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.

Commission Sénatoriale " prix de l'électricité" :EDF : Luc Remond et Cedric Lewandoski

EDF :Audition de Luc Rémont, PDG ( Mercredi 10 Avril) et Cedric Lewandoski ( Jeudi 4 Avril)

Luc Rémont ; mercredi 10 avril : La modulation du nucléaire pour le suivi des ENR ne pose pas de problèmes tant qu'on ne descend pas en-dessous de certaines limites (80%, deux fois par jour) Si l'arrêt complet devait devenir la règle, par contre cela devient réellement problématique et on "rentre en territoire inconnu.". La modulation que fait EDF pour gérer au mieux son carburant relève d’algorithmes extrêmement complexes

NB. l’arrêt complet or c'est bien ce qui s'est produit le week-end du 13 avril 2024 où EDF a dû arrêter 5 réacteurs nucléaires en raison d'une forte baisse de la demande : Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

On est donc déjà en territoire inconnu, et ça va pas s’arranger avec l’augmentation des ENR sur le réseau.. On entend également que la modulation pour gérer le fuel nucléaire (et les arrêts de tranche) n’est compatible avec le suivi de charge des ENR que si celui-ci n’est pas trop élevé ;

Péninsules électriques : Dans les "péninsules électriques" (Nice, Bretagne...), la déstabilisation par les ENR est un risque sérieux et il sera par conséquent nécessaire soit de garder des centrales thermiques, soit d'implanter des SMR (NB ce qui est prévu à Cordemais)

Raccordements : Tous les renouvelables ne sont pas équivalents pour le réseau. Essayons de hiérarchiser les raccordements les plus utiles au système électrique. Pour l’éolien en mer, un euro d’investissement en de production correspond à un euro de raccordement

Hinkley Point : heureusement qu'il y a eu Hinkley Point, sans cela la capacité de l'industrie française à construire des centrales nucléaires risquait de disparaître...

Nucléaire et CfD : Pourquoi des prix plafonds et pas de prix planchers pour les contrats long terme proposés par EDF, qui ne sont donc pas des CFD ? Parce que la contrepartie imposée par la Commission européenne, c'est le démantèlement d'EDF via un scenario similaire au défunt Hercule.

Concessions hydrauliques : sortir de la situation de blocage en proposant à la Commission de passer à un système d'autorisation

Nuward : premier béton en 2030 visé

Arenh : légalement, c'est un tiers de la production qui est vendue au tarif ARENH, économiquement, ce sont les deux tiers puisqu'il faut bien répliquer pour nos clients les tarifs des concurrents 

Cedric Lewandoski Jeudi 4 avril

Etat du Parc Nucléaire : nous sommes dans une phase de convalescence dynamique,  e reconquête de notre performance opérationnelle... Le but est de revenir à 350 TWh à fin 2025. La crise de corrosion sous contrainte est toujours là, et des 900 MW seront concernés mais elle est en cours de maîtrise industrielle-.

« Notre conviction est que les 56 réacteurs du parc actuel tels qu'on les connait ont la capacité d'aller à 60 ans »

Concernant l’augmentation de la puissance délivrée par le parc nucléaire, un point important est la capacité à allonger la durée des cycles de 12 mois à 18 mois.

En ce qui concerne l’augmentation de puissance, deux cas sont à distinguer :  celui des 900 MW et celui des 1300 MW. Pour les 900 MW, c’est relativement simple car il suffit de travailler sur la turbine. Le gain final ne sera pas colossal,  on attend 5TWh.

Pour les 1300 MW, c’est beaucoup plus complexe, il faut travailler sur le circuit primaire; cela nécessitera environ  sept ans d’études d'ingénierie et on peut découvrir en chemin que cette augmentation de puissance  n'est pas souhaitable car elle pourrait se payer en  moindre capacité à moduler, et/ou en rejets plus importants

Capacité à aller au-delà de 60 ans : aux USA 6 réacteurs de la même nature que les nôtres ont obtenu une licence pour aller à 80 ans et d'autres dossiers sont en cours d'instruction. L’enjeu est important si nous estimons à la fin que notre parc ne peut pas aller au-delà de 60 ans, nous serons en 2050 à 17GW de nucléaire ;  on change alors de monde…

Evolution du facteur de charge : record de production en 2016 et depuis il y eu le grand carénage et tous les travaux post fukushima 5 à 7 visites décennales par an, c'est un grand chantier énorme qui a impacté les facteurs de charge.  La VD4 c'est cinq fois plus de travail  que la vD3, et prêt d'un an d'arrêt. Nous sommes les seuls au monde à mener ce type de chantier puisque nous exigeons d’amener la sécurité des réacteurs après visite pratiquement au niveau de celle des réacteurs les plus récents  Nous sommes les seuls au monde  à avoir fait le choix de se rapprocher le plus possible du niveau de sureté des EPR 2,

Fessenheim : On a perdu 10 TWH avec la fermeture de Fessenheim

Les arrêts de tranche : un plan d’amélioration  STAR 2025 est en cours  et fonctionne déjà bien :  le taux de réussite sur la durée des mises à l’arrêt dans les délais prévus est passé de 2% à 64%; il passe par la réinternalisation  d'un certain nombre de fonctions, nous avons trop poussé le curseur. Ce plan fait partie de la trajectoire des 400TWH dans les année 2030 :  Flamanville 10 TWh, auugmentation de puissance 20 TWH; Star 2025 20TWh)

Effet de la modulation sur le facteur de charge et l’usure des réacteurs: aujourd'hui, la réponse est qu’il n’ y a  aucun effet car les modulations qu'on nous demande, qui sont très modestes, n'ont pas de conséquences sur l'outil industriel. Ce n’est pas un hasard, nous avons les seuls réacteurs au monde à offrir ce service de modulation. Nos réacteurs peuvent accepter deux baisses par jour, avec une amplitude de 80%, atteignable en une trentaine de minutes.

Mais le volume de modulation qu'on nous demande est de plus en plus impressionnant. Le week-end dernier (31 mars, Pâques), on nous a demandé de passer de 43GW disponible à 24 ,. et nous sommes en mars. Aujourd'hui, on nous a demandé de moduler 10GW dans le journée.. Le point que nous redoutons c'est l'arrêt du réacteur. Là il faudra regarder techniquement de très prêt…Une centrale nucléaire ne sera jamais un outil de gestion de pointe.

Autrefois, la saison de modulation, c'était le printemps qui nous permettait de préparer les arrêts de l’été ; aujourd'hui il n'y a plus de saison. 

Passage de la pointe  : RTE, dans son dernier bilan, à l'automne dernier, a dit très clairement que nous allons manquer de 3 à 5 GW de pointe dès les années 30. Ce sujet-là doit être pris en main rapidement; 

Question du rapporteur : Aux USA en Finlande,, on est à 30 dollar le Mwh nucléaire,  en France, on ne sait pas trop, mais c’est bien au-dessus : réponse :  lié à toutes les contraintes sur le plan sécuritaire...

Grandes manœuvres autour du service public de l’électricité ou comment le lobby libéral désinforme

Les tarifs réglementés validés par le Conseil d’Etat :

Le 18 mai 2018, le Conseil d’Etat français validait le principe des tarifs réglementés de l’électricité. Ces tarifs étaient attaqués par Engie et d’autres fournisseurs d’électricité au motif qu’ils allaient à l’encontre des Directives européennes sur la libéralisation du marché de l’électricité et la libre concurrence. Les raisons invoquées par le Conseil d4Eta sont les suivantes :

Le Conseil d’Etat « estime que l’entrave que constitue la réglementation des prix de vente de l’électricité est justifiée, dans un contexte de forte volatilité et s’agissant d’une énergie non substituable constituant un bien de première nécessité, par la poursuite de l’objectif de garantir aux consommateurs un prix de l’électricité plus stable que les prix de marché. Ce seul objectif suffisant à justifier une entrave à la concurrence au regard du droit de l’Union européenne ». Le Conseil d’État « juge ensuite que cet objectif de stabilité des prix ne pourrait être atteint par une intervention étatique moins contraignante qu’une régulation générale du prix de vente au détail de l’électricité. La forte volatilité qui caractérise le marché de l’électricité est en effet due à des facteurs multiples et difficiles à anticiper, et elle est susceptible de se répercuter à tout moment sur les prix du marché de détail. En outre, les offres à prix fixe sur deux ou trois ans qui sont proposées aux consommateurs sont le plus souvent indexées sur les tarifs réglementés, qui permettent d’offrir une visibilité de long terme. Dans ces conditions, la suppression des tarifs réglementés risquerait d’entraîner une volatilité des prix qui ne pourrait être encadrée de manière appropriée par des mesures temporaires.

Autrement dit, il s‘agit, concernant un bien essentiel non substituable, de protéger les consommateurs contre des offres de margoulins proposant de l’électricité pas chère lorsqu’on en a pas besoin, et des prix qui s’envolent…lorsque vous en avez vraiment besoin.

Merci au Conseil d’Etat qui ne nous avait pas habitué à contrer ainsi  la doxa libérale et européenne.

Les fédérations syndicales de l’énergie, toutes unies, CFE-CGC et même CFDT compris, CGT, FO ont salué cet arrêt et rappelé la nécessité « de tirer les leçons de 20 années d'ouverture des marchés de l'énergie, bien de première nécessité ». Et ils ont appelé à la plus grande vigilance vis-à-vis du paquet énergie propre que la Commission Européenne veut imposer : « Il est nécessaire que le paquet "énergie propre" actuellement en discussion "ne perde pas de vue les questions de service public, de long terme, de sécurité énergétique et d'intérêt général qui sont trop souvent occultées par les logiques de concurrence et de marché ».

Le gros mensonge statistique : prix de l’électricité et coût du nucléaire

Cet arrêt du Conseil d’Etat a rendu fou furieux les idéologues de la libéralisation et ceux qui voudraient bien démanteler les services publics pour leur plus grand intérêt. Et ils se sont lancés dans le gros mensonge, le mensonge statistique.

Ainsi, la plupart des media ont en août fait des gros titres sur « le prix de l’électricité pour les ménages français est plus élevé que dans quinze pays de l'Union Européenne ». Mensonge ! Manipulation !

En fait, ce sont les familles de seize pays de l'UE, et non quinze, payent leur kWh moins chère qu'en France. Il s'agit pour la plupart des pays de l'Est européen additionnés de la Grèce. Les factures d'électricité conviennent à un niveau de vie nettement plus bas que chez nous. Une augmentation du prix du courant, il y a quelques années en Bulgarie a provoqué des émeutes et la chute du gouvernement.

Ces seize pays représentent moins de 140 millions d'habitants sur les 510 millions  de l'UE. Presque les 3/4 des Européens payent donc  leur courant plus cher qu'en France.

En particulier, l'Allemagne est désormais  le pays de l'Union Européenne où le kWh pour les ménages est le plus cher.: 30,48 centimes d'euros  (le double du prix français !!!) suivi par le Danemark (30,10).

 L'Allemagne,  le Danemark et l'Australie du Sud, ont les prix les plus élevés de l'électricité au monde, pour les nations avancées. Les parts des renouvelables intermittents (solaire et éolien) y sont aussi les plus élevées. Comme dit le média financier Forbes « Pourquoi les renouvelables si bon marché donnent-elles de l'électricité si chère? »

Ce qui nous conduit à la deuxième manipulation : l’attaque contre le nucléaire, cœur de la production française et du service public de l’électricité

En 2017, les ménages français  payaient leur kWh de 16 à 17% moins cher que la moyenne européenne. Mais en 2010, ils le payaient 31% moins cher. Que s'est-il passé ? Les taxes ont bondi, surtout du fait des aides aux renouvelables et représentent désormais 35% des factures. L'acheminement (transport et distribution, 30% des factures) a augmenté aussi. Désormais près du tiers  des investissements du transport sont dus, comme le dit excellemment notre Réseau de Transport d'Electricité (RTE) "à l'adaptation à la transition énergétique", bref en grande partie liée aux renouvelables.

Il est exact que la France perd progressivement ses prix attractifs dus au nucléaire. La raison n'est pas une perte de compétitivité de ce dernier, mais les aides aux renouvelables.

Et voilà brillamment démontré comment les media manipulent l’information.

Et cela s’explique très bien ; c’est que, au moins en Europe, même les libéraux les plus fous ne proposent pas de privatiser la production nucléaire, qui devient un vrai caillou dans leurs gros sabots ; d’où cette curieuse alliance des lobby libéraux et des bigots rétrogrades écolo et ces campagnes de presse incessantes.

Merci à Lionel Taccoen et à la Lettre "Géopolitique de l'Electricité" d’où est repris ce décodage indispensable. (sur www.geopolitique-electricite.com)