre le dérèglement climatique, l’absence de stratégie claire de remplacement du parc dans le domaine électronucléaire, le sacrifice d’outils industriels amortis et au fonctionnement sûr, la confusion entretenue entre la lutte contre le réchauffement climatique, qui suppose une décarbonation de notre énergie, le manque de lucidité sur les liens organiques entre la dissuasion nucléaire et la propulsion, et les technologies industrielles civiles, tout cela relève au mieux de l’ignorance, au pire de l’idéologie.

3) L’arrêt de la filière à neutrons rapides ou l’étranglement discret du nucléaire

Sauf à supposer que personne, dans les ministères et les administrations, ne lit les rapports techniques, la décision d’arrêter le projet Astrid a été prise en connaissance de cause. J’ai rédigé quatre notes à ce sujet. Le CEA a remis, lors d’une réunion interministérielle, un dossier très complet, tant sur les aspects techniques du projet que sur ses implications industrielles et en termes de relations internationales, concernant notamment les collaborations initiées avec le Japon. J’ai de surcroît remis un rapport détaillé sur les options de fermeture du cycle et son état de maturité.

La note que je vais vous lire date d’août 2017, soit juste avant que la décision ne soit officiellement prise. Elle remet en perspective la décision à prendre, à l’aune de soixante-dix ans d’investissement du contribuable, et décrit, en des termes non techniques, les conséquences de la décision qui était sur le point d’être prise.

La question de la fermeture du cycle des matières nucléaires constitue une illustration de la nécessité d’une instruction technique approfondie des dossiers. La fermeture du cycle vise à éviter l’accumulation des déchets nucléaires, principalement constitués de plutonium, et à tirer le maximum d’énergie des matières premières issues du minerai d’uranium.

Il se trouve que les réacteurs à neutrons rapides (RNR) sont capables de brûler tous les isotopes du plutonium, donc de transformer ce déchet en ressource, et peuvent également brûler l’uranium naturel et l’uranium appauvri. Ils peuvent donc transformer les déchets en ressource et consommer toutes les matières fissiles issues de la mine.

À l’heure actuelle, personne n’est capable de dire quelle proportion d’énergie décarbonée non nucléaire est compatible avec nos sociétés industrielles. On ne sait pas quelles sont les capacités de stockage réalistes. On ne sait pas quelles modifications du réseau de distribution sont indispensables. On ne sait pas quelle part de production et de consommation localisées est compatible avec un mix énergétique donné. Quant à la production d’électricité décarbonée à partir d’énergies fossiles, rendue possible par un stockage de masse du CO2, elle est à ce jour un vœu pieux.

Quoi qu’il en soit, l’utilisation, même « modérée », du nucléaire impose de fermer le cycle, sous peine de laisser la filière nucléaire s’étouffer sous ses propres déchets. Ne pas fermer le site condamnerait à terme le nucléaire dans notre pays.

Renoncer à cette option sans le dire forcerait la décision politique de façon malhonnête, en donnant de facto au nucléaire un statut d’énergie de transition. La conserver préserve au contraire la possibilité de l’usage du nucléaire dans la proportion qui sera nécessaire, car, à tout moment, les flux de matière entrant et sortant seront équilibrés, sans accumulation s’agissant des déchets non ultimes. Ne pas fermer le cycle, c’est rendre le nucléaire non viable car non durable. C’est irresponsable et politiquement indéfendable, car cela prive le politique d’une marge de manœuvre et revient de facto à décider à sa place…

L’arrêt du programme Astrid a été pris au plus haut niveau de l’exécutif, par le Président de la République et le Premier ministre. Toutes les informations étaient disponibles et ont été sciemment ignorées.

4) Les relations entre expertise scientifique et politique

Pourquoi, en six ans de mandat et malgré mes demandes réitérées, le comité à l’énergie atomique n’a-t-il été réuni que deux fois, dont une seule dans sa configuration légale, et non chaque année, comme il l’a été s’agissant du nucléaire militaire, soit dit en passant ? Pourquoi est-il rarissime de recevoir un retour sur un rapport technique ? Pourquoi tant de rapports, tels le rapport d’Escatha-Collet-Billon, disparaissent-ils sans laisser de traces ? Pourquoi les avis réitérés de l’Académie des sciences et de l’Académie des technologies sont-ils reçus dans un silence poli ?

Ces dysfonctionnements ont des causes profondes.

La première est malheureusement l’inculture scientifique et technique de notre classe politique. Au temps de la génération qui a reconstruit le pays, les élèves de l’ENA recevaient un cours de Louis Armand, arrière-grand-père de votre rapporteur, sur les sciences et les technologies de la France industrielle. Il faut avoir eu ce cours en mains pour comprendre ce que cela signifiait. Sans faire d’eux des ingénieurs, il leur donnait la mesure du problème. Cette connaissance les rendait bien plus efficaces que ne le sont des ingénieurs n’ayant d’ingénieur que le titre.

La seconde est le rôle des conseillers techniques dans les cabinets ministériels. Quel que soit le prestige de leur diplôme, ils sont censés conseiller, sur des sujets qu’ils ne maîtrisent généralement pas, un ministre qui ne se pose même pas la question. Trop souvent, leur préoccupation première est de ne dire à leur ministre que ce qu’il a envie d’entendre, pour ne pas nuire à leur carrière à venir. Il n’est guère surprenant que lesdits conseillers ne manifestent qu’un enthousiasme limité à l’idée de réunir un comité à l’énergie atomique qui aurait tôt fait de mettre à jour leurs lacunes.

Au fond, par-delà la question du nucléaire et de la souveraineté énergétique, c’est l’instruction scientifique et technique des dossiers politiques qui doit être repensée de fond en comble. Que les corps techniques de l’État forment correctement leurs jeunes au lieu de se contenter d’être les chiens de garde de chasses gardées ! Que les conseillers soient en état de conseiller, ce qui suppose qu’ils réapprennent à analyser le fond des dossiers et à l’éprouver auprès des experts qui leur font rapport, au lieu d’être nommés sur la foi d’un titre fraîchement acquis !

De telles instances existent ailleurs, notamment aux États-Unis et au Royaume-Uni, et fonctionnent. J’ai eu à examiner les rapports Quadriennal Energy Review (QER) et Quadriennal Technology Review (QTR) sur la transition énergétique produits sous la présidence de Barack Obama

Le comité civile de l’énergie atomique M. le président Raphaël Schellenberger. Je résume. Le comité civil de l’énergie atomique, qui, selon la loi, doit être réuni une fois par an,…MYves Bréchet. Sous la présidence du Premier ministre.  M. le président Raphaël Schellenberger. …n’a, à votre connaissance, été réuni que deux fois depuis 2012. M. Yves Bréchet. Oui.

 

Je l’ai vu réuni une fois à mon arrivée, présidé par Mme Fioraso, qui était ministre de la recherche_pas par le Premier ministre –, puis une seconde fois sous la présidence de Manuel Valls, Premier ministre. Ce sont les deux seules fois, en six ans, où je l’ai vu réuni ; à ma connaissance, il ne l’a pas été depuis que je suis parti.

L’État est une merveille qui est capable de faire fonctionner ses propres institutions contre ses  propres lois. Je trouve cela absolument fascinant.

J’ai mis longtemps à comprendre la raison pour laquelle le comité n’était pas réuni. Chaque année, je demandais qu’il le soit et, chaque année, les conseillers des ministères disaient « c’est compliqué, ça n’intéresse pas les ministres, on ne trouvera pas de date dans l’emploi du temps ». J’avais beau leur dire que c’était dans les textes, que la loi l’imposait, rien n’y faisait.

En fait, c’est très simple : quand vous n’instruisez pas correctement les dossiers, vous n’avez sûrement pas envie que des dossiers correctement instruits par des gens qui connaissent le sujet – même si vous pouvez les accuser d’être biaisés – arrivent sous les yeux de ceux qui vous considèrent comme conseillers. Donc la structure a été vidée de son contenu. Le dysfonctionnement de l’analyse scientifique et technique des dossiers en ce qui concerne l’énergie atomique – j’espère que ce n’est pas vrai partout – se manifeste aussi dans le dysfonctionnement organisationnel.

Atouts et faiblesses de la filière nucléaire

La filière électronucléaire française demeure un atout du pays. En héritage de décennies d’investissement, les compétences scientifiques et techniques demeurent au sein du CEA, d’EDF, de Framatome et d’Orano. Lorsqu’elles sont mobilisées dans un contexte où l’outil industriel est fiable et la réglementation stable, par exemple en Chine et au Royaume-Uni, nous voyons que l’atout industriel existe encore et reste de bon niveau.

Toutefois, il faut bien admettre que les tergiversations multiples des gouvernements successifs dans la politique nucléaire ont grandement endommagé la réputation de la France comme partenaire fiable – mais pas son image de ressource de compétences « à pomper », ce qui n’est pas exactement la même chose qu’un partenariat. En ce qui concerne l’industrie nucléaire à l’export, les pays qui gagnent sur les marchés internationaux sont ceux dont la filière est fortement soutenue par leur État, comme le démontrent les exemples de la Corée du Sud, de la Russie, de la Chine et à présent des États-Unis.

Le drame de l’électronucléaire français, qui est techniquement solide s’il est associé à un tissu industriel mobilisé, a trois causes. Tout d’abord, la perte, depuis une trentaine d’années, du tissu industriel et des compétences en matière de gestion des très grands projets, dont nous n’avons pas fini de subir les conséquences dans de nombreux secteurs. Ensuite, l’absence de politique claire et la multiplication de discours non suivis d’actions concrètes depuis plusieurs années – le contraste avec le plan Messmer est cruel. Tant qu’il n’y aura pas de politique claire avec des engagements clairs et concrets dans la durée, le domaine du nucléaire restera en dessous de ce qu’il doit être. Enfin, la conjonction de flottements décisionnels, de politiques pusillanimes, de dirigeants d’entreprises ayant peur de leur ombre et de froisser le prince, et la démultiplication d’autorités de sûreté dont le travail de qualité est entravé par des communications intempestives. Tout cela rend très difficile la conduite d’une politique industrielle et énergétique rationnelle, et amène à mettre hors service, au pire moment, des outils industriels qui pourraient remplir leur fonction de façon tout à fait sûre.

Les atouts restants du nucléaire français peuvent et doivent contribuer à la souveraineté industrielle et énergétique du pays, ce qui suppose – j’espère que votre commission d’enquête fera passer ce message – de prendre enfin le taureau par les cornes. Il faut prendre conscience du caractère essentiel de l’énergie et de l’atout que nous avons en mains en cessant de le sacrifier à une soumission sans discernement à des intérêts qui ne sont pas les nôtres. Il faut comprendre enfin la temporalité des actions : on répond aux exigences du jour avec les technologies disponibles, on prépare l’avenir par la recherche, on réalise aujourd’hui par les investissements qui ont été décidés hier.

Il faut nommer aux postes clés des personnes compétentes et courageuses ayant le sens du bien public.

Ce sont des Marcel Boiteux, des Michel Hugues, des Jean-Claude Leny, des André Giraud, des Robert Dautrey qu’il faut mettre aux manettes ! Je suis persuadé qu’ils existent encore, mais on ne les trouve pas courbés dans les couloirs des ministères ni pliés dans les valises des compagnons de route.

Sur le CEA et les ENR

La mutation du CEA en Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEAEA) témoigne de cet opportunisme et de la volonté de l’établissement, grande maison aux volontés impérialistes nullement négligeables, de préempter ce sujet chéri dans les ministères. Au sein du CEA, les ENR constituaient un État dans l’État, dont le patron avait son rond de serviette au ministère. En revanche, la défense de son action dans le domaine du nucléaire civil, qui n’était pas bien en cour, a été une lutte de tous les instants, menée courageusement par les deux administrateurs généraux avec lesquels j’ai travaillé.

Sur la sécurité, l’IRSN et l’ASN

La démultiplication d’autorités de sûreté dont le travail de qualité est entravé par des communications intempestives.

Disposer d’une autorité de sûreté indépendante comme l’ASN est un atout. Mais la concurrence médiatique à laquelle se livrent l’ASN et l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) n’est pas une bonne idée.

Le nucléaire est le seul domaine où l’on considère qu’une instruction sera meilleure si elle est réalisée sur la place publique. Le secret de l’instruction vise au contraire à mener un examen critique dépassionné des sujets. Autant il semble sain que les dossiers instruits sortent sur la place publique, autant exposer le problème revient à encourager le catastrophisme, ce qui a des conséquences délétères.

En tant qu’ingénieur, lorsque je suis confronté à un défaut dans les matériaux des centrales, je m’interroge non sur la non-conformité au règlement, mais sur la dangerosité du défaut, pour estimer s’il appelle une action immédiate, avant l’hiver. Puis, j’essaie de le reproduire pour en trouver les causes. Cela se fait calmement, hors de l’arène, de façon à parvenir à une décision qui tienne debout….

 

Commission Schellenberger : Paroles de syndicalistes 1)

 Commission d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France- Commission Schellenberger

 Un système désoptimisé, déconstruit, dégradé 

 M. Philippe Page Le Mérour, Secrétaire du CSE central (CGT) « Les directives ont exigé de la France la séparation des activités de production, de transport et de distribution de l’électricité. Nous nous sommes retrouvés dans des situations ubuesques, allant jusqu’à des divergences entre les avis de RTE et d’EDF sur le maintien de la centrale de Fessenheim. Chacun gère désormais ses propres affaires en boutiquier : plus personne ne défend une vision de long terme et d’intérêt national.

M. Arnaud Barlet (CFE Energies). Nous devons aussi rappeler l’intérêt de l’entreprise intégrée. En effet, si un opérateur intégré possède une centrale hydraulique, une centrale nucléaire et des énergies renouvelables, il lui est plus aisé de chercher à les optimiser et d’arbitrer entre leur utilisation. Au contraire, le morcellement de la production sur le territoire met à mal l’optimisation

 

M. Philippe Page Le Mérour. Le Gouvernement a garanti qu’Hercule n’était plus à l’ordre du jour dans le document de l’OPA, mais je rappelle qu’il ne l’était pas davantage auparavant, puisque le dossier n’a prétendument jamais existé. Nous n’obtenions des bribes d’information que par la presse. Le montage de désintégration de l’entreprise et de bradage au privé des parties les plus rentables à court terme a surtout fait l’objet de discussions en coulisses entre le Président de la République, le PDG sortant et l’autorité chargée de la concurrence au sein de la Commission européenne à Bruxelles.

 

Nous considérons que nous avons emporté la victoire, mais nous restons vigilants. Un autre Hercule pourrait être dans les cartons. Cependant, il est certain que nous sommes à l’heure des choix. Les représentants de la nation ne peuvent laisser se poursuivre la désintégration de la boutique : ils doivent en refaire un service public. Tant que cela n’aura pas changé, le PDG gèrera EDF comme un boutiquier, sans vision à long terme d’un service public qui aurait la capacité à construire son parc nucléaire remboursé au fil du temps sur les factures. Il en va de même pour le parc hydraulique :

Des décisions irresponsables pour la sécurité d’approvisionnement

 M. Philippe Page Le Mérour, "L’électricité est un produit de première nécessité non stockable qui doit être géré en permanence, respectant une équation simple, dans laquelle les lois de la physique prennent le dessus sur les lois du marché, et suivant laquelle la production doit être égale à la consommation. Pour couvrir la production, il faut être certain de bénéficier d’une quantité de moyens de production pilotables égale en tout temps au pic potentiel de consommation d’électricité en France – lequel n’est aujourd’hui plus couvert…

Nous avons observé la perte de 12 gigawatts de capacités pilotables ces dix dernières années, liée à la fermeture de la centrale de Fessenheim et des centrales thermiques d’Aramon, de Porcheville et du Havre, qui, certes, ne fonctionnaient pas chaque jour, mais sécurisaient le réseau à tout moment. Ces choix ont été faits à l’encontre du bon sens, dans des circonstances différentes. L’ensemble des organisations syndicales au sein du CCE avaient émis des avis négatifs à la fermeture de Fessenheim, appuyés sur diverses expertises prouvant l’aberration d’une telle mesure qui n’était pas imposée par des enjeux économiques, ni de sûreté, ni d’environnement. La fermeture des centrales thermiques, quant à elle, résulte d’une politique de boutiquiers. »

RTE prévoyait des difficultés pour les hivers 2022 et 2023 en se fondant sur le calendrier du grand carénage. Certes, des imprévus sont survenus. Toutefois, RTE ne s’est jamais opposé à la fermeture de Fessenheim ou des moyens thermiques, en préférant miser sur un taux de disponibilité des énergies renouvelables et des interconnexions de manière particulièrement optimiste.

Le nucléaire fragilisé par une politique de stop and go

M. Arnaud Barlet,  Au-delà d’EDF, la filière a beaucoup souffert de l’image véhiculée sur le nucléaire. La perspective de fermeture de douze tranches supplémentaires prévue par la programmation pluriannuelle de l’énergie actuelle (PPE) pèse en outre sur l’attractivité de l’entreprise. Malgré le nouvel élan donné par le discours de Belfort, les viviers de recrutement restent assez faibles, compte tenu du temps de formation des jeunes et de leur faible intérêt pour les filières techniques.

 

Les compétences nucléaires s’acquièrent dans la durée : il faut plus de dix ans pour construire une centrale nucléaire. Aussi, si les salariés quittent l’entreprise avant d’y avoir passé une quinzaine d’années, nous ne pouvons capitaliser sur les compétences qu’ils auront développées. C’est ce qui explique l’importance de la préservation de notre statut et de notre système de retraite, qui a l’avantage de fidéliser les agents puisqu’ils en bénéficient après quinze ans d’ancienneté.

 

M. Julien Laplace, élu FCE-CFDT au CSE Central. Cette perte de compétences est notamment liée à la gestion en stop and go de la filière nucléaire, comme d’autres d’ailleurs. 

L’idéologie Negawatt et la sous-estimation des besoins électriques

Mme Virginie Neumayer, représentante syndicale FNME-CGT au CSE Central. La consommation d’électricité a été dramatiquement sous-estimée ces dernières décennies. Nous faisons face à une pénurie d’électricité, dont les conséquences économiques sont sans commune mesure avec un dimensionnement suffisant des moyens de production pilotables. Avec l’ensemble des représentants du personnel, nous avons conduit des travaux concernant les scénarios prospectifs. Nous estimons que les besoins pour assurer une électricité décarbonée en 2050 sont de l’ordre de 850 térawattheures – soit 200 térawattheures de plus que le scénario N3 du RTE. Ce calcul est corroboré par plusieurs études européennes.

Commentaire : et par l’Académie des Sciences https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/11/les-futurs-energetiques-2050-de-rte.html

Mme Virginie Neumayer. Le président du directoire (de RTE)  avait indiqué dans une conférence de presse en 2017 que nous étions passés à 1 gigawatt de mesure d’interruptibilité sur le réseau. Pour y répondre, les pouvoirs publics ont suggéré de travailler sur les contrats d’effacement. Ces derniers ont certaines limites…. Nous entrons finalement dans un cercle de récession industrielle et les usagers expérimentent un sentiment de déclassement quotidien.

L’idéologie de la libéralisation- pillage 

Mme Virginie Neumayer. Les prix de marché ne reflètent pas les coûts de production et d’investissements futurs. Le niveau de rémunération dans l’ensemble des activités d’EDF est bas et insuffisant. Il est aussi peu représentatif de l’ensemble des services que nous rendons au système électrique.

 

Dans la même période de libéralisation du secteur de l’énergie, nous avons assisté à une offensive sans précédent contre EDF, ses motivations et même sa structure, allant jusqu’à un pillage pur et simple de ses ressources avec l’Arenh. Dans ce contexte, les affaires courantes étaient gérées comme celles d’une autre entreprise, ce qui induisait de ne pas dépenser trop d’argent pour les effectifs et les investissements utiles à l’avenir. Dans un domaine aussi capitalistique que celui de l’énergie, et, a fortiori, du nucléaire, les conséquences ne sont pas immédiatement visibles, mais elles nous rattrapent aujourd’hui.

 

Mme Virginie Neumayer. Depuis vingt-cinq ans, la libéralisation du secteur en a fragilisé la maîtrise publique et a dégradé notre souveraineté énergétique. Le personnel en subit les conséquences au quotidien, notamment en matière du sens qu’il donne à son travail – dont il ne faut pas minimiser la charge symbolique : il est différent de travailler au service de la nation ou d’une entreprise quelconque.

Nous avons su réussir de grands projets industriels. Le plan Messmer est toujours reconnu comme le plus grand succès industriel des quarante dernières années, grâce, notamment, à l’électricien public national et son personnel statutaire. Nous sommes alertés par la filialisation latente de l’ingénierie au sein d’EDF, notamment du personnel chargé de la conception du nouveau nucléaire. Un tel sujet soulève des questions de responsabilité en tant qu’exploitant, mais aussi de concepteur de centrales nucléaires. ..

 

L’entreprise donne par ailleurs des contre-signaux sur la réinternalisation, et notamment sur la R&D. La R&D permet d’anticiper et de traiter les difficultés rencontrées sur le parc nucléaire. Outre le développement d’un outil performant de contrôle non disruptif de la corrosion sous contrainte, nous avons par exemple pu traiter des phénomènes d’apparition des dépôts sur les crayons combustibles. Or, après sept années consécutives de diminution des effectifs, près de trois départements de R&D ont été supprimés. C’est inacceptable.

Les propositions de la Grèce pour la réforme du marché européen de l’électricité

Résumé : L’augmentation spectaculaire actuelle des prix de l’électricité a prouvé l’inadéquation de la structure actuelle du marché de l’électricité, principalement basée sur le coût marginal de la source la plus chère qui est maintenant le gaz naturel.

Cette organisation du marché a été adoptée pour favoriser le développement des énergies renouvelables lorsque celles-ci en étaient à un stade initial. Aujourd’hui, cependant, la crise énergétique a souligné la nécessité de dissocier les prix de l’électricité de la flambée des prix du gaz et d’adopter un nouveau modèle de marché qui distingue les ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande et les ressources à la demande, en fonction de leur contribution respective au bouquet électrique.

Cette modification du marché pourrait assurer environ une baisse de 50 % des prix de l’électricité, étant donné que les sources à la demande (telles que le gaz naturel) ne représentent qu’un tiers du mix électrique, une part qui continuera de diminuer à mesure que la transition énergétique s’accélère.

https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-11398-2022-INIT/en/pdf

1) La nécessité de repenser un modèle de marché qui est en « défaillance systématique »

Depuis cet été 2021, la hausse sans précédent des prix du gaz naturel en Europe a considérablement augmenté les prix de l’électricité. Au cours de l’hiver 2021-2022, les prix du gaz naturel sont demeurés cinq fois plus élevés que les années précédentes. En conséquence, les prix de gros de l’électricité ont plus que quadruplé au cours de la même période sans aucun signe clair de désescalade dans un avenir proche. La production d’électricité à partir du gaz naturel dans les États membres de l’UE représente moins de 20 % du total, mais le gaz naturel constitue le principal facteur marginal de fixation des prix. Étant donné que la production à partir du gaz est nécessaire la plupart du temps pour équilibrer le système et fournir des services auxiliaires, le producteur le plus coûteux (d’où le fixateur de prix) dépend du gaz naturel.

Ainsi, dans plus des 2/3 des cas, le prix de compensation du marché de gros de l’électricité reflète le coût du gaz naturel. Par exemple, pour un prix du gaz naturel de 100 EUR/MWh et 80 EUR/tCO2 EU ETS, le prix de gros de l’électricité est d’environ 220 EUR/MWh.

Cependant, le coût total moyen réel de l’électricité est nettement inférieur. Le nucléaire, les énergies renouvelables et l’hydroélectricité, qui produisent près des deux tiers de l’électricité totale dans les États membres de l’UE, ont un coût total actualisé, y compris les coûts d’investissement, inférieur à 100 EUR/MWh.

Tout revenu supérieur à ces coûts totaux constitue un bénéfice supplémentaire, qui n’aurait pas été versé dans un marché fonctionnant bien.

En d’autres termes, le coût moyen total de la production d’électricité est systématiquement inférieur d’environ 50 à 60 % au coût marginal. Néanmoins, c’est ce dernier qui détermine les prix d’équilibre du marché et les paiements des clients finaux.

Les « ressources énergétiques à coût marginal faible ou nul » couvrent la plus grande partie de la production d’électricité dès aujourd’hui et elles vont continuer à s’accroitre considérablement dans les années à venir. Ces ressources ne peuvent pas produire d’électricité à la demande, c’est-à-dire qu’elles produisent de l’électricité lorsqu’elles sont disponibles, et ne peuvent pas répondre aux signaux du marché. En outre, ils sont généralement construits sur la base d’accords d’achat d’électricité publics ou privés, ce qui signifie des contrats de différence (CfD) rémunérant la technologie énergétique à leur coût total actualisé sur une période suffisante dans le futur. De cette façon, ils obtiennent le coût du capital le plus bas possible, ce qui est important puisque leur structure financière est presque exclusivement constituée de dépenses en capital.

Par conséquent, les bénéfices supplémentaires qu’ils peuvent tirer des marchés de gros, comme cela s’est produit l’année dernière, en raison de la fixation incertaine et volatile des prix du gaz naturel, ne faciliteront guère les investissements supplémentaires dans ces technologies.

Par conséquent, rémunérer toutes les ressources (y compris celles dont le coût marginal est nul) sur la base des prix du gaz naturel entraîne un coût supplémentaire inutile pour les consommateurs et un marché inefficace.

La conception actuelle du marché de l’électricité ne tient pas compte des évolutions du secteur des énergies renouvelables, car, contrairement à la production d’électricité à base de gaz moins chère et durable, l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables (ENR) sera désormais beaucoup moins chère. Il est évident qu’un marché conçu pour appliquer une tarification au coût marginal ne répond pas à l’objectif lorsque le système est dominé par des ressources à faible émission de carbone et à coût marginal nul. Cela conduit à une défaillance systématique du marché : les coûts marginaux restent constamment supérieurs aux coûts moyens totaux et il n’y a aucun moyen de les faire converger, ce qui est exactement ce qu’un marché qui fonctionne bien doit faire.

Une nouvelle organisation du marché – les principes fondamentaux  de l’organisation révisée du marché :

Ces principes économiques fondamentaux sont doubles :

a) La rémunération basée sur les CFD (contrats pour différence) avec des prix reflétant le coût total actualisé est l’instrument financier approprié pour permettre les investissements dans le nucléaire, les énergies renouvelables et l’hydroélectricité et pour faire profiter les consommateurs des avantages d’une production à faible coût

b) Une rémunération reflétant la rareté et les coûts marginaux est souhaitable pour les ressources déployables à la demande pour équilibrer le système, fournir des services auxiliaires et compléter la non-disponibilité éventuelle des énergies renouvelables

Les ressources qui nécessitent une rémunération basée sur CfD présentent les caractéristiques suivantes:

(1) Fonctionner lorsqu’elles sont disponibles,en fonction des caractéristiques techniques et des ressources, et non à la demande (2) Les dépenses en capital dominet leur structure de coûts (3) Il n’y a pas de changement dans le coût unitaire lors de l’augmentation ou de la diminution de leur fonctionnement.

Les ressources présentant de telles caractéristiques sont les énergies renouvelables, le nucléaire, la cogénération à haut rendement et l’hydroélectricité fatale. En outre, la même catégorie comprend le stockage d’électricité associé à des énergies renouvelables intermittentes.

Les ressources qui peuvent être incluses dans un marché au comptant dans lequel les coûts marginaux déterminent les prix d’équilibre du marché sont les centrales à combustibles fossiles, les centrales hydroélectriques fonctionnant aux heures de pointe, la participation active de la demande et le stockage de l’électricité (dissocié des sources d’énergie renouvelables). Ces ressources sont pilotables et fonctionnent à la demande. En outre, ils encourent des variations de coûts marginaux lors de la modification de leur niveau d’exploitation.

La minimisation des coûts nécessite de définir un ordre de mérite basée sur l’augmentation des coûts marginaux. En outre, la rareté éventuelle des ressources à la demande (par exemple en cas de pénurie) justifie que les prix d’équilibre du marché soient supérieurs aux coûts marginaux.

Une nouvelle organisation du marché reposant sur la priorité d’injection aux pilotables et un acheteur unique pour les mécanismes de capacité.

Commentaire @thierry Bros Adoptons proposition 🇬🇷 de juillet 2022 :

- priorité d'injection du nucléaire puis hydraulique au fil de l'eau, solaire et éolien (70€/MWh)

- l'équilibre par le reste au prix de marché

- Avec 70% d'électricité prioritaire et à prix fixe il faudrait que les 30% d'équilibre soient à 770€/MWh sur l'année pour arriver au cap 🇫🇷 de 280€/MWh.

Tout le monde est gagnant ! C'est simple et lisible.

https://twitter.com/thierry_bros/status/1611613098124939264

La nouvelle organisation du marché devrait reposer sur les principes suivants:

• Les ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande soumettent des offres basées sur le volume sur le marché day-ahead (DAM), et non des offres économiques. Ces offres basées sur le volume reflètent les meilleures prévisions possibles de leur fonctionnement le lendemain. Avec cette offre, ils assument la responsabilité de l’opération en temps réel, sont soumis à des coûts de déviation et peuvent participer aux marchés intrajournaliers et d’équilibrage.

• Pour leurs offres basées sur le volume dans le marché day ahead,  ces ressources sont rémunérées en fonction des contrats de différence conclus avec des tiers privés ou le secteur public, quel que soit le DAM.

• Dans le cas où ces ressources déclarent ne pas couvrir les différences par des contrats bilatéraux ou publics, elles peuvent participer à un pool non obligatoire (pool d’énergie verte) géré par un organisme public (ou un organisme privé dûment habilité) agissant en tant qu’acheteur et vendeur unique pour les entités de service de charge et les consommateurs.

• Les offres basées sur le volume de ces ressources peuvent correspondre à des ressources groupées qui peuvent inclure le stockage et éventuellement une agrégation d’installations renouvelables. L’exploitant du système examine les offres basées sur le volume du point de vue de la précision des prévisions et des possibilités d’exploitation du système et peut accepter ou réduire les volumes déclarés. La réduction éventuelle suit les règles au prorata.

 • Dans l’étape suivante, le Day Ahead Market considère que les volumes acceptés des ressources ci-dessus qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande sont des volumes incontournables. Ainsi, l’opérateur de marché soustrait les volumes acceptés des déclarations de chargement. La charge restante (charge nette) correspond à la demande à laquelle les ressources à la demande doivent répondre. Ensuite, les ressources soumettent des offres combinées prix/volume selon les règles actuellement appliquées et le marché est compensé de la même manière qu’il est compensé aujourd’hui.

• Les entités de service de charge et les consommateurs paient à des prix d’équilibre du marché pour l’énergie achetée dans le barrage de charge nette. Ils peuvent également acheter auprès du pool d’énergie verte, si cela fonctionne. Ils ont également des obligations de paiement dans le cadre de CFD qui sont conclus de manière indépendante.

• Les points ci-dessus décrivent un DAM en deux étapes: la première étape effectue l’acceptation et l’agrégation des offres basées sur le volume par les ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande. La deuxième étape consiste à équilibrer la charge nette (après soustraction des volumes acceptés de la charge) en utilisant les offres des ressources à la demande.

• Les marchés intrajournaliers et d’équilibrage restent inchangés.

Bien que les participants soumettent des offres dans les zones de dépôt des offres, le Day ahead market à deux étapes fonctionne directement au niveau des marchés couplés. La compensation du marché de la charge nette (c’est-à-dire la deuxième étape) tient compte des contraintes d’interconnexion. Ainsi, l’algorithme peut conduire à des prix d’équilibre du marché différents du DAM de deuxième étape en cas de congestion.

• De toute évidence, les fournisseurs et les consommateurs paient la somme pondérée de la rémunération des ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande, et du prix d’équilibre du marché pour couvrir la charge nette en utilisant des ressources à la demande. Le premier reflète le coût total actualisé des ressources qui fonctionnent lorsqu’elles sont disponibles et non à la demande. Ce dernier correspond à la tarification au coût marginal et peut refléter les prix du gaz naturel.

• Ainsi, si la première étape du Day Ahead Market correspond, comme aujourd’hui, à environ deux tiers de la consommation d’électricité et a par exemple un coût moyen de 80 EUR/MWh et que la deuxième étape du DAM s’efface à 250 EUR/MWh reflétant les coûts de production du gaz, le consommateur paierait (2/3 x 80)+(1/3x250)=137EUR/MWh, ce qui est environ 45% inférieur au coût de l’électricité lors de l’application de la structure actuelle du marché.

Les figures suivantes illustrent le concept de conception du marché. Le premier graphique montre le mix de production d’électricité selon les statistiques d’Eurostat et sa projection future selon le scénario Fit-for-55, en utilisant le modèle PRIMES. Le graphique montre que la production de gaz naturel ne représente que 20 % du total. Cette part diminuera probablement considérablement au cours des prochaines années, dans le contexte des politiques de réduction des émissions de carbone. Dans le même temps, les plans nationaux prévoient une expansion impressionnante des énergies renouvelables qui, avec le nucléaire et l’hydroélectricité (ressources sans coûts marginaux), dominent presque entièrement le système électrique. En conséquence, le rôle du gaz est réduit dans la fourniture de services d’équilibrage et auxiliaires.

Le deuxième tableau calcule les coûts moyens totaux de production et les compare aux coûts marginaux. Il présente deux scénarios de coûts marginaux: le premier correspond à la conception actuelle du marché, où toutes les ressources sont rémunérées aux coûts marginaux du système; La seconde illustre le cas où les volumes de nucléaire, d’hydroélectricité et d’énergies renouvelables ne font pas partie de la rémunération au coût marginal et, par conséquent, le prix de l’électricité est une somme pondérée des coûts moyens alors que le prix de la production de combustibles fossiles est rémunéré au coût marginal. Le tableau montre que la deuxième rémunération combinée au coût moyen et au coût marginal est beaucoup moins chère que la rémunération utilisant entièrement le coût marginal. La rémunération combinée au coût moyen et marginal est le résultat de la conception du marché Day Ahead Market  en deux étapes proposée dans la section précédente.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4) Bilan de la loi Nome

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

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

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

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

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

Là il faut s’accrocher un peu :

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

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

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

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

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

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

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

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

 La Cour euphémise à l’excés !

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La  désignation de fournisseurs de dernier recours214 devrait être envisagée

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

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

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

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

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

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

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

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

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