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.

Pour une nouvelle politique européenne de l’énergie- Académie des technologies Mai 2023

 Un vrai brulot contre la politique énergétique européenne, courageux, indispensable, bienvenu

Extraits :

1)Un mauvais choix des objectifs, l’exclusion du nucléaire et la sécurité d’alimentation sacrifiée

Ce n’est pas la mise en œuvre de la politique européenne de l’énergie qui a échoué : pour l’essentiel les objectifs sur lesquels l’Union s’est focalisée ont été atteints. L’échec global résulte donc d’un mauvais choix des objectifs, et d’une mauvaise articulation entre eux.

Ne se contentant pas de définir des objectifs de décarbonation, la Politique européenne définissait LE moyen : développer les énergies renouvelables et éliminer progressivement de facto le nucléaire en refusant de le qualifier comme énergie décarbonée. Cette exclusion contrevient d’ailleurs à une disposition essentielle du traité de Lisbonne : « La politique énergétique de l’Union n’affecte pas le droit d’un État membre de déterminer les conditions d’exploitation de ses ressources énergétiques, son choix entre différentes sources d’énergie et la structure générale de son approvisionnement énergétique ».

Un deuxième défaut rédhibitoire : les moyens imposés ne permettent pas d’atteindre simultanément l’objectif de réduction des émissions et l’objectif de sécurité d’approvisionnement ; ils requièrent une importation massive d’hydrogène.

Après la dépendance au gaz naturel russe, on organise la dépendance envers des pays non identifiés, d’où sera importé de l’hydrogène produit et transporté avec des technologies non définies (hydrogène liquide, méthanol, ammoniac)

2) Au lieu de reconnaître l’échec de la politique en place, on amplifie sa mise en œuvre

Ainsi, la Directive RED III qui fait l’objet d’un consensus entre les trois organes européens (Commission, Conseil, Parlement préconise

Accroître la part des énergies renouvelables (32 % en 2030 selon la directive RED II ; 42,5 % et si possible 45 % selon la directive RED III). Le Parlement, conscient qu’un tel rehaussement de l’objectif très près de la date fixée pour l’atteindre est illusoire, avait donc introduit une disposition permettant de produire de l’hydrogène dit « vert » à partir d’électricité issue de la combustion du charbon ou du gaz ! Cet amendement a heureusement été abandonné.

• Organiser les importations d’hydrogène. Selon les vœux du Parlement, chaque État membre devrait présenter à la Commission sa stratégie d’importation ! On renoncerait ainsi explicitement au principe de subsidiarité et au principe de sécurité.

Au total, au lieu de reconnaître l’échec de la politique en place, on amplifie sa mise en œuvre. Que faudrait-il faire pour ne pas persévérer dans l’erreur ? La question est abordée dans les paragraphes suivants.

3) Les solutions : principe de subsidiarité, objectif de décarbonation, fin de la discrimination contre le nucléaire

Revenir au principe de subsidiarité : les États décident de leur mix ; seul l’objectif de décarbonation est imposé.

Par une réglementation d’exception (règlement délégué [3]), la Commission a admis que le nucléaire soit provisoirement (!) toléré. De nouveaux projets, et le prolongement de vie d’installations existantes, pourront ainsi accéder aux mêmes financements que les énergies renouvelables.

Mais le nucléaire reste discriminé par rapport aux énergies renouvelables. La production nucléaire n’entre pas dans l’évaluation de l’atteinte des objectifs de production de la Commission, et ne bénéficie pas des soutiens mis en place pour les énergies renouvelables. De facto, ceci est contraire au principe de subsidiarité et à la reconnaissance que les États membres ont le libre choix de leur mix énergétique. Les objectifs de décarbonation devraient fixer les pourcentages d’électricité bas-carbone et non les pourcentages d’électricité.

L’Académie des technologies propose très simplement que les textes européens et leurs déclinaisons nationales fixent non pas des objectifs d’énergie renouvelables, mais des objectifs d’énergie décarbonée ce qui devrait être incontestablement l’objectif réel dans le cadre de la meilleure efficacité possible dans la lutte contre le changement climatique

C’est à l’industrie nucléaire de prouver sa compétitivité. Mais il est permis de penser qu’elle saura, comme l’énergie solaire ou éolienne, profiter d’économies d’échelle si elle peut se développer dans un cadre serein permettant de bénéficier de commandes en série.

Or les installations nucléaires sont réalisées avec de la valeur ajoutée essentiellement européenne, et un recours limité à des matériaux critiques (essentiellement cuivre et nickel, en quantité assez faible). Elle produit de l’énergie décarbonée et améliore la sécurité d’approvisionnement énergétique.

En substitution ou en complément d’une politique de l’hydrogène fondée sur les importations, la France peut ambitionner d’être un producteur d’hydrogène pour l’Europe, avec un mix adéquat d’énergie nucléaire et d’énergies renouvelables. Or, dans son état actuel, la politique européenne de l’énergie le lui interdit de fait.

4) La sécurité énergétique doit cesser d’être une incantation, mais doit (re-) devenir un objectif.

La responsabilité conférée à l’Union d’assurer la sécurité énergétique est une autre contrepartie à l’élargissement des compétences de l’Union dans le domaine de l’énergie. Or elle a gravement négligé cet objectif. Là encore, la solution est simple : il faut que l’Union s’assigne et assigne aux États membres des objectifs quantitatifs de réduction du déficit d’énergie primaire.

Et en préalable, il faut choisir un bon indicateur de mesure de la dépendance. Elle doit être mesurée par la valeur des importations, et non par leur contenu énergétique. Il n’est en effet pas du tout équivalent d’importer une tep hydrogène directement utilisable dont la valeur ajoutée est extra-européenne, et une tep d’uranium qui nécessite d’importantes opérations de transformation en Europe (conversion et enrichissement) dont le coût est d’un ordre de grandeur égal à celui du minerai. Le coût de l’uranium représente moins de 10 % du coût d’un kWh nucléaire, alors que le coût du gaz représente 80 % du kWh gaz. En d’autres termes, le doublement du prix de l’uranium n’affecte que marginalement le prix de l’électricité nucléaire. C’est donc en valeur du solde commercial, et non du solde énergétique que l’Union doit fixer un objectif d’indépendance énergétique ; et elle doit viser l’amélioration de l’indépendance et non accepter sa dégradation.

5) En guise de conclusion

La France par le traité de Lisbonne a confié sa politique énergétique à l’Union européenne, tout en se réservant le choix de son mix énergétique et en exigeant de l’Union qu’elle assure la sécurité d’approvisionnement. Les termes de cet accord ne sont cependant pas respectés par l’Union.

La solution est simple ; dans le strict respect des traités, il faut obtenir que l’Union se concentre sur l’objectif qui lui est assigné : décarboner le secteur de l’énergie, en laissant aux États membres le choix des moyens.

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

 

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

 

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

 

Appel à une réforme systémique

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

Réforme du Marché Européen de l’Electricité : le plan polonais

Réforme du marché de l’électricité : la Pologne érige le nucléaire en priorité

Les États membres de l’Union européenne devraient avoir « le droit » de subventionner « sans restriction » les centrales électriques fournissant de l’électricité pilotable lorsque l’éolien et le solaire ne sont pas disponibles, explique la Pologne dans un document officieux diffusé en amont des propositions de réforme des règles du marché de l’électricité de l’Union.

 « Nous devons garantir un contexte de règlementation positif pour investir dans toutes les technologies zéro émission et à faibles émissions.  La neutralité technologique devrait être la pierre angulaire de la réforme », précise Varsovie dans le document, faisant référence à un principe de l’UE prévoyant que les lois et les règlements ne devraient pas être biaisés en faveur d’une technologie spécifique… Cela est particulièrement important pour les projets d’énergie nucléaire »,

Les marchés de capacité « sont actuellement considérés comme un instrument temporaire de dernier recours et nécessitent un processus d’approbation complexe », constate le document officieux polonais. Au lieu de cela, ils « devraient être traités comme une caractéristique permanente » du marché de l’électricité de l’UE, « et les États membres devraient avoir le droit de les mettre en œuvre sans restriction ».

Enfin, la Pologne tient visiblement à pouvoir garder du charbon pour ses mécanismes de capacitésb : «  la réforme devrait maintenant aller plus loin et inclure « une extension transitoire de la dérogation à la limite d’émission de 550 g de CO2/kWh après 2025, afin de limiter le volume de gaz naturel consommé par le secteur de l’électricité et de garantir la capacité de charge de base »

https://www.euractiv.fr/section/energie/news/reforme-du-marche-de-lelectricite-la-pologne-erige-le-nucleaire-en-priorite/

Remarques : 1)  On aimerait  voir la France défendre le nucléaire avec autant de visibilité et de vigueur que la Pologne. D’ailleurs de nombreux pays attendent que la France se batte vraiment et prenne sa place logique de cef de file du nucléaire européens. Ils attendent…

2) Face aux attaques incessantes et aux délires antinucléaires  d’une Commission au service de l’Allemagne, la Pologne ne cesse de réaffirmer, pour toutes les mesures,  que le mix électrique est de la responsabilité des Etats. On s’attendrait à voir la France défendre le même  principe  avec la même vigueur. On attend

Extraits :

Encourager l’investissement dans les pilotables

« Des modifications de la structure du marché devraient être introduites de manière à encourager la sécurité de l’approvisionnement en incitant la production existante présentant les caractéristiques souhaitées à rester en exploitation et en déclenchant des investissements dans de nouvelles capacités de production sans aggraver les conditions des unités à un stade avancé du processus d’investissement.

Seuls les États membres dont la situation d’approvisionnement est sûre, y compris des ressources pilotables suffisantes, peuvent garantir la sécurité de l’approvisionnement au niveau européen. Ainsi, chaque État membre devrait être responsable de l’adéquation de sa production, à moins qu’il ne décide d’opter pour une solution régionale. »

Mécanismes de capacité : une solution de long terme que les Etats doivent pouvoir mettre en œuvre de manière illimitée

Avec une part croissante de sources d’énergie renouvelables intermittentes dans le système électrique, il est nécessaire de disposer de sources d’approvisionnement stables et pilotables pour couvrir la demande à tout moment. Les marchés à court terme n’offrent pas suffisamment d’incitations pour de tels investissements à forte intensité de capital et à long terme.

Les mécanismes de capacité se sont révélés efficaces pour remédier à cette défaillance du marché, en offrant des incitations au déploiement de capacités de production stables et flexibles, de stockage d’énergie (y compris par pompage hydroélectrique) ou de solutions DSR. Néanmoins, ils sont actuellement considérés comme un instrument temporaire de dernier recours et nécessitent un processus d’approbation complexe. Au lieu de cela, les mécanismes de capacité devraient être traités comme une caractéristique permanente du marché de l’électricité multi-produits, et les États membres devraient avoir un droit illimité de les mettre en œuvre.

Neutralité technologique, liberté d’investir dans le nucléaire par tous moyens adaptés

La neutralité technologique devrait être la pierre angulaire de la réforme. Nous devons garantir un environnement réglementaire positif pour investir dans toutes les technologies à émissions nulles et faibles. Cela est particulièrement important pour les projets nucléaires, qu’il s’agisse de grands projets ou de PRM (petits réacteurs modulaires), qui se caractérisent par des coûts d’investissement initiaux élevés et des périodes de construction assez longues, ainsi qu’une longue exploitation (jusqu’à 80 ans). Il importe également que la réforme offre aux États membres la flexibilité nécessaire pour soutenir les investissements conformément à leurs stratégies nationales. Les projets à long terme à forte intensité de capital dans le secteur de l’énergie nucléaire peuvent nécessiter des approches adaptées.

 Contrôle du marché

Afin de garantir la compétitivité des offres et des résultats du marché et de décourager les abus de pouvoir de marché, le marché au comptant devrait être complété par des méthodes efficaces d’atténuation du pouvoir de marché.

Tout le Pouvoir aux Etats-Membres, le minimum à la Commsiion

En règle générale, les décisions relatives à la conception détaillée de mécanismes particuliers dans le cadre susmentionné devraient appartenir aux États Membres, en tenant compte de leur responsabilité en matière de sécurité de l’approvisionnement en électricité, des circonstances nationales spécifiques, des bouquets énergétiques particuliers  et de leurs trajectoires de transition..

IRA (Inflation Reduction Act) : les USA reviennent dans le nucléaire- et pas qu’un peu

 Une grande loi pour le climat, et aussi une loi protectionniste

La loi sur la réduction de l'inflation de 2022 (Inflation Reduction Act of 2022 (en)) ( IRA ) est une loi des États - Unis qui vise à freiner l'inflation en réduisant le déficit, en abaissant les prix des médicaments sur ordonnance et en investissant dans la production d'énergie domestique tout en promouvant l'énergie propre. La loi prévoit des dépenses budgétaires supplémentaires de 485 milliards de $ sur 10 ans, dont 98 milliards sont dirigés sur la santé (Medicare, Obamacare) et  386 milliards sur l’énergie et le climat.

Simultanément, l’administration Biden prévoit d’accroître de 468 milliards de $ les recettes fiscales (principalement en taxant les profits des grandes entreprises) et d’économiser 322 milliards de $ sur les dépenses de santé.

Cette loi représente donc le plus gros investissement dans la lutte contre le changement climatique dans l'histoire des États-Unis (386 milliards).

D’après les dernières estimations du Rhodium Group, la loi promulguée par Joe Biden après de complexes négociations au Congrès permettrait des réductions supplémentaires d’émission de l’ordre de 450 à 650 Mt de CO2eq en 2030. Cela représente les émissions cumulées de la Californie et de la Floride (ou encore 1,5 fois celles de la France). En valeur absolue, c’est considérable. Mais cela ne représente que 10% de réduction supplémentaire alors qu’il en faudrait plutôt 20% pour atteindre les engagements du pays dans le cadre de l’Accord de Paris.

Une loi aussi protectionniste

A partir du 1er janvier 2023, les consommateurs américains bénéficieront, par exemple, de 3 750 dollars de crédit d’impôt à l’achat d’un véhicule particulier électrique, si au moins 50 % des composants de la batterie proviennent d’Amérique du Nord. Ce montant pourra être doublé, à 7 500 dollars, si 40 % des matières premières de la batterie ont été extraites aux Etats-Unis ou un des pays liés à Washington par un accord de libre-échange, comme l’Australie, le Canada ou le Mexique. Dernière condition : le véhicule devra être assemblé aux Etats-Unis.

Le plan de 730 pages prévoit des subventions massives pour des projets de capture de carbone, le développement de l’hydrogène vert, les biocarburants pour l’aérien…. Le plan créé par exemple des exonérations fiscales pour les industriels qui s’engagent à produire aux Etats-Unis des panneaux solaires – 12 dollars par m2 de wafers par exemple, ce qui s’ajoute à un crédit d’impôt de 10 % pour les projets solaires utilisant des panneaux made in USA.

Et une loi très pro-nucléaire !

L'énergie nucléaire est un élément important de la transition vers une énergie propre, car elle produit de gros volumes d'énergie sans carbone 24 heures sur 24, 7 jours sur 7. Les crédits d'impôt pour les nouveaux réacteurs avancés, associés à un financement de 700 millions de dollars pour l'uranium faiblement enrichi à haut rendement, soutiendront le déploiement de l'énergie nucléaire tout en stimulant les exportations et la sécurité énergétique des États-Unis. Le projet de loi comprend également un crédit d'impôt à la production pour maintenir le parc actuel de réacteurs nucléaires qui fournissent actuellement 20 % de l'électricité sans carbone aux États-Unis. 

De façon plus détaillée : 30 milliards de dollars pour l'énergie nucléaire, 4 mesures clés

 L'énergie nucléaire reste la principale source d'électricité bas carbone aux États-Unis, représentant près de la moitié de l'électricité bas carbone et près de 20 % de la production totale d'électricité. Un budget total de 30 milliards de dollars est prévu pour l'énergie nucléaire. L'IRA soutiendrait l'énergie nucléaire de plusieurs manières :

- L'IRA créera un crédit d'impôt pour l'énergie nucléaire existante afin d'éviter que la production nucléaire existante ne disparaisse, ce qui entraînerait une augmentation des émissions de gaz à effet de serre. Le crédit d'impôt commencerait en 2024 et durerait jusqu'en 2032. Ce crédit serait de 0,3 cent/kWh pour l’électricité vendue et produite à partir de réacteurs nucléaires existants.

- L'IRA vise à transformer les avantages fiscaux actuels pour les énergies renouvelables en avantages technologiquement neutres s'appliquant à toutes les technologies bas carbones. Cela mettrait l'énergie nucléaire sur un pied d'égalité avec les autres énergies bas carbone et créerait des conditions de concurrence véritablement non discriminatoires.

- Des incitations supplémentaires sont prévues dans ce plan climatique pour les régions et les communautés où l'extraction de combustibles fossiles a historiquement occupé une place importante (friches industrielles, anciennes mines de charbon ou usines de charbon fermées). Ces anciennes centrales électriques peuvent être particulièrement adaptées aux projets de nouveau nucléaire (comme le site de démonstration de TerraPower dans le Wyoming). En outre, ces sites disposent souvent d'une infrastructure suffisante pour la transmission et l'approvisionnement en eau.

- Enfin, l'IRA soutiendrait la production d'uranium faiblement enrichi sur le sol américain. Ce type de combustible (HALEU, ou high-assay low-enriched uranium) sera nécessaire pour de nombreux modèles de nouveaux  réacteurs avancés. En utilisant les HALEU, les réacteurs avancés peuvent être plus compacts, nécessiter un rechargement moins fréquent et potentiellement produire moins de déchets. À l'heure actuelle, il n'existe aucune usine commerciale pour la production de HALEU en dehors de la Russie. Ce nouveau plan climatique devrait être une incitation à amener cette production aux États-Unis.

Autres mesures

Le programme de réduction des émissions de méthane (MERP) inclus dans l'IRA établit une taxe sur le gaz rejeté dans l'atmosphère et incite les exploitants à réduire leurs émissions de méthane. Amélioration du crédit d'impôt 45Q pour encourager le captage, l'élimination, le transport et le stockage du carbone : Le crédit d'impôt 45Q amélioré apporte un soutien important au captage du carbone, incitant les investisseurs et les promoteurs à capter leurs émissions de CO2 et à les empêcher de contribuer au changement climatique.

Crédit d'impôt pour la production d'hydrogène afin de soutenir le leadership des États-Unis sur carburants à zéro émission de carbone : carburants à zéro émission de carbone comme l'hydrogène et l'ammoniac ont un rôle essentiel à jouer dans la décarbonisation - notamment dans la réduction des émissions de secteurs comme le transport lourd et l'industrie lourde. Le crédit d'impôt pour l'hydrogène prévu par l'IRA encourage le déploiement de l'hydrogène à faibles émissions et contribue à soutenir un marché en expansion pour l'hydrogène produit aux États-Unis.

L’ACER tacle sévèrement les gaziers européens

 https://www.acer.europa.eu/Media/News/Pages/ACER-finds-serious-shortcomings-in-ENTSOs%E2%80%99-energy-network-plans.aspx

L’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER) est une Agence de l’Union européenne dont l’ objectif est d’aider les autorités de régulation nationales à exercer et coordonner leurs tâches réglementaires au niveau européen et, si nécessaire, à compléter leurs actions. Elle joue un rôle-clé dans l’intégration des marchés de l’électricité et du gaz naturel. En fait, c’est l’agence des CRE.

Tous les deux ans, l’ACER fournit un avis non contraignant sur les projets de plans de réseau (appelés plans décennaux de développement de réseau ou TYNDP) proposés par les opérateurs de réseau. Et là, c’est assez saignant : L’ACER constate de graves lacunes dans les plans du réseau gazier de l’ENTSOG ( Gestionnaire européén des réseaux de gaz) – soulignant la nécessité des réformes actuelles pour renforcer de évaluations indépendantes des projets.

 Trop de gaz conventionnel, des opérateurs de réseau en plein conflit d’intérêt

 Trop de projets gaziers conventionnels - près de 75 milliards d’euros - sont proposés par les opérateurs de réseau et tous ne sont pas évalués par l’ENTSOG. Malgré les efforts continus, le cadre ne permet pas non plus d’évaluer correctement la contribution des projets gaziers à la durabilité.

Les éléments constitutifs fondamentaux des plans décennaux de développement de réseau doivent être améliorés, notamment l’élaboration de scénarios et l’analyse coûts-avantages (ABC). Il y a également des lacunes dans les consultations publiques avec les parties prenantes sur les éléments clés des projets énergétiques proposés par les opérateurs de réseau.

Commentaire : la pseudo transition énergétique à très fort contenu de gaz de l’Allemagne est bel et bien problématique !

L’ACER a appelé les co-législateurs européens à considérer les propositions des régulateurs comme une solution pour promouvoir une évaluation technique neutre des projets d’infrastructure conformément à l’Accord vert européen, en évitant les risques de coûts injustifiés pour les consommateurs européens.  Par exemple, actuellement, les opérateurs de réseaux de transport (TSO), par l’intermédiaire du Réseau européen des opérateurs de systèmes de transmission (ORLSO), élaborent des scénarios pour évaluer les projets à différents avenirs. Les Opérateurs de Réseau peuvent être perçus comme biaisés en faveur d’une plus grande infrastructure, car c’est dans leur intérêt. La neutralité des scénarios et la crédibilité du processus des plans décennaux peuvent donc être compromises. Afin de préserver la neutralité, les organismes de réglementation ont proposé l’introduction de lignes directrices-cadres de l’ACER pour les scénarios TYNDP que les OSL doivent suivre. Cela a été repris dans les propositions législatives de la Commission européenne, mais devrait être encore renforcé et rationalisé…

Commentaire : ah ben oui, tout comme on a RTE qui fait des consultations avec des scenari très favorables aux ENR…parce que ça lui permet de demander beaucoup, beaucoup d’investissements, beaucoup plus que pour une énergie très concentrée comme le nucléaire. Et c’est là le brillant résultat un peu inévitable de la désintégration et de la désoptimisation du système électrique et plus généralement énergétique sous la pression du dogme de la concurrence. Et c’est ce qui continue et s’amplifie avec Hercule !

L’ACER identifie 4 lacunes principales :

- l’absence d’analyse adéquate de l’utilisation existante et prévue de l’infrastructure gazière comme critère essentiel à prendre en compte lors de l’analyse des besoins d’infrastructures gazières supplémentaires. 

- Les lacunes des méthodologies appliquées, telles que l’absence d’une évaluation complète des besoins quantitatifs et la qualité douteuse de la méthodologie d’analyse coûts-avantages (ABC) et son application qui nécessite encore des améliorations pour démontrer que les avantages dépassent les coûts, de sorte que chaque projet gazier individuel contribue à la durabilité. 

- Le traitement asymétrique des projets candidats selon que les projets ont l’intention de présenter une demande de sélection de Projet d’intérêt commun (PCI) ou non. L’ACER s’attend à ce que l’ENTSOG applique ou non une analyse coûts-avantages spécifique à chaque projet, de la même manière qu’elle est faite pour l’électricité. 

- Lacunes dans les consultations publiques sur la méthodologie des scénarios et la méthodologie des besoins.

 Les recommandations de l’ACER pour le futur :

-Mettre en œuvre les recommandations de l’ACER sur les scénarios

- Améliorer le processus de planification afin d’éviter les retards récurrents, en publiant le prochain PNDND d’ici la mi-2022

-Intégrer la perspective du marché sur les lacunes en matière d’infrastructure

- Améliorer la mise en œuvre de la méthodologie de l’analyse coût-bénéfice

- Inclure un nombre de projets d’infrastructure gazière « conventionnels » proportionnées aux besoins évalués, en signalant et en filtrant les projets irréalistes au cours de l’étape de la collecte de données.

-  Déployer des outils de modélisation permettant des évaluations intégrées sectorielles des projets d’électricité et de gaz.

- Fournir le même niveau (maximum) de transparence des coûts pour tous les projets des plans décennaux

- Accorder davantage d’attention  aux adaptations de l’infrastructure gazière nécessaires à l’injection de parts plus élevées de gaz renouvelables, à faibles émissions de carbone et dégazés (hydrogène, méthane synthétique et biométhanisation)

- Avec ENTSO-E, identifier les emplacements appropriés pour les installations power to gaz

- Analyse fiable du niveau d’utilisation et de congestion des infrastructures existantes dans l’évaluation des besoins

-  Examiner les moyens de couvrir les émissions de méthane associées à l’infrastructure gazière

Taxonomie verte : Consultation Européenne sur le rapport du groupe d’experts

J’ai déjà abordé ce sujet de la taxonomie verte dans un précédent blog, Urgence nucléaire et climatique, alerte ! : l’énergie nucléaire exclue de la taxonomie verte.

(https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/09/urgence-nucleaire-et-climatique-alerte.html)

La Commission européenne travaille sur une taxonomie verte, c’est-à-dire une sorte de labellisation destinée à guider les investissements financiers vers les secteurs et les activités les plus appropriés pour atteindre les objectifs climatiques de l’Europe, la transition vers un économie bas-carbone et un modèle de développement durable. Le nouveau ici est qu’un groupe d’expert a rendu son avis et qu’à ce stade, il recommande que le nucléaire soit exclu de la taxonomie, c’est-à-dire n’ait pas à accès à des financements privilégiés alors que c’est la première source d’énergie décarbonée en Europe, et la seule, à part l’hydraulique, qui soit pilotable c’est-à-dire disponible quand on en a besoin, et pas quand il fait beau et que le vent souffle – un détail apparemment aux yeux de certains écolos et des bureaucrates européens ! Sous une forme assez technique, c’est un véritable coup de force, un diktat allemand qui pénalise de nombreux états, l’industrie nucléaire et ses utilisateurs.

Si le groupe d’expert reconnait le caractère fortement décarboné de l’électricité nucléaire, il l’élimine provisoirement au titre d’un critère DNSH (Do Not Sgnificantnly Harm), principalement en raison de la question des déchets. Le groupe d’expert laisse cependant une porte ouverte en reconnaissant son incompétence sur le sujet, et en proposant une expertise ciblée sur la question.

C’est là une opportunité importante dont il faut se saisir, et, par ailleurs, le rapport du groupe d’expert fait l’objet d’une consultation européenne à laquelle tout citoyen ou partie prenante peut participer avant le 27 avril ! Site de la consultation : Urgent, Mobilisez-vous !

Site de la consulation https://ec.europa.eu/info/law/better-regulation/have-your-say/initiatives/12302-Climate-change-mitigation-and-adaptation-taxonomy

NB : Jean-François Brette sur tweeter a publié une excellente compilation des réponses envoyées ; et il ya quelque chose d’assez réconfortant, c’est qu’ enfin les jours du  nucléaire bashing semblent derrière nous !

Un syndicat français de salariés, la CFE-CGG Energie a répondu à la consultation de manière très argumentée. Extraits

Résumé et points principaux de friction

« L’Union Européenne, par le « Green Deal », a confirmé sa volonté de parvenir à l’horizon 2050 à une économie neutre en carbone, et, pour aller au-delà des vœux pieux, de tracer une feuille de route concrète et responsable pour y parvenir. Le règlement sur la taxonomie est le moyen de mettre en place un cadre orientant les investisseurs et facilitant des flux d’investissement importants vers les innovations, les technologies et les projets les plus pertinents pour permettre d’atteindre cet objectif. En tant qu’organisation représentative de salariés du secteur de l’énergie, second syndicat du secteur en France, membre des fédérations syndicales européennes EPSU et Industriall, la CFE-CGC Énergies souhaite légitimement apporter dans le document ci-joint sa contribution à l’évaluation du Technical Expert Group (TEG) sur la taxonomie et relayer un certain nombre de critiques ou d’inquiétudes exprimées par ses mandants concernant :

 • Le non-respect de la neutralité technologique bas carbone,

• L’exclusion « à ce stade » du nucléaire de la taxonomie dite verte,

• Les contraintes irréalistes sur le gaz et l’hydroélectricité

 • La responsabilité des États dans leur mix énergétique,

• La prise en compte des aspects sociaux et stratégiques par les critères DSNH. Finance durable et « taxonomie verte » -

 Position de la CFE-CGC Énergies sur le rapport du Technical Expert Group (TEG) Avril 2020

« L’Union Européenne, par le « Green Deal », a confirmé sa volonté de parvenir à l’horizon 2050 à une économie neutre en carbone, et, pour aller au-delà des vœux pieux, de tracer une feuille de route concrète et responsable pour y parvenir. Le règlement sur la taxonomie est le moyen de mettre en place un cadre orientant les investisseurs et facilitant des flux d’investissement importants vers les innovations, les technologies et les projets les plus pertinents pour permettre d’atteindre cet objectif. En tant qu’organisation représentative de salariés du secteur de l’énergie, second syndicat du secteur en France, membre des fédérations syndicales européennes EPSU et Industriall, la CFECGC Énergies souhaite légitimement apporter sa contribution à l’évaluation du Technical Expert Group (TEG) sur la taxonomie et relayer un certain nombre de critiques ou d’inquiétudes exprimées par ses mandants.

 La CFE-CGC Énergies soutient les objectifs de la Commission européenne et l’initiative de financement durable qui en constitue un outil essentiel, aux conséquences importantes qui doivent être donc soigneusement pesées. Notre organisation partage le consensus international sur les technologies à embarquer pour réussir le Green Deal, l’AIE appelant les pays industrialisés à privilégier les énergies renouvelables (EnR), le nucléaire et le gaz, ce dernier en substitution des énergies fossiles plus carbonées que sont le pétrole et le charbon (de manière transitoire le gaz naturel et demain le biogaz comme énergie renouvelable neutre en carbone lorsqu'il sera suffisamment compétitif d’un point de vue économique pour remplacer le gaz naturel).

En conséquence, elle souhaite apporte des précisions sur les points suivants.

1) La neutralité technologique bas carbone n’a pas été respectée Seule une approche technologique agnostique permet d’identifier le résultat le plus efficace et le plus pertinent. Or, le rapport du TEG ne suit pas cette méthode, en particulier, il n’impose pas que toutes les sources d’énergie sans exception soient évaluées sur l’intégralité de leur cycle de vie, selon une méthodologie dont la rigueur est validée et internationalement reconnue (par exemple, normes ISO 14040 et 14044).

Tout choix a priori qui ne serait pas soutenu par ce type d’analyse porte gravement atteinte à la crédibilité de ce texte. Le fait que les EnR en soient exemptées et que, pour le nucléaire, il ne soit pas reconnu que la faiblesse des émissions de gaz à effet de serre ne concerne pas que la phase d’exploitation, mais bien tout le cycle de vie (12gCO2/kWh selon le 5ème rapport du GIEC), constitue une violation flagrante du principe de neutralité technologique qui doivent être corrigées.

Enfin, le critère DSNH (Do Not Significantly Harm), s’il est indispensable, est plus vague et doit lui aussi être appliqué selon le critère de neutralité technologique et l’état des connaissances scientifiques, et non selon des critères dépendant du résultat souhaité. Cela visiblement n’a pas été toujours le cas, en particulier pour les déchets nucléaires (voir ci-après). Ceci semble refléter la prise en compte d’agendas non techniques et très politiques de certains pays ou organisations qui n’ont nullement le monopole de l’écologie scientifique, ce qui nuit gravement à la pertinence du rapport du TEG.

2) L’exclusion « à ce stade » du nucléaire de la taxonomie dite verte. Si le nucléaire est bien identifié comme une source d’énergie très décarbonée (6g CO2/kWh dans l’industrie française, selon l’évaluation de l’ADEME), il n’est pas suffisamment souligné qu’il est non intermittent et flexible et qu’il n’a pas besoin d’être combiné avec d’autres moyens de production d’électricité ni de stockage à grande échelle pour assurer la sécurité du système électrique ; sa faible incidence sur, notamment, la pollution atmosphérique, la consommation de matières premières, l’utilisation des sols n’est pas non plus soulignée, et, de façon générale, le manque de prise en compte de ces critères constitue une faiblesse méthodologique générale et importante du TEG sur la taxonomie.

 L’exclusion du nucléaire, à ce stade, proviendrait du fait que la gestion de ses déchets ne répondrait pas au critère DNSH. La CFE-CGC Énergies s’inscrit en faux contre cette allégation qui ignore visiblement les réalités technologiques et l’état de la science. Les déchets radioactifs sont gérés selon de stricts protocoles, leur gestion est encadrée par les autorités de sûreté nationales et ils font l’objet de nombreuses spécifications du traité Euratom ; il conviendrait tout de même que la taxonomie n’ignore pas les traités européens existants ! En ce qui concerne les déchets de faible activité, il existe un consensus européen pour définir un seuil de libération à partir duquel ces matériaux peuvent être considérés comme des matériaux ordinaires : AIEA (guide RS-G-1.7), directive 2013/59/ Euratom. De plus, le recyclage du combustible nucléaire usé peut être étendu pour mieux utiliser les ressources en uranium et réduire les déchets.

Le volume des déchets de forte activité, après retraitement, représente en France 3 % des déchets radioactifs, soit l’équivalent d’une piscine olympique pour l’ensemble du parc français depuis sa création. Pour ces déchets ultimes, l’enfouissement profond dans des dépôts géologiques (de stabilité supérieure à 150 millions d’années contre une radioactivité détectable de 15.000 ans pour les déchets retraités) constitue une solution validée par les autorités de sûreté de nombreux pays (France, Finlande, Suisse pour l’Europe, mais aussi USA, Japon, Canada, Russie, Chine). Pour la France, la CFE-CGC Énergies soutient le projet CIGEO.

Il est à noter que le TEG, après sa position de principe sur l’exclusion du nucléaire, reconnaît cependant son manque de compétence sur le sujet et ouvre la porte à une expertise internationale. La CFE-CGG Énergies appelle à suivre cette recommandation et à nommer un groupe d’experts pour évaluer le caractère durable et l’aspect DNSH des solutions pour le traitement des déchets nucléaires, en respectant la neutralité technologique. Ce groupe devrait être constitué d’experts des autorités de sûreté nationale, d’agences publiques en charge de la gestion des déchets radioactifs, de représentants d’organismes de recherche actifs dans les sciences et techniques nucléaires, et la radioprotection.

La CFE-CGC Énergies insiste sur l’importance de traiter rationnellement et rapidement ce problème. Le rapport du TEG traite ainsi bien légèrement une énergie abondante, compétitive, fortement contributive au PIB et qui est actuellement la première source d‘énergie décarbonée en Europe ! Il est par conséquent nécessaire d’éliminer l’incertitude actuelle sur le nucléaire : d’abord tant pour son importance propre dans le défi climatique (rappelons que par ailleurs l’électricité est amenée à se substituer massivement à certains utilisations des énergies fossiles) ; et ensuite parce que l’exclusion de la taxonomie verte impacterait aussi fortement toutes les industries utilisatrices qui se verraient refuser l’accès à des financements privilégies pour optimiser leurs process dans le sens de la transition énergétique.

 3) Des contraintes irréalistes sur le gaz et l’hydroélectricité ; Toutes les activités de stockage et de transport d’énergies fossiles sont exclues de la taxonomie verte de fait. Un projet de production d’énergie à partir de combustibles fossiles gazeux ou liquides ne peut ainsi être étudié que s’il émet moins de 100 g de CO2 équivalent par kilowattheure et ce chiffre sera réduit par tranches de cinq ans pour arriver à 0 g CO2/kWh d’ici 2050. Là encore, la CFE-CGG Énergies s’interroge sur le bien-fondé de décisions peu fondées technologiquement et qui ignorent les réalités industrielles et des pans entiers d’activité. Dans le domaine énergétique, la décision proposée par le TEG est nettement contreproductive. Elle risque de ralentir la suppression des centrales à charbon ou lignite qui constituent encore une part importante de la production de certains pays. Les convertir en centrales au gaz constitue le moyen le plus rapide de réduire drastiquement leur empreinte carbone à court terme, même si d’autres technologies seront nécessaires à l’avenir pour atteindre ensuite le « zéro émission nette ». C’est la seule solution qui permette à court terme à ces pays de diminuer leur empreinte carbone tout en gardant une source d’énergie pilotable abondante et économique, ce que ne permettent absolument pas les EnR électriques (alors que le biogaz, lorsque sa production sera compétitive, pourra être plus facilement transporté et stocké). C’est aussi ignorer le rôle important et irremplaçable du gaz dans toute une gamme d’industries chimiques, agrochimiques, pharmaceutiques qui seraient exclus de l’accès aux financements privilégies pour optimiser leurs process dans le sens de la transition énergétique, de l’efficacité énergétique et de la décarbonation…

L’hydroélectricité constitue un outil majeur pour atteindre la neutralité carbone, mais qui est nécessairement limité par la géographie de chaque pays. Là encore, le TEG a imposé des contraintes techniquement irréalistes, qui marquent une ignorance certaine des réalités industrielles. C’est notamment le cas en exigeant que le critère de zéro émission nette soit atteint sur le seul périmètre de chaque projet hydroélectrique. Une plus grande clarté est aussi nécessaire concernant les petites centrales hydroélectriques (moins de 10 MW) que le TEG appelle à ne pas favoriser, donc à ne pas rendre éligibles aux financements verts. Cela ne repose sur aucune rationalité technique, les effets positifs et négatifs d’une centrale hydraulique étant spécifiques à un site et à une masse d’eau donnés, indépendamment de sa taille, et cela revient à brider le développement de l’hydroélectricité dans des pays (et c’est assez généralement le cas en Europe) où tous les sites importants sont déjà exploités. Par ailleurs, la production électrique issue d’une centrale hydroélectrique ne constitue qu’un aspect de tout un service public de l’eau qui a des répercussions sur l’alimentation en eau, l’agriculture et l’aménagement du territoire. Pour cette raison, la CFE-CGC Énergies rappelle son opposition à la mise en concurrence des concessions hydrauliques, qui ne garantit nullement l’accomplissement des missions de service public, ni la réalisation d’investissements à long terme allant dans le sens de la transition énergétique.

4) La responsabilité des États dans leur mix énergétique La CFE-CGC Énergies rappelle que la politique énergétique est de la responsabilité des ÉtatsMembres qui ont des contextes géographiques, économiques et historiques très différents, et qui doivent pouvoir choisir leur palette d’outils bas carbone et faire leurs propres choix technologiques pour réussir leur transition énergétique.

Ici encore, le respect de la neutralité technologique est essentiel, car si des États se voyaient interdire, via une taxonomie trop restrictive, l’accès à des financements verts pour des projets bas carbone importants et structurants selon des critères technologiquement injustifiés (par exemple dans le cas des projets nucléaires en Finlande, Tchéquie, Slovaquie, Roumanie, Bulgarie, Hongrie), c’est l’adhésion au projet européen qui s’en trouverait affectée à un moment où l’Union européenne (UE) fait face à une crise d’une gravité sans précédent.

5) Les critères DSNH doivent prendre en compte des aspects sociaux et stratégiques. Un investissement vert ne peut pas être un investissement qui violerait les garanties sociales minimales reconnues par les États-Membres, ou qui provoquerait de graves difficultés d’emplois, même temporaires, sans offrir de solutions satisfaisantes de reconversion. Par ailleurs, la crise actuelle du COVID-19 nous oblige impérativement à revoir notre dépendance industrielle et technologique vis-à-vis des pays tiers et à entamer une véritable politique de réindustrialisation.

Les investissements verts doivent prendre en compte les aspects négatifs d’une mondialisation non régulée, ainsi que les aspects stratégiques. Les financements verts européens ne doivent donc pas entraîner un surcroît de dépendance vis-à-vis d’États extérieurs à l’UE, dont chacun peut maintenant constater la dangerosité, ils ne doivent pas servir à financer des chaînes de valeurs industrielles quasi-exclusivement installées en dehors de l’UE. Enfin, il serait absurde de labelliser verts des financements qui auraient pour simple résultat d’externaliser les incidences négatives (émissions de CO2, pollutions, conséquences sanitaires, coût et externalités négatives du transport) hors d’Europe. Les leçons d’un développement non piloté de l’éolien et surtout du solaire par l’Europe et les États-Membres qui a conduit, par le choix d’EnR de plus en plus lowcost, à une création importante de valeur et d’emplois principalement en Chine doivent être prises en compte.

Pour cette raison, la CFE-CGC Énergies considère que les aspects sociaux et stratégiques doivent être pris en compte dans la taxonomie verte, possiblement au titre des critères DSNH.

La taxonomie verte représente un outil important pour la réussite d’une transition énergétique climatiquement efficace, économiquement favorable et socialement juste. Ses potentialités sont immenses, ses conséquences doivent être soigneusement évaluées. La CFE-CGC Énergies estime essentiel le respect de la neutralité technologique dans tous ses aspects, sans quoi cet outil perdra toute légitimité et se heurtera à l’incompréhension des salariés européens. Elle espère que les futures discussions sur la taxonomie incluront des aspects sociaux et stratégiques, qu’elles seront transparentes et ouvertes aux parties prenantes et qu’elles permettront de développer un modèle européen d’entreprises plus responsables environnementalement et socialement. Ce sont des conditions essentielles pour que la taxonomie atteigne ses objectifs et soient effectivement utiles pour orienter les investissements vers une transition énergétique réussie et conforme au Green Deal