L’éolien off shore : 1) une équation économique incertaine, une technologie non mature, un coût très élevé de l’électricité pour une décarbonation très peu efficace, voire contestable.

Résumé : Coût  extrêmement  élevé, technologie non mature,  forte dépendance en matériaux stratégiques, occupation extravagante de l’espace maritime, des projets à risque aggravé et des problèmes en séries. L’ensemble de ces considération fait qu’il est difficile de considérer l’éolien off shore , et surtout flottant comme répondant à un intérêt public majeur ; par contre on voit bien comment il conduit à la destruction de nos plus beaux paysages maritimes, à jeter à bas cinquante ans  d’efforts de protection du littoral, à une privatisation de larges espaces maritimes sans équivalent. En conséquence, la seule urgence qui s’impose est celle d’un moratoire

1) « S’il y a un truc qu’il faut arrêter tout de suite, c’est bien ça ! « 

 Jean Marc Jancovici, ( Fondation Nicolas Hulot, X-environnement, Shift Project, Haut Conseil pour le Climat…). Témoignage devant la Commission Aubert, 16 mai 2019

« L’éolien offshore aujourd’hui, c’est 25 milliards d’euros qui vont partir dans ce dispositif qui a encore moins d’intérêt que l’éolien terrestre. S’il y a un truc qu’il faut arrêter tout de suite, c’est bien ça ! Avec ces 25 milliards d’euros vous avez de quoi payer 6000 euros de prime de conversion du fuel en pompe à chaleur aux quatre millions de ménages français qui sont chauffés au fuel, qui sont souvent des ruraux, souvent précaires. Qu’on augmente mon taux d’imposition pour ça, moi je veux bien ! Mais qu’on me prélève un centime de plus pour payer l’éolien offshore, ce truc de Shadock »

« Les conditions de l’éolien en mer expliquent des coûts particulièrement élevés. Une éolienne en mer doit résister non seulement au vent (ça il vaut mieux !) mais aussi aux vagues, à la corrosion du sel, et donc il faut utiliser plus de matériaux et plus de traitements à puissance installée égale, sans parler du support immergé.»

« A cause de ces raisons, et aussi de la zone d’implantation, la construction en mer augmente la dépense en carburant par rapport à la construction à terre, et augmente aussi la dépense en carburant pour la maintenance.» 

 «  Il résulte de ces « surcoûts » à la construction que l’éolien off-shore, malgré un taux de charge augmenté (Vesta annonce de 30% à 50%, ce qui soit dit en passant correspond peut-être au cas du Danemark mais pas au cas de la France, où les meilleurs sites dépassent tout juste 35% de facteur de charge), fournit certes une énergie plus importante par éolienne installée, mais avec un « contenu en carbone par kWh » qui reste à peu près identique. Les éoliennes soient off-shore ou à terre, elles produisent toujours de l’électricité intermittente. De ce fait, dès qu’il y a 1 MW d’éolien installé quelque part, il faut obligatoirement, pour assurer la continuité de la fourniture d’électricité, installer un peu moins de 1 MW « d’autre chose » ailleurs. Installer 24 GW d’éolien suppose donc d’avoir « ailleurs » pas loin de 20 GW de puissance de pointe provenant d’une autre source pour pallier les variations du vent, et au surplus cette « autre source » devra fonctionner 70% à 80% du temps pendant que l’éolien assurera sur 20% à 30% du temps. »

2) L’éolien flottant, c’est cher !

La Cour des Comptes estimait en 2018 (Rapport sur le coût des ENR)  que les six parcs d'ores et déjà attribués au large des côtes françaises devraient coûter 2 milliards d'euros par an sur 20 ans, soit un montant total de 40,7 milliards, pour une part de 2% du mix énergétique !»

Le Président Macron a annoncé le 20 juin 2018 que, après négociations avec les promoteurs, leur coût a été ramené de 40 Md€ à 25 Md€

Un miracle qui laisse songeur sur les méthodes …Sauf que, changement : les raccordements des éoliennes off-shore au réseau d’électricité seront à la charge de RTE, alors que ces opérations coûteuses sont normalement à la charge du producteur.  Ce qui arrange bien les producteurs,  d’autant que ces coûts de raccordements sont assez peu prédictibles, et que la France a des systèmes côtiers plus compliqués que les sites peu profonds et sableux de la Mer du Nord et de la Baltique. ..

Selon l’Ademe, le coût de production de l’électricité éolienne en mer est estimé entre 123 € et 227 € le MWh pour des machines posées et entre 165 € et 364 € le MWh pour l’éolien flottant (Étude « Coûts des énergies renouvelables en France », Ademe, janvier 2017)

La CRE donne en 2022 les premiers Megawatt offshore ( plutôt posé donc)  à 178,2  €/

Rappelons que l’Arenh ( côut estimé du nucléaire historique) était de 42 et  passera à 49.5 €/MWh en janvier 2023.

La zone éolienne  de Groix & Belle-Île bénéficiera d’un tarif d’achat de 240 €/MWh de la totalité de sa production (même si elle est inutile et ne vaut rien, voire si cela se produit régulièrement en Allemagne a une valeur négative) sur vingt ans.

Se basant sur des courbes d’institutions internationales, l’Ademe estime que le coût va fortement diminuer.

C’est en fait très peu probable en raison du renchérissement des matières premières dont les éoliennes sont très gourmandes. Ainsi, le Department of Energy US  donne 8000 t/TWh de béton et 1800 t/TWh d’acier pour l’éolien (sans précision) contre  800 t/TWh de béton et 160 t/TWh d’acier pour le nucléaire, soit  en gros un facteur 10 pour le béton et  pour l’acier… à l’avantage, très marqué, du nucléaire.

Et si l’on considère les métaux critiques, c’est encore pire :l’éolien off shore tout particulièrement nous expose à des dépendances fortes pour le cuivre, le cobalt, certians métaux rares (néodyme, dysprosium…). L’intensité cuivre de l’éolien off shore, avec en plus toutes les connections nécessaires constitue un véritable risque économique et géostratégique  (et un scandale écologique) pour un métal très demandé dans toutes les techniques  nécessaires à la transition énergétiques et dont la production risque fort de ne pouvoir suivre la demande.

Cela signifie donc d’une part, que les ENR nous entrainent dans une nouvelle dépendance géostratégique qui peut devenir  équivalente voire pire que celle du pétrole ; et d’autre part, qu’ils sont extrêmement sensible à des hausses de prix, avec là aussi une forte dépendance étrangère :

« Le PDG d'un grand groupe de développement d’éolien terrestre se plaint que son entreprise a déjà abandonné deux projets éoliens (30 MW) attribués en 2018 car « la rentabilité initialement prévue n’est plus là » et a placé 60 MW « sous cloche » depuis l’automne…

Il nous faudrait un complément de rémunération à EUR 87-90/MWh pour que ces projets soient rentables », a-t-il affirmé, alors que les appels d’offres éoliens et solaires se situent dans les EUR 60-80/MWh…. Jusqu'à 13 GW de capacité solaire (5-6 GW) et éolienne (6-7 GW) sont menacés à cause de « la hausse des coûts des matériaux de construction (…), leurs coûts réels n’étant plus couverts par le prix d’achat garanti par l’État », a récemment dit le ministère de la Transition énergétique. »

https://www.montelnews.com/fr/news/1342348/la-hausse-des-cots-de-30-40-freine-la-croissance-des-enr, 11 Aug 2022

3) Une technologie qui n’est pas mature : « « Les assureurs considèrent les projets d’Energies Maritimes Renouvelables »comme des projets à « risques aggravés »

Si les prix sont élevés, c’est que la technologie de l’éolien flottant n’est pas considérée comme mature. Et c’est d’ailleurs une remarque reprise dans tous les débats publics organisés par la CNDP sur les projets d’éoliens flottant : pourquoi ne pas commencer par des parcs test comme c’était prévu à Groix (Eolfi) ou en Méditerranée plutôt que de se lancer d’emblée dans des zones industrielles d’ampleur sans véritables précédents ?

Comité de prospective de la CRE,  Rapport sur les énergies marines, juin 2021

« L’éolien en mer flottant est en pleine expansion, mais pose encore certaines questions. Le premier parc d’éoliennes flottantes en mer, le projet Hywind, a été inauguré en Ecosse en 2017 par les sociétés Statoil et Masdar. Sa capacité de production est de 30 MW. Un autre parc éolien flottant, WindFloat Atlantic, a été mis en service fin juillet 2020 au Portugal. « 

« Trois principales raisons expliquent le niveau élevé de risque des projets d’EMR : - à l’exception de l’éolien en mer posé, le niveau de maturité des différentes technologies n’est pas encore optimal, ce qui se traduit à la fois par des incertitudes sur la réussite des projets et par des coûts de production élevés (malgré un coût en baisse pour l’éolien notamment posé) ; - tous les types de projets ont été touchés par des sinistres importants ; - le retour sur expérience est encore faible ce qui limite les possibilités de modélisation et se traduit par la prise de marges plus importantes par les financeurs et les assureurs…Les assureurs considèrent les projets d’EMR comme des projets à « risques aggravés ».

RTE,  scenarios futur énergétique 2050 :

« Le développement de l’éolien en mer en France ne pourra pas suivre le même chemin que celui des pays riverains de la mer du Nord. En effet, les caractéristiques de profondeur au large de certaines côtes françaises conduisent à privilégier l’éolien flottant notamment sur les façades maritimes bretonnes et méditerranéennes (caractérisées par des profondeurs chutant rapidement au large des côtes) »

« À ce stade, la technologie des postes flottants n’est pas maîtrisée sur le plan industriel. "

« D’une façon générale, les coûts de raccordement des énergies marines sont soumis à de fortes incertitudes, supérieures à celles rencontrées pour des types de réseaux plus conventionnels.»

Le coût exorbitant des éoliennes flottantes, Books n° 0105, mars 2020. Par Jean-Pierre Le Gorgeu, Hubert Flocard et Jean-Pierre Pervès

« Pour les banques et investisseurs, ces projets apparaissent comme nouveaux et ils demandent de fortes primes de risque :

- Cette technologie ne bénéficie pas encore de la fabrication en série qui diminue le coût de l’éolien posé.

-Plus grave, la technologie de référence n’est pas fixée et il existe plusieurs modèles sur lesquels on manque de recul. Hywind, en Ecosse, utilise un  flotteur vertical, mais bien d'autres solutions sont encore à l'étude.

Pour illustrer l’absence de maturité de la technologie, sur 4 projets prévus en France, ce seront 4 technologies différentes qui seront employées !

 Or le choix technologique est loin d’être indifférent ! Flotteur en bèton (moins cher) ou en acier, vertical, horizontal, plusieurs colonnes,  semi immergé ou non, les choix techniques ne sont pas indifférents : le coût du flotteur compte pour près de 60%.

-Les dispositifs de suivi sur sites restent expérimentaux (camera, jauges de contraintes) A ce stade, il est impossible de mutualiser les moyens de surveillance et de diminuer le coût »

Exemples de défis technologiques propres aux éoliennes flottantes

- les fortes contraintes et vibrations sur l’axe de rotation des pâles, déjà problématiques sur des éoliennes fixes sont amplifiées par les mouvements du socle, ce qui entraine une fatigue plus  prononcée.

- les oscillations au gré de la houle provoquent des successions de tractions et de relâchement  sur les dispositifs d’ancrage déjà complexes et sur les composants qui le relient à la terre entrainant une fatigue et  une dégradation des matériaux très rapide.

C’est déjà pas simple, mais c’est en plus beaucoup demander à un câble d’être dynamique !

- le flotteur joue un grand  rôle dans le coût et la résistance de l’éolienne, et il subsiste de nombreuses incertitudes sur les solutions les mieux adaptées. (dans l'ordre Eoliennes flottantes du Golfe du Lion, Eolmed;  Provence Grand Large,  EOlfi

4 projets, 4 technologies, sans compter des design plus exploratoires mais intéressants, comme des éoliennes  à axe vertical (Sea Twirl)

4) Des projets vraiment problématiques

Naval Group : une rentabilité inatteignable

Début février 2021, Naval Group met fin à sa diversification (Naval Energies) dans le secteur des énergies marines renouvelables qu’il estime immature  : «Malgré les efforts de toutes et de tous, ces projets, engagés depuis près de 12 ans ne présentent pas aujourd'hui suffisamment d'assurance de succès économique à court, moyen ou long terme. L'éolien flottant représente des investissements considérables pour une rentabilité incertaine, voire inatteignable »

Orsted : vitesse des vents et usure des câbles

« Orsted, le plus grand développeur de parcs éoliens offshore au monde, a déclaré qu’il avait perdu. 2,5 milliards de DKr (389 millions de dollars) en raison de vitesses de vent plus faibles au cours des neuf premiers mois de cette année par rapport à 2020… L'intermittence des énergies renouvelables telles que l'énergie éolienne a attiré l'attention en Europe ces derniers mois car certaines des vitesses de vent les plus lentes depuis des décennies ont exacerbé la dépendance au gaz et au charbon pour l'électricité, y compris au Royaume-Uni, le plus grand marché éolien offshore au monde. »

Très confraternel, Orstedt  a mis en cause l’ensemble de l’industrie

«  La question sous-jacente est une sous-estimation des effets de sillage et de blocage. Son porte-parole a  insisté sur le fait que le problème n’est pas propre à l’entreprise, mais plutôt à l’ensemble de l’industrie, ajoutant que ses prévisions sont généralement plus prudentes que celles de ses concurrents

« Notre tâche principale est de nous assurer que nous ne prenons que des projets où nous créons effectivement de la valeur. Il n’est dans l’intérêt d’aucun actionnaire, ni de notre organisation d’opérer avec des prévisions de production gonflées et de gagner des projets sur cette base »

https://ft.com/content/b03713d6-5e87-414e-8da3-506163f6497e

« Revenant sur un précédent rapport très optimiste, le Ministère de l’Energie américain (DOE) a réduit l’estimation du potentiel de développement de l’éolien offshore de 2,000 GW à 54 GW, du fait des contraintes géologiques, océanographiques et légales….. Fin 2019, les cours du géant danois Orsted, pionnier de l’éolien offshore ont plongé en fin d’année en raison de la réévaluation de la production de son parc éolien en mer. Ce dernier aurait sous-évalué les pannes à répétition entraînées par les vents violents du large. Les marchés s’interrogent donc sur la viabilité de ce business model dont la robustesse financière reste encore à démontrer. Selon l’agence environnementale américaine, le coût actualisé de l’énergie éolien en mer reste 2,7 fois plus élevé que l’éolien conventionnel. »

https://www.forbes.fr/environnement/leolienne-en-mer-le-nouvel-eldorado-des-energies-renouvelables/

« La société éolienne danoise Ørsted a averti que jusqu’à 10 de ses parcs éoliens offshore géants au Royaume-Uni et en Europe auront besoin de réparations urgentes car leurs câbles sous-marins ont été érodés par des roches sur le fond marin. Ørsted a constaté que les roches placées à la base des fondations des éoliennes pour empêcher l’érosion des fonds marins étaient responsables de l’usure du système de protection des câbles qui, dans le pire des cas, pourrait provoquer la défaillance des câbles. Le problème a été découvert pour la première fois plus tôt cette année après que son parc éolien offshore Race Bank au large de la côte de Norfolk, qui peut générer suffisamment d’électricité pour alimenter 500 000 foyers, a subi une panne en raison de dommages aux câbles causés par les roches du fond marin. »

https://www.theguardian.com/business/2021/apr/29/rsted-says-offshore-uk-windfarms-need-urgent-repairs

La perte de rentabilité de l’éolien off shore en raison de l’affaiblissement des vents est une réalité inquiétante et préoccupante, sur le court terme et aussi sur le long terme. Deux facteurs peuvent être évoqués : 1) un effet de cannibalisation des éoliennes et des parcs entre eux, pour le coup déjà bien connu et documenté par les fabricants eux-mêmes et les universitaires ; 2) une diminution générale des vents en Europe du Nord avec le réchauffement climatique,

 « La grande taille des parcs éoliens et leur proximité affectent non seulement la performance des turbines sous le vent, mais aussi celle des fermes voisines, réduisant le facteur de capacité de 20% ou plus, ce qui augmente les coûts de production d’énergie et les pertes économiques. Nous concluons que l’énergie éolienne peut être une ressource limitée en mer du Nord »

Hereon Research Center, https://www.nature.com/articles/s41598-021-91283-3

“Selon le dernier rapport du programme Copernicus, les vitesses du vent ont été particulièrement faibles dans certains pays européens en 2021. Notamment en Europe du Nord, où sont installées un grand nombre d'éoliennes. En 2021, dans certaines parties du Vieux continent, les vitesses du vent ont été les plus faibles enregistrées depuis au moins quarante ans…

Dans une région s'étendant de l'Irlande et du Royaume-Uni au Danemark, à l'Allemagne et la Tchéquie, en passant par la mer du Nord, la moyenne annuelle de la vitesse du vent dans certains endroits a été jusqu'à 10% inférieure à la moyenne enregistrée sur la période de référence 1991-2020…

Selon le rapport de Copernicus, une réduction de 10% de la vitesse du vent entraîne une baisse de 27% de la puissance d'une éolienne - qui, par ailleurs, a besoin d'une vitesse minimale pour produire de l'électricité. »

https://climate.copernicus.eu/esotc/2021/low-winds#

Selon les projections du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC), la vitesse du vent au-dessus de l'Europe occidentale, centrale et septentrionale pourrait chuter jusqu'à 10% au cours des mois d'été d'ici à 2100, sur la base d'un réchauffement de 1,5°C.

Cela dit avec, les précautions d’usage : les observations actuelles sont sujettes à de nombreuses variations, et il est difficile de les relier au changement climatique

5) Et le bilan carbone ?

« La production d’électricité éolienne et photovoltaïque se caractérise par une intermittence qui, dans l’état actuel des capacités de stockage de l’électricité, empêche de s’affranchir des combustibles fossiles. Ces derniers, quand ils sont importés, pèsent sur la balance commerciale du pays et alourdissent sa dépendance énergétique. »

 https://www.academie-sciences.fr/fr/Rapports-ouvrages-avis-et-recommandations-de-l-Academie/quelle-place-pour-les-eoliennes-dans-le-mix-energetique-francais.html#:~:text=La%20France%20produit%20une%20%C3%A9lectricit%C3%A9,et%20le%20photovolta%C3%AFque%20(2%25).

Des données internationales situent le bilan carbone de l’éolien offshore entre de 24 à 47 g CO2/kWh. En ce qui concerne Groix, les porteurs du projet EOLFI  annonçaient 36 g CO2/kWh. pour le projet pilote, et  24 CO2/kWh pour le parc définitif.

Considérant l’absence de consensus à ce sujet, la CDPD chargée du débat public sur le projet EOS Méditerranée a commandé une expertise complémentaire réalisée par un expert indépendant. Les résultats indiquent que le bilan carbone de l’éolien flottant commercial se situerait aux alentours de 19 g CO2/kwh. soit un niveau légèrement supérieur au bilan carbone de l’éolien marin posé (entre 14 et 18 g CO2/kwh) ou de l’éolien terrestre (12,7 g CO2/kwh). 

Rappelons que le nucléaire est aux environs de 4,  jour et nuit, hiver et été. Alors, si, comme souvent, on supplémente l’intermittence par du gaz (400g/CO2/kw.h), ça nous fait à la louche du 330g CO2/Kw.h. Le moins qu'on puisse dire est que le bilan  pour la décarbonation de l’électricité  n’est pas excellent

L’ensemble de ces considération fait qu’il est difficile de considérer l’éolien off shore , et surtout flottant comme répondant à un intérêt public majeur ; que par contre on voit bien comment il conduit à la destruction de nos plus beaux paysages maritimes, à jeter à bas cinquante ans  d’efforts de protection du littoral, à une privatisation de larges espaces maritimes sans équivalent. 

Le plan Borne : vers la dictature éolienne

On attendait la mise en place des orientations de Belfort sur le nucléaire, et ce qui arrive, c’est un plan extraordinaire et extralégal d’accélération des ENR  !

 Le Figaro a parfaitement résumé : « une victoire pour la filière renouvelable française, qui voit y figurer nombre de ses revendications récentes ».

https://www.lefigaro.fr/conjoncture/le-plan-borne-pour-accelerer-les-projets-eoliens-et-solaires-20220812

Et même une victoire par KO !

1) Alléger les exigences environnementale  imposées jusqu’à présent aux petits projets solaires et éoliens :«les installations ENR répondent, dans un contexte de crise énergétique, à un intérêt public majeur».

Cela permettrait de déroger à la protection d’espèces protégées et ainsi de «réduire le nombre de contentieux »

2) Le gouvernement veut aussi appuyer sur l’accélérateur dans l’éolien en mer... Fini les débats publics pour chaque projet de parc. L’exécutif prévoit un seul et unique grand débat public pour toute une façade maritime, le public s’exprimant sur de grandes zones «à vocation “éolien en mer”!

NB : Alors là, c’est facile, on va simplement  dire que  la Bretagne Sud a pas vocation à  transformer son littoral en zone industrielle ?

3) L’avant-dernier article du projet de loi accélération prévoit d’octroyer un tarif réduit de l'électricité aux voisins de centrales solaires ou de parcs éoliens. «Cet article vient ainsi créer une modalité de partage territorial de la valeur des renouvelables avec les ménages résidents via leur facture d’électricité»

NB : Vous avez entendu parler de service public et d’une de ses conditions : la péréquation tarifaire ?

Au fait, si ce texte passe,  ces «mesures d’urgence» s’appliqueraient «sur une période de 48 mois», c’est-à-dire 4 ans!! La dictature éolienne jusqu’à la fin du mandat de Macron !

C’est évidemment intolérable, et, de plus, idiot !

Ce projet fou de promotion de l’éolien ne sert à rien : ni  à court terme pour régler le problème des pointes de consommation, par manque de pilotable. Ni à moyen et  long terme car investir massivement dans l'éolien pour décarboner et limiter le recours au gaz revient à se jeter dans l'eau pour éviter d'être mouillé ; Mme Borne est- elle incapable de comprendre les leçons de l’energiewende !

La biodiversité sacrifiée, c’est aussi une exigence de la Commission européenne !

Revenons sur un point : Alléger les contraintes environnementales pour déroger en particulier à la protection des espèces protégées et aux lois et règlement sur la protection de la biodiversité est déjaà plus ou moins prévu et imposé par l’Europe.

 Recommandation de la Commission relative à l’accélération des procédures d’octroi de permis pour les projets dans le domaine des énergies renouvelables et à la facilitation des accords d’achat d’électricité (18/05/2022) :

Article 24 : « Les États membres devraient veiller à ce que la mise à mort ou la perturbation d’espèces données d’oiseaux sauvages et d’espèces protégées au titre de la directive 92/43/CEE du Conseil  ne fasse pas obstacle au développement de projets dans le domaine des énergies renouvelables, en exigeant que ces projets intègrent, le cas échéant, des mesures d’atténuation visant à prévenir efficacement et autant que possible la mise à mort ou la perturbation, en assurant le suivi de leur efficacité et, à la lumière des informations obtenues dans le cadre du suivi, en prenant les mesures supplémentaires qui s’imposent pour éviter toute incidence négative significative sur la population des espèces concernées. Si ces points sont respectés, la mise à mort ou perturbation accidentelle d’espèces données ne devrait pas être considérée comme intentionnelle et ne devrait donc pas relever de l’article 12, paragraphe 1, de la directive 92/43/CEE ni de l’article 5 de la directive 2009/147/CE du Parlement européen et du Conseil »

https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/HTML/?uri=PI_COM:C(2022)3219&from=EN

La rédaction particulièrement alambiquée laisse peu de doute : tant pis pour les dégâts sur des espèces protégées, on compense si possible.

Compenser en matière de biodiversité marine ?  Voilà ce qu'en pense Sea Shepherd :

« Le gouvernement français a accordé à des promoteurs éoliens et des fonds de pension étrangers les plus beaux sites naturels de son littoral et a autorisé des projets d’usines dont l’impact va être colossal, impossible à compenser et irréversible pour la biodiversité marine, première régulatrice du climat, première productrice d’oxygène et premier puits de carbone de la planète »

https://newsletters.seashepherd.fr/images/septembre_2021/PROJET_FRANCAIS_D_USINES_EOLIENNES_EN_MER_-_UNE_BOMBE_A_RETARDEMENT_ECOLOGIQUE.pdf

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4) Bilan de la loi Nome

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

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

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

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

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

Là il faut s’accrocher un peu :

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

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

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

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

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

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

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

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

 La Cour euphémise à l’excés !

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La  désignation de fournisseurs de dernier recours214 devrait être envisagée

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

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

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

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

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

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

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

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

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