Commission Schellenberger : Philippe Knoche, PDG d’Orano

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

Sur Orano :  Plusieurs pays, dont le Royaume-Uni, ont perdu leurs compétences en matière de recyclage. Je suis donc extrêmement fier des équipes du nucléaire français, d’Orano en particulier, qui portent ces technologies. Elles ont besoin de visibilité et d’anticipation, car les industriels s’accommodent mal des stratégies de stop & go ou clignotantes. Nous sommes résilients aux crises, qu’il s’agisse de la crise Covid-19 – nous produisions alors à 80/90 % de notre capacité – ou du drame de la guerre en Ukraine. De véritables forces existent dans l’industrie nucléaire française, en particulier du côté de ces équipes, et ce malgré le désert que nous avons traversé.

Sur l’abandon d’Astrid et le futur des réactuers neutrons rapides : un decéiosn résultant des choix politiques, pas scientifiques

Sur la forme, nous avons effectivement été associés à cette prise de décision. Sur le fond, j’y ai été associé dans des conditions qu’il convient de préciser. À l’époque, Areva sortait de restructuration. L’entreprise n’était pas réellement financeur du programme Astrid, ou seulement de manière marginale, et ce sont surtout des équipes du CEA et d’Areva – aujourd’hui passées chez Framatome – qui travaillaient sur le sujet. Dès lors que l’État a annoncé de fortes réductions des budgets du CEA, et dès lors qu’EDF a annoncé ne pas pouvoir financer au niveau souhaitable en raison de contraintes financières découlant du mécanisme d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), il était impossible pour Areva – puis Framatome et Orano – de financer ces recherches et développements, étant entendu que nous étions nous-mêmes sous pression économique. Toute traversée du désert vous confronte à des choix. En l’absence de carburant, il convient d’abandonner certains véhicules en se concentrant sur les autres : c’est le choix qui a été opéré.

Néanmoins, cela n’enlève rien à l’avantage des réacteurs rapides dans la gestion du cycle nucléaire. Nous avons simplement dû procéder, sous contrainte budgétaire, à des arbitrages en termes de recherche et développement (R&D).

Aujourd’hui, plusieurs sortes de réacteurs rapides existent, avec des maturités technologiques et des enjeux extrêmement différents. L’avancement technologique sur les réacteurs à sodium, dont la France a été leader mondial, est tout à fait différent de ce que l’on observe sur les autres types de réacteurs. Près de cinquante start-up dans le monde – notamment aux États-Unis – travaillent sur les réacteurs avancés, dont dix qui ont été sélectionnées et cinq que nous fournissons et qui sont aidées par le gouvernement américain, ce soutien consistant à favoriser l’émergence de plusieurs entreprises de conception de réacteurs. Nous fournissons également deux start-up sélectionnées et financées à hauteur de plusieurs milliards de dollars pour construire leur premier prototype. L’un d’eux est un réacteur au sodium, élaboré par l’entreprise TerraPower de Bill Gates, qui développe également un autre réacteur rapide à sels fondus, alimenté par du combustible liquide, qui ne présente absolument pas le même degré de maturité technologique – il n’en a jusqu’ici existé qu’un seul fonctionnel durant trois ans.

Sur les SMR à combustible très enrichis : pas assez d’investissements, l’Europe à la traine

M. le président Raphaël Schellenberger. Dans le débat public, la discussion autour des SMR élude la question du combustible et de son niveau d’enrichissement. Certains projets reposent sur des niveaux d’enrichissement non usuels et particulièrement élevés au regard de la réglementation. Comment appréhendez-vous cet enjeu ?

 

M. Philippe Knoche. Les réacteurs précités peuvent utiliser des combustibles enrichis jusqu’à 20 % en uranium, contre 5 % pour le combustible classique. Ces réacteurs présentent l’avantage de fonctionner beaucoup plus longtemps sans besoin de recharge et/ou d’être beaucoup plus compacts.

 

Il s’agit d’un horizon complet d’innovation que les États-Unis ont cherché à atteindre en levant ce seuil de 5 % qu’ils avaient eux-mêmes imposé de manière informelle depuis plusieurs décennies. En termes d’enrichissement, le passage de 5 à 20 % ne requiert par d’autres technologies que celles déjà utilisées pour le passage de 0,7 à 5 %. Les usines doivent être adaptées, mais sans rupture technologique. Des installations dédiées sont à prévoir pour l’entreposage, le transport et la déconversion, pour lesquelles les barrières technologiques ont toujours été maîtrisées ; si certaines installations ont été arrêtées depuis vingt ans et ont été détruites, nous disposons toujours des procédés.

 

Le marché n’existe pas actuellement, mais les matières enrichies à 20 %, uniquement d’approvisionnement russe, alimentent des réacteurs de recherche, des réacteurs à but médical ou des prototypes de réacteurs avancés, qui cherchent désormais de nouvelles sources d’approvisionnement. Si les États-Unis ont dégagé un budget de 700 millions de dollars sur ce type de sujet, aucun fonds dédié n’existe au titre de France 2030, qui se concentre sur la conception de réacteurs et non sur le cycle associé. Pour notre part, nous avons publiquement indiqué que nous travaillions sur des combustibles commerciaux enrichis à 6, 7 ou 8 %, sachant que certains clients pourraient vouloir allonger les cycles des réacteurs existants, ainsi que sur des combustibles enrichis jusqu’à 20 %, de manière à soutenir les réacteurs de recherche.

 

M. le président Raphaël Schellenberger. Avec vos installations d’envergure industrielle, jusqu’à quel niveau êtes-vous autorisés à enrichir l’uranium ?

 

M. Philippe Knoche. Nous enrichissons jusqu’à 5 %, mais seules de faibles modifications sont nécessaires pour passer à 6 %, tandis que le cadre réglementaire est relativement adapté à 8 %. Nous devons en revanche soumettre des dossiers aux autorités compétentes en fonction des pays.

 

George Besse = trois centrales nucléaire de plus !

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous avez réalisé un important investissement industriel en fermant l’usine Eurodif et en ouvrant l’usine Georges-Besse II. Un chiffre m’a particulièrement marqué : vous êtes passés d’un besoin de puissance de 2 500 mégawatts pour la première à 50 mégawatts pour la seconde. Autrement dit, Orano a rendu l’équivalent de trois tranches nucléaires au réseau national. Pouvez-vous préciser à quelle date est intervenu ce changement ?

M. Philippe Knoche. l’arrêt d’Eurodif – intervenu en 2010, 2011 ou 2012 – fut particulièrement visible à l’époque. En revanche, je confirme que ce changement n’est pas anodin par rapport à l’analyse de la demande, de même qu’il n’est pas anodin en termes géographiques, dans la mesure où le sud-est est très demandeur de génération électrique. À ma connaissance, EDF et RTE étaient tout à fait intéressés de récupérer cette production électrique. J’ignore toutefois comment cette nouvelle donne a été prise en compte dans les simulations d’évolution de la consommation, puisque je ne travaillais pas sur ces sujets à ce moment. Quoi qu’il en soit, il est vrai que l’évolution technologique entre les deux usines est tout bonnement incroyable. Pour prendre une image parlante, Orano intervient généralement sur des objets aussi technologiques qu’une Formule 1 électrique et aussi grands qu’une cathédrale. Dans le cas présent, nous sommes passés d’une technologie à dimension de cathédrale à une technologie très modulaire, très numérisée et très économe en énergie.

M. le président Raphaël Schellenberger. C’est comme si nous avions construit, en 2012, trois tranches nucléaires de 900 gigawatts dans le parc national. Or cela n’a pas été pris en compte dans l’évolution des scénarios, ce qui peut masquer certaines réalités de construction de ces scénarios.

M. Philippe Knoche. De manière générale, les systèmes complexes sont difficiles à vulgariser, et l’on préfère parfois se focaliser sur quelques symboles, alors que la réalité est souvent plus complexe et doit être présentée dans la nuance. À nous de l’expliquer.

Sur l’approche intégrée et les forges du Creusot et l’EPR d’Olkiluoto

L’approche stratégique One-Stop Shop est la capacité à vendre à la fois de l’uranium, du combustible et des réacteurs. Si Areva a été démantelé pour des raisons d’exécution et de mise en œuvre, le producteur d’uranium canadien Cameco a récemment racheté la société américaine Westinghouse, tandis que les Russes ont toujours vendu des réacteurs avec le combustible et les matières associés. Inversement, les Britanniques ont échoué. Il s’agit bien d’une question de mise en œuvre et de capacité, pour une entreprise, à délivrer ce qu’elle a promis. Celle-ci est indépendante de la question relative à la fabrication de cuves, qui induit des enjeux de savoir-faire industriel et de mise à niveau.

 

J’ai dû gérer la situation du Creusot, qui était confronté à l’évolution de la réglementation et du savoir-faire industriel. Nous avons été les premiers à souligner que nos forges n’appliquaient pas les meilleures techniques industrielles du moment. Depuis, de grands forgerons mondiaux ont admis ne pas maîtriser ce type d’opérations aussi bien qu’espéré. Désormais, grâce aux investissements réalisés au Creusot et bien décrits par Bernard Fontana, Framatome a le savoir-faire industriel, maîtrise ces opérations et dispose d’outils industriels complètement rénovés, sachant qu’ils n’avaient pas été renouvelés depuis la construction du parc

 

Professionnellement, il fut très traumatisant de construire dans ces conditions : design inachevé, Supply Chain et base technologique et industrielle qui n’avaient pas été à la même phase de la construction depuis vingt ans, compétences perdues, construction à l’international sans construction préalable en France, etc. Tous les critères de dysfonctionnement étaient réunis. Néanmoins, notre concurrent américain a rencontré des difficultés encore plus grandes. La France ne doit donc pas "jeter le bébé avec l’eau du bain". L’EPR est un produit construit pour soixante ans, reconnu extrêmement sûr par les autorités de sûreté, et même s’il n’est pas le seul réacteur capable de répondre à la demande, les équipes qui ont traversé le désert en construisant le réacteur méritent le respect.

 

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous ne partagez donc pas l’avis de M. Proglio selon lequel l’EPR serait inconstructible.

 

M. Philippe Knoche. L’EPR est constructible, puisqu’il tourne, mais il est indéniable que de nombreux objets sont plus simples à construire. Sa construction en Chine semble toutefois plus facile que dans le monde occidental, où les grands projets sont difficiles à faire avancer. Lorsque mes amis allemands me charrient sur le temps de construction de l’EPR, qui est évidemment dramatique et qui n’est pas à reproduire, je leur rappelle que l’EPR est entré en fonction avant l’aéroport de Berlin, dont la construction a débuté lors de la chute du Mur en 1989/1990….

 

Sur la disponibilité du combustible

 

Rappelons à nouveau que 100 grammes d’uranium équivalent à 1 tonne de pétrole. Les stocks disponibles chez les clients et aux différents niveaux de la chaîne représentent plusieurs années de consommation. Si l’une des sources d’approvisionnement représentant 20 à 30 % venait à défaillir, nos autres sources d’approvisionnement et nos deux ans de stocks nous permettraient de gérer une décennie et nous donneraient le temps de nous retourner. Il s’agit bien entendu de chiffres moyens, et les clients n’aborderont pas pareillement la situation suivant leur niveau de stocks.

 

Si nous sommes vigilants aux aspects géopolitiques, nous savons aussi que les réserves d’uranium naturel se trouvent à 40 % dans des pays de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE), ce qui constitue un amortisseur non négligeable. Par ailleurs, l’équilibre entre intérêt économique de court terme et intérêt de stabilité de long terme fait que nous étions tout à fait d’accord avec la mise sous cocon de la mine McArthur au Canada : dès lors que les conditions de marché sont mauvaises, il est préférable de conserver une réserve sûre pour le long terme. Quoi qu’il en soit, la diversité de nos sources d’approvisionnement – tant en termes géographiques que de partenaires mondiaux ou de technologies – nous permet d’être sereins par rapport à notre sécurité à court terme, pour cet hiver comme pour le prochain.

 

Vous avez évoqué à juste titre le développement du nucléaire, étant entendu que nous aurons besoin de cinq à dix fois plus d’électricité décarbonée d’ici 2050, avec au moins un facteur deux pour le nucléaire selon le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Il est donc vrai que nous aurons besoin de plus de ressources, mais les réserves et ressources d’uranium sont aujourd’hui estimées à un siècle, y compris avec l’agrandissement du parc nucléaire. À long terme, je n’anticipe pas de hausse du prix de l’uranium aussi forte que celle ayant récemment affecté d’autres ressources naturelles ; historiquement, la livre d’uranium oscille entre 20 et 120 dollars, pour un prix actuel de 50 dollars. Bien entendu, l’augmentation de la demande à horion 2030/2040 conduira à une consommation accrue d’uranium, ce qui nécessitera l’ouverture de nouvelles mines. Cela dit, pour un électricien opérant une centrale nucléaire, passer de 20 à 50 dollars la livre d’uranium ne révolutionnera pas le coût de son mégawattheure

 

Boucler le cycle du combustible , le budget du CEA est insuffisant.

 

M. Antoine Armand, rapporteur. Est-il un peu insuffisant ou faudrait-il vraiment aller plus loin pour traiter correctement la question de la fermeture du cycle – je ne parle pas de l’industrialisation d’un RNR – et être près dans un pas de temps déterminé ?

 

M. Philippe Knoche. Je ne connais pas parfaitement le budget du CEA, mais Orano confie l’essentiel de sa R&D d’aval du cycle au CEA. En outre, l’essentiel de notre budget de R&D porte sur l’aval du cycle, puisque les technologies d’enrichissement et de conversion sont nucléaires. Nous disposons aussi de budgets d’exploration et de jumeaux numériques, mais l’aval du cycle concentre bien l’essentiel de notre budget de R&D, à hauteur de plus de 100 millions d’euros, soit 3 % de notre chiffre d’affaires. Or nous devrions idéalement doubler cet ordre de grandeur. L’aval du cycle représente aujourd’hui 2 ou 3 euros par mégawattheure, mais nous devrions probablement, dans les années à venir, doubler ce montant pour renouveler notre approche. Chaque année, nous investissons 1 % de la valeur d’une usine en maintenance, ce qui n’est pas viable sur une quinzaine d’années. D’importants efforts financiers sont donc à prévoir.

Par ailleurs, une partie du budget nucléaire du CEA est consacrée au démantèlement, et toute augmentation du budget du CEA lui permettrait d’investir davantage dans la recherche.

 

Nous savons démanteler !

M. Philippe Knoche. Je suis ravi d’entendre, madame Laernoes, que vous ne souhaitez pas la mort du nucléaire. Si j’ai bien compris votre propos, vous cherchez avant tout à savoir si nous savons démanteler des centrales nucléaires et si nous avons suffisamment provisionné pour ce faire. Je vous confirme donc que nous savons démanteler des réacteurs nucléaires. Nous avons d’ailleurs terminé, avec nos équipes américaines et l’appui de nos équipes européennes, le démantèlement des parties principales du réacteur américain de Vermont Yankee, quatre ans après que le projet nous a été confié. Il s’agit du deuxième réacteur que nous démantelons aux États-Unis, après celui de Cristal River, avec des budgets comparables à ce qui existe en France, mais avec beaucoup moins de complexité qu’en Europe. Nous allons par exemple découper la cuve en cinq à dix pièces, alors que l’Europe nous impose – du fait des filières de déchets et d’un ensemble de contraintes – de la découper en dizaines voire centaines de pièces. Je confirme donc que nous savons démanteler des réacteurs et qu’il est possible de procéder plus simplement ailleurs, étant entendu que nous procédons selon la réglementation propre à chaque pays.

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.

La nécessité de faire évoluer le modèle du marché européen de l’électricité

Remarquable et déprimant article de Boris Solier, Cirad, Montpellier tant il est clair que, sous la pression notamment de l’Allemagne, ce n’est pas le modèle le plus intéressant qui va être choisi par la Commission Européenne

https://annales.org/re/2023/resumes/janvier/06-re-resum-FR-AN-janvier-2023.html#06FR

Extraits et commentaires

La crise actuelle

« Le secteur électrique européen traverse, depuis la mi-2021, une crise sans précédent marquée par la flambée des prix de l’électricité, une volatilité accrue des marchés et des craintes de black-out. Les prix sur les marchés de gros, qui s’établissaient traditionnellement sous la barre des 50 euros le mégawattheure (MWh) au cours des dix dernières années, ont plus que doublé en 2021 et s’élevaient en moyenne à plusieurs centaines d’euros au cours de l’année 2022. Des pics de prix à plusieurs milliers d’euros ont été observés à certaines heures, et le plafond de prix de 3 000 euros le MWh a même été atteint le 4 avril 2022 sur le marché au comptant français. C’est avant tout la très forte augmentation des cours du gaz naturel, portés par le contexte de la guerre en Ukraine, qui a provoqué celle des prix de l’électricité. Les centrales à gaz se sont en effet fréquemment retrouvées en position de déterminer le prix (price maker) sur le marché de gros. Rappelons qu’en Europe, environ 20 % de l’électricité sont produits à partir de gaz naturel. »

Commentaire : pas seulement : l’envolée des prix du gaz en Europe a précédé la guerre en Ukraine, en raison d’une manque de précipitations et baisse de l’hydraulique dans de nombreux pays, dont l’Amérique du Sud, et baisse des vents de 10% en Europe du Nord qui a entrainé une baisse de la production éolienne de 30%

Sol1) La solution espagnole : plafonner le prix du gaz , un truc de shadok, une rustine inapplicable à l’Europe

« Le prix du gaz servant à la production d’électricité y est plafonné à 40 € le MWh et la différence entre le prix de marché du gaz et le prix plafond est prise en charge par l’État. Le coût de la mesure est ensuite financé par l’ensemble des consommateurs via une taxe prélevée sur la facture d’électricité. »

Le premier enjeu concerne le choix du niveau auquel fixer le prix plafond. Un plafond trop élevé limiterait l’effet du dispositif sur le prix de gros et donc l’utilité de la mesure. Tandis qu’un plafond trop bas diminuerait fortement le coût marginal des centrales à gaz et donc les prix de l’électricité sur les marchés de gros, augmentant la consommation d’électricité et celle de gaz en Europe »

« Le second enjeu est celui du risque d’une hausse des exportations d’électricité subventionnée vers les pays voisins avec lesquels l’UE est interconnectée (principalement le Royaume-Uni et la Suisse) »

« Le subventionnement des prix du gaz au profit du secteur électrique devrait entraîner une augmentation de la demande de gaz en Europe et donc une hausse du prix payé par le secteur non électrique, notamment par les consommateurs industriels. »

Sol2) le modèle français Rémunérer les producteurs sur la base du prix offert (pay-as-bid) et non du prix d’équilibre (pay-as-clear) et acheteur unique

« Avec des enchères de type pay-as-bid, les producteurs retenus perçoivent non pas le prix d’équilibre, mais le prix de l’électricité qu’ils ont demandé… »

« Une alternative pourrait consister à opter pour une rémunération fondée sur la moyenne des coûts marginaux du marché (Percebois et Pommeret, 2022), avec un mécanisme de compensation pour les producteurs dont le coût marginal serait supérieur à la moyenne, ce qui permettrait de réduire le prix sur le marché de gros et donc le coût pour le consommateur »

Mettre en place un modèle d’acheteur unique (ou central) Dans ce cas, la concurrence est maintenue, mais seulement au niveau du marché de gros entre producteurs : la totalité de l’électricité est vendue via des contrats de long terme à un acheteur unique qui sélectionne les producteurs par appels d’offres. Le prix de l’électricité serait déterminé non plus en fonction du coût variable de court terme, mais reflèterait le coût marginal à long terme, ce qui permettrait de lisser le prix pour le consommateur.

C’était la position défendue sans succès par la France lors des négociations sur la directive de 1996 qui a conduit à une ouverture totale du secteur électrique à la concurrence. Notons que certains proposent aujourd’hui une solution assez proche de celle-ci avec un marché de gros délivrant des prix horaires calés sur les coûts marginaux et un « acheteur central » qui passerait des contrats pour différence avec l’ensemble des moyens de production d’électricité (d’origine fossile comme décarbonée) pour la revendre à des prix alignés sur les coûts de long terme (Beeker et Finon, 2022).

Avec de tels systèmes, dans lesquels la totalité de la production/consommation est couverte par des contrats de long terme, le partage du risque repose assez largement sur la puissance publique. Une option qui ne semble pas être envisagée à l’heure actuelle.

Sol3) Le modèle Grec de marché dual

Marché dual ou hybride, combinant tarification au coût marginal et contrats basés sur les coûts moyens de long terme

« Cette proposition, qui émane du gouvernement grec (Council of the European Union, 2022), consiste à segmenter le marché de gros en deux compartiments : d’un côté, les centrales à coût marginal faible, mais à coûts fixes élevés, qui produisent lorsqu’elles sont disponibles (énergies renouvelables et nucléaire) ; de l’autre, les centrales à coûts variables élevés, qui produisent à la demande et permettent d’équilibrer le marché en venant en complément de la production issue des ressources renouvelables intermittentes. Les premières seraient rémunérées non plus sur la base des coûts marginaux, mais sur la base d’un prix couvrant leur coût moyen de long terme (Levelized cost of electricity). Ce dernier pourrait être mis en place soit via des contrats pour différence (pour les nouvelles technologies), soit sous la forme d’un prix plafond appliqué à ces mêmes technologies sur le marché de gros (pour les installations existantes). Les autres producteurs continueraient, quant à eux, de percevoir, comme aujourd’hui, le prix d’équilibre du marché de gros déterminé à partir des enchères basées sur les coûts marginaux »

« Ce système présente l’avantage de pouvoir rémunérer les producteurs infra-marginaux non plus sur la base du coût des centrales fossiles, mais en fonction de leur coût réel de production, ce qui permettrait de faire baisser le coût moyen de l’électricité pour le consommateur. Il offre par ailleurs une certaine garantie aux producteurs quant au prix futur de l’électricité, ce qui permet de réduire le risque d’investissement dans les installations à forts coûts en capitaux, tout en préservant un signal-prix de marché pour les centrales pilotables, l’effacement, le stockage/déstockage, etc.

Le recours à des mécanismes de type contrats pour différence ou compléments de rémunération (avec primes variables) est déjà effectif en Europe, et ce depuis de nombreuses années. De tels mécanismes ont prouvé leur utilité en période de crise, permettant à certains États, comme la France, de récupérer des recettes fiscales importantes du fait de l’envolée des prix de gros »

« Sa mise en œuvre pourrait néanmoins s’avérer complexe compte tenu de la multiplicité des modes existants de contractualisation des énergies bas-carbone (obligations d’achat, ventes sur les marchés de gros, contrats bilatéraux, PPA, etc.) »

Commentaires 

1) Ce modèle basé sur la LCOE ne tient pas compte des différences d’utilités réelles entre énergie de base pilotable et énergies variables intermittentes. Le coût système considérable des énergies variables intermittentes n’est pas pris en compte, non plus que leurs externalités négatives sur les modes de productions pilotables (diminution du facteur de charge, contraintes techniques et économiques du suivi de charge).  Ce modèle tel qu’il est ne prend pas en compte les externalités négatives des énergies variables intermittentes, qui sont incapables de rendre au système électrique et à la société les mêmes services que les énergies pilotables et que les mécanismes de tarification actuelles ne font pas porter aux producteurs desdites ENR.

Par conséquent il doit être complété par un changement du mérit order et la priorité d’injection du nucléaire sur les Energies Variables Intermittentes.

Cf notamment https://vivrelarecherche.blogspot.com/2023/01/etude-nea-ocde-sur-le-cout-des-systemes_14.html (étude NEA/OCDE) et les scénarios RTE (https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/11/les-futurs-energetiques-2050-de-rte.html

2) Les contrats pour différence de l’éolien en France…ne rapportent de l’argent à l’Etat que lorsque le prix de l’électricité devient insupportable économiquement et socialement. Comment fixer la valeur du contrat est extrêmment délicatEt de plus, les producteurs éoliens peuvent sortir du contrat quand ça les arrange et ne s’en privent pas (résiliation anticipée en fin de contrats)

https://twitter.com/EricSartori3/status/1590463297564049408?t=8qun6YYJ64Jrg65h3A40Ng&s=09

3) Ces considérations sont d’ailleurs prises en compte par Boris Solier dans sa conclusion , qui privilégie cette solution du modèle grec :

« La seconde proposition implique une révision plus en profondeur du marché de l’électricité visant à  aligner le modèle actuel avec les objectifs de décarbonation et d’indépendance énergétique de l’Europe. Elle repose sur une refonte des mécanismes existants de soutien aux énergies renouvelables, auxquels viendraient se substituer des systèmes de type contrats pour différence qui seraient étendus au financement des nouveaux réacteurs nucléaires. La mise en œuvre d’une telle réforme pourrait néanmoins s’avérer complexe à la fois sur les plans politique, technique et opérationnel ; elle nécessitera un fort volontarisme de la part des décideurs publics qui la soutiennent »

Sol4) Retour aux monopoles nationaux

« Revenir à des monopoles nationaux avec des prix calés sur les coûts de production Dans la mesure où des différences importantes subsistent dans les mix électriques des différents pays européens, le prix sur les marchés de gros peut parfois être assez éloigné de celui qui serait obtenu uniquement à partir du coût de production des moyens nationaux. C’est la raison pour laquelle des voix se sont élevées pour demander la sortie du marché européen de l’électricité et un retour aux monopoles nationaux. Ces derniers seraient, comme avant la libéralisation, en charge d’assurer à la fois le dispatch des moyens de production à court terme et la planification des investissements à long terme. Le monopole serait de la sorte en mesure de pratiquer des prix de vente calés sur les coûts moyens de long terme, ce qui permettrait un lissage des prix pour le consommateur. Notons qu’un marché de court terme pourrait tout de même être conservé pour assurer les échanges transfrontaliers…

C’est une position qui n’est officiellement soutenue par aucun État membre. »

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.