jeudi 27 février 2020

Climat, écologie politique : réduire les émissions de CO2 ou son meilleur allié, le nucléaire?

"Tout ce qui est contraire à la Nature est en effet contraire à la Raison ; et ce qui est contraire à la Raison est absurde et doit en conséquence être rejeté."
Baruch Spinoza, 1632-1677


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CO2 ou nucléaire ? C’est maintenant qu’il faut choisir (Tribune)
Alain Desgranges
 24.02.2020

Tribune du “Collectif d’ingénieurs soucieux du climat

 

Le projet de révision de la PPE 2019 – 2028 est la dernière opportunité qui se présente pour faire le bon choix pour le climat et pour la France. C’est dans cette intention que notre « Collectif d’ingénieurs soucieux du climat » a contribué dès le 20 janvier 2020 à la consultation du public sur ce projet.
Arrivés au terme de cette consultation, nous constatons que la plupart des contributions sont liées à la production de l’électricité qu’il s’agisse de l’intérêt ou non de l’éolien ou de la problématique du nucléaire dans le mix énergétique de notre pays.
Rien d’étonnant à cela, les concepteurs de la LTECV (Loi Transition Énergétique pour une Croissance Verte) ayant fait de cette loi un texte consacré à la transition « électrique » en substitution de la transition « énergétique », confondant moyens et objectifs et destiné pour l’essentiel à la réduction à 50 % de la part de la production nucléaire de notre pays.
Or, le président de la République a lancé un appel à idées aux membres de la Convention citoyenne pour le Climat dans un esprit de justice sociale et de solidarité européenne en faisant de la limitation des émissions de CO2, coupables du réchauffement climatique, un objectif prioritaire.


Démocratie participative ?
Nous répondons à cet appel sans a priori et sans rien nous interdire.
Car l’application des dispositions de la LTECV comme celles de la SNBC (Stratégie Nationale Bas Carbone) soumise aussi à la consultation du public, ne permettra pas l’atteinte de cet objectif prioritaire.
C’est la raison pour laquelle, notre expérience professionnelle nous aura conduit à proposer sept pistes d’actions qui ont l’objectif de contribuer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre et d’assurer l’avenir de la production électronucléaire, atout pour le climat et pour la France (1).
Nous recommandons également que les positions de scientifiques et de techniciens comme ceux de l’Académie des Sciences et de l’Académie des Technologies soient entendues au moins au même niveau que ceux des représentants d’organisations animés par une idéologie qui leur est propre (2).
Enfin, nous souhaitons attirer l’attention sur une démarche de la représentation nationale qui, hasard des calendriers oblige, rejoint notre suggestion de moratoire sur le gaspillage insensé de fonds publics au bénéfice d’investisseurs qui profitent de cet effet d’aubaine pour l’implantation d’éoliennes sur notre territoire.
Une démarche déjà faite par l’Espagne et qui vient de faire l’objet dans notre pays d’une proposition de loi à l’initiative d’un groupe de parlementaires (3).
Un moratoire qui s’inscrit dans la suite de la récente prise de position du Président de la République considérant qu’il devra être tenu compte de l’opposition grandissante de la population devant ces projets.
Vient maintenant l’heure des synthèses de ces deux consultations du public.
Mais y aura-t-il seulement une synthèse alors que la présentation des commentaires des participants sur le site du Ministère de la Transition Ecologique et Solidaire est réduite à une simple compilation ?… Elles sont pourtant indispensables à la conclusion de ces consultations du public sous peine de disqualifier définitivement ce type de démocratie participative.


Nos sept pistes d’actions


1. Réviser les deux lois LTECV et « Energie & Climat » afin de revoir la limitation à 50 % de la part du nucléaire dans le mix énergétique de la France, en totale contradiction avec l’objectif prioritaire de réduction des émissions de GES. Cette répartition entre nucléaire et renouvelables devrait être estimée en tenant compte de leur réelle contribution à la lutte contre le réchauffement climatique, de la compétitivité des différents moyens de production, ainsi que de leur capacité à assurer la sécurité du réseau et à garantir une indépendance énergétique optimale,

2. Exploiter les réacteurs actuels aussi longtemps que l’ ASN les y autorisera et qu’ils seront nécessaires à l’Exploitant pour gérer au mieux le renouvellement progressif du parc,

3. Engager un programme de renouvellement du parc nucléaire par 6 EPR, dans les meilleurs délais et sans attendre le démarrage de Flamanville 3, afin d’assurer la continuité de la maîtrise de l’activité de construction nucléaire et de répondre aux besoins du réseau,

4. Décréter un moratoire sur les aides accordées aux investisseurs pour favoriser des implantations d’éoliennes, cette filière de production étant inefficace pour le climat et préjudiciable à la sécurité de l’approvisionnement d’électricité,

5. Relancer le programme ASTRID qui anticipe le développement de la filière RNR. Cette filière, multiplie par plus de 100 les réserves de « combustible » nucléaire et divise par 10 les déchets radioactifs à vie longue. Retarder ce programme condamnerait la France à dépendre des pays plus avancés, Russie, USA et Chine, pour revenir un jour à cette technologie exemplaire en termes de recyclage des combustibles usés et d’élimination des déchets radioactifs,

6. Lancer rapidement le projet CIGEO de stockage géologique profond qui répond à la préoccupation légitime du public et adopter la règlementation européenne sur les déchets de déconstruction très faiblement radioactifs,


7. Proposer à nos partenaires européens une politique communautaire de l’énergie qui tienne compte de la spécificité du produit “électricité, difficilement stockable et relevant d’une mission de service public, dans un cadre de cohérence qui conjugue : réduction des émissions de GES, nouvelle organisation du marché de l’électricité et avantages d’un mix électrique diversifié.


  • Avis de l’Académie des Sciences du 6 janvier 2015 sur la transition énergétique et avis de l’Académie des Technologies du 10 juin 2015 sur la loi relative à la transition énergétique. 
  • Proposition de loi du 14.01.2020 pour un développement responsable et durable de l’énergie éolienne
On notera dans l’exposé des motifs de ce texte que « les sommes d’ores et déjà engagées pour la période 2019-2043 étaient, selon les hypothèses de prix du marché, entre 21 et 25 milliards pour l’éolien terrestre et entre 20 et 23 milliards pour l’éolien en mer. Cela représente, si l’on prend l’estimation la plus basse, une moyenne d’1,7 milliard par an pour la filière éolienne. Et ce, sans même compter les dépenses nouvelles liées aux nouveaux projets nécessaires pour remplir les objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Celle-ci prévoit de porter la part de l’énergie éolienne à environ 15 % de notre production électrique en 2028. Dans son rapport spécial de juin 2019 sur la mission Écologie, développement et mobilités durables du budget 2018, M. Julien Aubert estimait l’impact budgétaire final du soutien public aux éoliennes, une fois rempli cet objectif, entre 72,7 et 90 milliards d’euros. Une somme colossale, équivalente à ce que la France a dépensé initialement pour se doter de son parc nucléaire, à ceci près que les éoliennes produiront cinq fois moins d’électricité et auront une durée de fonctionnement trois fois inférieure ».

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Collectif d’ingénieurs soucieux du climat
Le collectif, qui rassemble plus de 500 cadres ou ingénieurs, anciens professionnels de l’énergie, souhaite partager sa conviction qu’en l’absence durable de moyens de stockage de masse de l’électricité, le nucléaire sera indispensable pour répondre aux objectifs de neutralité carbone en 2050 dans notre pays. Mais aussi pour obtenir de l’électricité abondante, permanente et peu onéreuse dans les décennies à venir, en France comme dans le reste du monde. Le nucléaire répond ainsi à l’appel du Président de la République en recherche d’une politique de l’énergie capable de contribuer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre et de lutter contre le réchauffement climatique dans un esprit de justice sociale.

Allemagne, nucléaire : la décision unilatérale de fermeture, un bien ou un mal pour le climat et les populations?

"l'énergie nucléaire est "essentielle" si le monde veut maintenir le réchauffement de la planète en dessous de son objectif d'augmentation de la température de 1,5 °"
Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) des Nations unies, rapport 2018.


Et :


"de nombreux experts à travers l'Europe estiment que la fermeture des centrales pourrait avoir un impact négatif sur les objectifs de l'Allemagne et de l'UE, en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre [...] la production d'électricité nucléaire qui avait déjà été perdue en raison de l'abandon progressif a été remplacée principalement par la production au charbon et les importations nettes d'électricité. [...] affirme que l'utilisation accrue des combustibles fossiles a pu entraîner 1 100 décès supplémentaires chaque année en raison de la pollution atmosphérique. [...] les grandes centrales hydroélectriques, où il y a eu des accidents majeurs qui n'ont pas eu la même notoriété que Fukushima et Tchernobyl [...] Il existe des études qui montrent que des centaines de milliers de personnes sont tuées chaque année parce qu'elles vivent à proximité de centrales au charbon et qu'elles s'empoisonnent peu à peu [...] des gens tombent des éoliennes qu'ils construisent et ils meurent.[...]
Mais comparé à beaucoup d'autres options, en particulier le charbon, c'est très sûr."

Vous avez la réponse à la question initiale...


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L'Allemagne a-t-elle pris la bonne décision en fermant ses centrales nucléaires ?
James Murray
11 Février 2020

La chancelière allemande Angela Merkel a décidé de supprimer progressivement les centrales nucléaires du pays d'ici 2022 - 11 d'entre elles ayant déjà été retirées du réseau


L'Allemagne a fermé 11 centrales nucléaires depuis 2011. Crédit : Raimond Spekking/Felix Koenig

Depuis la construction de la première centrale en 1954 près de Moscou, l'énergie nucléaire a été une source d'énergie essentielle dans le monde entier. Mais en 2011, l'Allemagne a décidé d'éliminer progressivement son parc nucléaire, en raison des préoccupations liées à la sécurité de cette technologie. James Murray vérifie auprès d'une série d'initiés de l'industrie si le pays a pris la bonne décision.

Il y a seulement dix ans, l'énergie nucléaire représentait près d'un quart de l'électricité produite en Allemagne.
Mais pendant la majeure partie des 30 dernières années, cette source d'énergie a été un sujet de controverse, les défenseurs de l'environnement se battant pour qu'elle soit retirée du bouquet énergétique du pays.
Face à la pression croissante et suite à l'impact de la fusion nucléaire de Fukushima Daiichi en 2011 - l'accident nucléaire le plus grave depuis la catastrophe de Tchernobyl 25 ans auparavant - la chancelière allemande Angela Merkel a pris la décision cette même année de supprimer progressivement les centrales nucléaires du pays d'ici 2022.
Bien que le grand public ait majoritairement soutenu la position contre un combustible à faibles émissions de carbone, voire à zéro carbone, de nombreux experts à travers l'Europe estiment que la fermeture des centrales pourrait avoir un impact négatif sur les objectifs de l'Allemagne et de l'UE, en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre.
Yves Desbazeille, directeur général de FORATOM, une association professionnelle basée à Bruxelles pour l'énergie nucléaire en Europe, déclare que cette décision va à l'encontre des convictions de nombreuses organisations internationales qui reconnaissent le "rôle indispensable de l'énergie nucléaire dans la lutte contre le changement climatique".
"Dans l'UE, de plus en plus de pays semblent comprendre que la décarbonisation complète de leurs systèmes énergétiques, conformément à l'accord de Paris et aux objectifs climatiques et énergétiques de l'UE pour 2030, ne peut être réalisée sans l'énergie nucléaire", ajoute-t-il.
"L'Allemagne a récemment confirmé qu'elle manquerait largement ses objectifs d'émissions pour 2020. Si elle avait décidé en 2011 de supprimer progressivement 20 gigawatts (GW) de capacité de centrales au charbon au lieu du nucléaire, elle aurait atteint ses objectifs d'émission et pourrait maintenant être reconnue à juste titre comme le champion européen du climat".

Pourquoi l'Allemagne ferme-t-elle ses centrales nucléaires ?
L'opinion publique allemande est largement opposée au nucléaire depuis de nombreuses années, avant qu'un gouvernement de coalition ne soumette une politique d'interdiction des centrales du pays en 1998. Cette politique a ensuite été annulée par le gouvernement de Merkel en 2009.
Mais deux ans plus tard, Merkel, qui est une scientifique qualifiée et titulaire d'un doctorat en physique, a fait volte-face en réintroduisant les plans et a ordonné la fermeture immédiate de huit des 17 sites nucléaires du pays - les neuf autres devant être progressivement éliminés.
Cette décision a été présentée comme le changement de cap politique le plus rapide depuis l'unification en 1990.
La proposition de la chancelière - qui a été adoptée par le Parlement, connu sous le nom de Bundestag - a suscité la consternation de certains car, contrairement aux centrales à combustible fossile, les réacteurs nucléaires ne produisent pas de pollution atmosphérique ni de CO2 pendant leur fonctionnement.
Mme Merkel a déclaré qu'après la catastrophe de Fukushima, où un tsunami de 15 mètres a mis hors service l'alimentation électrique et le refroidissement de ses trois réacteurs, le risque qu'un autre accident nucléaire se produise était "tout simplement trop élevé pour être contrôlé par l'homme".
Avant l'échéance de 2022, il ne reste plus que six centrales nucléaires à retirer du réseau - la source d'énergie produisant encore 12 % de l'électricité du pays l'année dernière.

Quel impact la fermeture des centrales nucléaires allemandes aura-t-elle sur les objectifs climatiques de l'Allemagne ?
Le Bundestag s'est fixé pour objectif de réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40 % d'ici à la fin de 2020 par rapport aux niveaux de 1990.
L'analyse du groupe de réflexion berlinois Agora Energiewende sur la transition énergétique montre que l'Allemagne aura réduit ses émissions de CO2 de 865 millions de tonnes en 2018 à 811 millions de tonnes en 2019.
Les émissions du pays se situent actuellement à 35 % en dessous des niveaux de 1990, soit 1,26 milliard de tonnes, ce qui signifie que l'objectif de 40 % pour la fin 2020 est peut-être hors de portée en si peu de temps.
Selon Fabian Hein, l'analyste de l'Agora pour les statistiques et les scénarios énergétiques, il est peu probable que cet objectif soit atteint pour plusieurs raisons, notamment la nécessité de remplacer 1,4GW de puissance perdue du réacteur nucléaire Philippsburg 2 qui a été mis hors service en décembre 2019.


Les émissions de l'Allemagne se situent actuellement à 35% en dessous des niveaux de 1990, 1 261 millions de tonnes, ce qui signifie que l'objectif de 40% pour la fin 2020 n'est pas vraiment à portée de main (Source : Heinz-Josef Lücking)

Jonathan Cobb, directeur de la communication de l'Association nucléaire mondiale, déclare qu'à l'avenir, en raison des réacteurs qui risquent de fermer au cours des deux prochaines années, il y aura une "perte importante de la capacité de production à faible teneur en carbone du nucléaire".
M. Cobb estime que toute croissance des énergies renouvelables devra d'abord "rattraper et combler ce retard", ce qui constituera un "défi important".
Il s'attend à une "aggravation des émissions" au cours des prochaines années - à moins qu'il n'y ait un "revirement majeur dans le rythme auquel l'Allemagne développe sa capacité renouvelable".
Un rapport publié en 2019 par des universitaires américains, intitulé The Private and External Costs of Germany's Nuclear Phase-Out, a constaté que la production d'électricité nucléaire qui avait déjà été perdue en raison de l'abandon progressif a été remplacée principalement par la production au charbon et les importations nettes d'électricité.
Il ajoute que le coût social du passage du nucléaire au charbon est d'environ 12 milliards de dollars par an et affirme que l'utilisation accrue des combustibles fossiles a pu entraîner 1 100 décès supplémentaires chaque année en raison de la pollution atmosphérique.
Hans Koenig, responsable des projets commandés pour l'Europe centrale au sein de la société de données et d'analyse Aurora Energy Research, estime que les performances en matière d'émissions du secteur de l'électricité allemand ont été jusqu'à présent "inférieures".
"C'est parce que, pendant longtemps, tout ce que nous avons fait, c'est remplacer une source d'électricité sans carbone par une autre, et nous n'avons pas vraiment fait quelque chose pour le charbon", ajoute-t-il.
Mais selon Koenig, suite à la décision du pays le mois dernier de supprimer progressivement ses 84 centrales électriques au charbon d'ici 2038, l'approche semble maintenant changer.
Bien qu'il admette que le plan n'est pas très ambitieux étant donné qu'il prendra 18 ans, il estime que cela montre que les politiciens réagissent aux "très mauvais" résultats en matière d'émissions.

Quel est l'impact de l'abandon progressif des centrales nucléaires allemandes sur les énergies renouvelables ?
L'Allemagne possède la plus grande capacité d'énergie propre d'Europe et a produit un record de 43 % d'électricité à partir d'énergies renouvelables en 2019, contre 40 % l'année précédente.
Un autre objectif ambitieux que le gouvernement s'est fixé est que la part des sources propres représente 65 % de l'électricité du pays d'ici 2030.
Mais Agora estime que le pays n'atteindra pas cet autre objectif et encore moins avant 2035 - seulement entre 58 % et 59 % étant attendus pour 2030.
Selon le groupe de réflexion, cela est dû en grande partie au manque d'investissements dans l'éolien terrestre, les enchères se déroulant là où aucune offre n'a été faite pour développer cette technologie sur terre.
Malgré cela, le directeur exécutif adjoint de l'Agora, Frank Peter, affirme que cette suppression progressive améliore "potentiellement" l'adoption des énergies renouvelables par la nation car les centrales nucléaires ne sont "pas les plus flexibles".
Peter ajoute que certaines des centrales nucléaires aggravent la saturation du réseau énergétique allemand, de sorte que leur fermeture soulagera une partie de la contrainte qui pèse actuellement sur le système - même s'il admet que le pays doit tenir ses promesses en ce qui concerne le remplacement du nucléaire en "développant les énergies renouvelables".
Koenig estime cependant que l'abandon progressif a mis beaucoup de pression sur le recours aux énergies renouvelables intermittentes, car le nucléaire est "la seule source d'électricité non renouvelable et sans carbone qui soit disponible à l'échelle".
"Il y a un peu de biomasse mais le potentiel domestique est limité, donc si vous avez des objectifs de réduction des émissions et que vous excluez le nucléaire, l'éolien et le solaire sont vraiment la seule solution", dit-il.

Quelle est l'importance de l'énergie nucléaire en Europe ?
L'Allemagne étant une figure centrale de l'économie européenne et une influence majeure au sein de l'UE, la décision d'abandonner progressivement le nucléaire aura certainement un impact sur l'évolution du climat du continent.
Selon un rapport de 2018 du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) des Nations unies, l'énergie nucléaire est "essentielle" si le monde veut maintenir le réchauffement de la planète en dessous de son objectif d'augmentation de la température de 1,5 °, tel que défini dans l'accord de Paris de 2015.
En 2018, la Commission européenne a reconnu que, parallèlement aux énergies renouvelables, le nucléaire jouera un rôle clé dans la décarbonisation de l'économie.
Son rapport, intitulé "Une planète propre pour tous", indique que d'ici 2050, plus de 80 % de l'électricité proviendra de sources d'énergie renouvelables et qu'avec une part de 15 % d'énergie nucléaire, elle constituera "l'épine dorsale d'un système électrique européen sans carbone".
M. Desbazeille, de FORATOM, estime que cette source d'énergie devrait être considérée comme un "contributeur indispensable aux objectifs énergétiques et climatiques de l'UE".
"Outre le secteur de l'énergie, le nucléaire peut également contribuer à la décarbonisation d'autres industries comme le chauffage urbain, le chauffage industriel, la production d'hydrogène ou le dessalement", ajoute-t-il.
"En tant que tel, il apporte une excellente contribution à de nombreux projets en cours et présente de nombreux autres avantages pour le climat.
En ce qui concerne l'utilisation des terres, le nombre d'hectares nécessaires pour produire de l'électricité à partir de centrales nucléaires est bien inférieur à celui des parcs éoliens.
Cela permet non seulement de réduire l'impact visuel de la production d'énergie, mais aussi de limiter le changement d'affectation des terres et la perte de biodiversité et d'habitats naturels
".


M. Desbazeille estime que la source d'énergie doit être considérée comme un "contributeur indispensable aux objectifs énergétiques et climatiques de l'UE". Crédit Wikimedia Commons/Bodoklecksel

M. Desbazeille affirme qu'elle a également un impact positif sur la sécurité de l'approvisionnement énergétique de l'UE.
"Pour remettre les choses dans leur contexte, une pastille de combustible à l'uranium de 7 g peut produire autant d'énergie que trois barils de pétrole, une tonne de charbon ou 500 mètres cubes de gaz.
Le combustible nucléaire est abordable, facile à stocker et son coût est marginal dans le coût total de l'électricité.

Selon l'Agence d'approvisionnement d' Euratom, les approvisionnements en uranium naturel de l'UE sont bien diversifiés, et la plupart des compagnies d'électricité de l'UE disposent de stocks pour couvrir une ou deux années d'exploitation, certaines compagnies couvrant même plus de quatre ans. Par conséquent, le nucléaire offre des garanties contre une dépendance étrangère qui pourrait mettre en péril la position géostratégique de l'Europe."

Le nucléaire et les énergies renouvelables peuvent-ils fonctionner ensemble sur le réseau ?
La question de savoir si le nucléaire et les énergies renouvelables peuvent fonctionner ensemble sur le réseau électrique a fait l'objet de nombreux débats.
Sven Giegold, membre allemand du Parlement européen pour le parti des Verts, estime que le nucléaire et les sources d'énergie renouvelables se substituent l'un à l'autre et ne devraient pas être considérés comme complémentaires.
"Sans nous sevrer du nucléaire, les énergies renouvelables n'atteindront jamais leur potentiel", a-t-il déclaré, selon le Financial Times.
"Il est difficile de prévoir le flux d'énergie provenant des énergies renouvelables, mais si vous avez tout à coup une journée très ensoleillée en Allemagne et que vous avez toute l'énergie dont nous avons besoin grâce au solaire, alors il n'est pas simple de moduler une centrale nucléaire.

Ce n'est pas un simple interrupteur marche/arrêt. En même temps, si l'on s'en tient au nucléaire, les centrales renouvelables s'arrêtent plus régulièrement et leur énergie ne peut souvent pas être facilement stockée".
Mais M. Desbazeille souligne que les conditions météorologiques sont un problème car elles dépendent fortement du vent et du soleil en raison de leur nature intermittente.
"Cela signifie qu'ils doivent être combinés avec d'autres sources d'énergie à faible teneur en carbone - comme le nucléaire, la seule forme de production d'électricité à grande échelle qui ne dépend pas des conditions météorologiques", ajoute-t-il.
"En combinant les énergies renouvelables intermittentes avec le nucléaire flexible, l'Europe sera en mesure de décarboniser son système électrique, tout en assurant la sécurité de l'approvisionnement à un coût abordable."


La question de savoir si le nucléaire et les énergies renouvelables peuvent fonctionner ensemble sur un réseau a fait l'objet de nombreux débats. Crédit : Tom Corser

Cobb, de l'Association nucléaire mondiale, affirme que le couple peut travailler ensemble sur le réseau, en particulier pour l'Allemagne, car elle est dans une "position très centrale pour accéder à de nombreuses interconnexions".
Il ajoute : "Elle a accès aux interconnexions hydroélectriques vers la Scandinavie. La Suède a un mélange de 35% à 40% de nucléaire et 40% ou 50% d'hydroélectricité, donc il y a un pourcentage très élevé d'hydroélectricité à faible teneur en carbone dans ce pays et cela fonctionne très bien ensemble."
Cobb cite l'exemple de l'Ontario, au Canada, pour montrer comment la décarbonisation est possible grâce à l'utilisation de ces deux types de technologies, car il affirme qu'elle a éliminé sa production de charbon en se concentrant sur le nucléaire tout en augmentant les énergies renouvelables.
Mais Koenig pense qu'un système 100% renouvelable sera moins cher qu'une combinaison avec le nucléaire car la technologie nucléaire a des dépenses d'investissement (CAPEX) et des coûts fixes plus élevés.
Selon lui, c'est parce que les centrales nucléaires préfèrent fonctionner plus longtemps afin de répartir les coûts sur un plus grand nombre de mégawattheures produits.
"Ce n'est précisément pas ce dont vous avez besoin dans un système de production d'énergie renouvelable plus important", ajoute-t-il.
"En effet, dans un système de production d'énergie renouvelable, le mégawattheure le moins cher dans 90 % des heures proviendra d'un parc éolien ou solaire, donc il faut quelque chose pour produire beaucoup d'électricité en très peu de temps. On peut y arriver avec le nucléaire d'un point de vue technique, mais c'est un défi économique. Le nucléaire a un CAPEX très élevé, et ses coûts d'exploitation et de maintenance sont très élevés. Si vous étalez ces 1 000 heures par an de fonctionnement de la centrale, le nucléaire devient encore plus cher qu'il ne le serait sur la base de la charge de base."

Les centrales nucléaires sont-elles sûres ?
À la suite d'incidents majeurs comme ceux de Fukushima et de Tchernobyl, des questions sont souvent soulevées concernant la sécurité du nucléaire. Mais il n'y a pas encore eu d'accident grave lié à cette question dans l'UE.
Selon M. Cobb, par rapport aux autres formes de production, le nucléaire est généralement considéré comme sûr.
"Si vous regardez les recherches qui ont été faites en termes de décès par kilowatt-heure - aussi brutal que cela puisse paraître -, elles sont très comparables et bien plus sûres que toute autre source fossile et que les grandes centrales hydroélectriques, où il y a eu des accidents majeurs qui n'ont pas eu la même notoriété que Fukushima et Tchernobyl", ajoute-t-il.



Les experts affirment que le nucléaire est plus sûr que les autres sources d'énergie. Crédit : Stefan Kühn/Wikimedia Commons

Selon M. Desbazeille, la sûreté de toutes les installations nucléaires est régie par des lois strictes supervisées par un régulateur indépendant dans chaque pays qui a un programme nucléaire ou qui s'en lance un.
"Le maintien d'un haut niveau de sûreté n'est pas négociable pour l'exploitation à long terme des centrales nucléaires existantes, pour les nouveaux projets de construction et pour gagner l'acceptation et la confiance du public dans le nucléaire", ajoute-t-il.
"Après l'accident de Fukushima, des tests de stress - effectués dans tous les réacteurs nucléaires en exploitation dans l'UE - ont confirmé qu'aucun d'entre eux ne devait être fermé, ce qui témoigne des normes de sûreté élevées des centrales nucléaires en exploitation en Europe. L'UE a également introduit des réglementations de sécurité supplémentaires, qui ont été mises en œuvre par l'industrie nucléaire européenne. En général, la directive sur la sûreté nucléaire de l'UE, adoptée en 2014, a fourni à l'UE les normes de sûreté les plus strictes au monde".
Bien que Koenig affirme que le nucléaire n'est pas sûr, il souligne qu'"aucune source d'énergie n'est parfaitement sûre".
"Il existe des études qui montrent que des centaines de milliers de personnes sont tuées chaque année parce qu'elles vivent à proximité de centrales au charbon et qu'elles s'empoisonnent peu à peu", ajoute-t-il.
"Chaque année, des gens tombent des éoliennes qu'ils construisent et ils meurent. Donc avec le nucléaire, non, ce n'est pas sûr. Mais comparé à beaucoup d'autres options, en particulier le charbon, c'est très sûr".
Bien que des questions subsistent quant à savoir si l'énergie nucléaire est une source d'énergie sûre à l'avenir, seul le temps nous dira si la décision de l'Allemagne de fermer ses centrales était la bonne.

Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) : tout le programme, rien que le programme, jusqu'à... l'explosion sociale?

" L’homme de masse, ainsi produit, doit être traité comme ce qu’il est : un veau, et il doit être surveillé comme doit l’être un troupeau. Tout ce qui permet d’endormir sa lucidité est bon socialement, ce qui menacerait de l’éveiller doit être ridiculisé, étouffé, combattu. Toute doctrine mettant en cause le système doit d’abord être désignée comme subversive et terroriste, et ceux qui la soutiennent devront ensuite être traités comme tels. On observe cependant, qu’il est très facile de corrompre un individu subversif : il suffit de lui proposer de l’argent et du pouvoir." 
Serge Carfantan,  Leçon 163 : Sagesse et révolte


Ruraux, sommes-nous de ces hommes là?

Notre VIE, notre quotidien, notre VILLAGE, nos prés, nos forêts, nos animaux et... le climat, valent PLUS que leurs profits!


MUNICIPALES : PAS UNE SEULE VOIX AUX CANDIDATS PRO-EOLIENS ET AUX "SANS AVIS"!


TENIR TÊTE, FEDERER, LIBERER! 


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Le gouvernement est décidé à adopter sa programmation de l’Énergie, malgré que tous les experts et instituts spécialisés dans l’énergie aient souligné l’incohérence.
Michel Negynas

Un article du journal Le Monde du 25 février titrait : « Municipales 2020 : l’opposition aux éoliennes, ces « ventilateurs pourris », pousse à faire de la politique dans les Pyrénées-Orientales »
Le gouvernement est décidé à adopter sa programmation de l’Énergie, qui vise à copier l’Allemagne : multiplier par 5 le solaire et par 3 l’éolien, pour arriver à 85 GW d’énergie intermittente. Tous les experts et instituts spécialisés dans l’énergie ont souligné l’incohérence du projet, puisque la presque totalité des finances consacrées à la transition énergétique servira à décarboner une électricité qui l’est déjà.
Les coûts sont faramineux. Et dans le cas de l’éolien, les nuisances sont concentrées sur les parties délaissées du territoire, un symptôme de plus de la fracture de la France.
La question se pose d’abord de savoir combien ça coûte, et combien ça rapporte.
Combien ça coûte ? C’est assez difficile à calculer. Il y a les coûts passés, les coûts à venir, et les coûts indirects. 


Les coûts directs
En mars 2018, et pour la deuxième fois, la Cour des comptes alertait sur l’incohérence du soutien aux énergies renouvelables, dont l’éolien. Pour le solaire, c’est encore pire mais cela n’excuse rien. Déjà en 2013, elle avait remarqué que l’essentiel des crédits pour la transition énergétique servait à décarboner une électricité qui l’était déjà.
En outre, la Cour des comptes note une opacité inacceptable sur les coûts :
« Sur le plan budgétaire, la récente réforme de la contribution au service public de l’électricité (CSPE) et la création en 2015 du compte d’affectation spéciale (CAS) Transition Énergétique ont permis de donner une visibilité annuelle à un dispositif qui avait prospéré de manière extra-budgétaire. Toutefois, l’existence du CAS constitue un progrès insuffisant car il ne permet pas de faire apparaître l’ensemble des coûts que devront supporter à long terme les finances publiques au titre des engagements contractés. L’architecture budgétaire actuelle ne permet en effet au Parlement ni de se prononcer sur les nouveaux engagements, ni d’apprécier la dynamique consolidée d’évolution des charges du fait des engagements passés ou nouveaux. Le Parlement devrait donc être mieux associé à la définition des objectifs de développement des EnR et des volumes financiers de soutien aux EnR. »
La Cour des comptes a fait une estimation des dépenses à venir et déjà engagées. Nous sommes sur un rythme de trois milliards par an pour le seul éolien. Et la Cour de remarquer :
« Les impacts du mix retenu par la PPE en termes de besoin de soutien ne se limiteront pas aux cinq prochaines années : les soutiens engagés aujourd’hui auront des répercussions sur les finances publiques pendant au moins 20 ans. Il semble dès lors nécessaire d’étendre l’exercice de projection financière à des horizons beaucoup plus lointains que celui de la PPE (2023). Ces projections permettraient de réaliser des arbitrages énergétiques qui tiennent véritablement compte de la contrainte durable de moyens pesant sur les finances publiques. »

 


On voit sur ce graphique que le soutien à l’éolien nous a déjà coûté virtuellement 13 milliards d’euros depuis 2016 ; or on a prévu de tripler la capacité !
Si on considère l’ensemble des engagements passés jusqu’à la fin des contrats, la Cour des comptes les évalue à 120 milliards pour l’ensemble des énergies renouvelables, dont probablement une quarantaine pour l’éolien.



Mais elle relève surtout un manque de visibilité pour les coûts à venir.
Pour l’ensemble des ENR, on pourrait les évaluer à 5 milliards par an au moins jusqu’à 2030, dont deux milliards pour l’éolien à capacité installée constante. Soit 15 milliards par an à l’objectif 2030. L’éolien se situera entre 30 % et 50 % de ce total. Cet objectif est comparable à la situation allemande actuelle : l’Allemagne estime son soutien à 25 milliards par an pour l’ensemble des ENR. Le chiffre de 15 milliards est donc plausible,
Une autre approche consiste à examiner les taxes de soutien aux ENR par KWh : de un centime en 2016, elles sont prévues à 1,8 centime en 2023 ; en Allemagne, que nous voulons copier, elles sont de 4,5 centimes par KWh.
On peut aussi évaluer l’investissement total de l’objectif à 2035, soit 45 GW d’éoliennes, à 1,5 millions d’euros du MW. Cela fait 67 milliards… il faut bien que quelqu’un les paye. Le problème c’est qu’une éolienne est prévue pour durer 25 ans… en 2025, il faudra déjà remplacer les plus anciennes. Ce sera reparti pour un tour…
On pourrait objecter que le mode de subvention a changé : qu’en sera-t-il des contrats futurs, compte tenu des nouvelles règles de subvention et de la baisse des coûts ?
La Cour des comptes n’est guère optimiste, car elle souligne l’impossibilité de prévoir les subventions futures, qui sont calculées par la différence entre un coût de production estimé et le prix de gros du marché. Or, on constate aisément ces dernières années que l’apport des ENR intermittentes fait baisser les prix de gros ! Plus on en installera, plus elles seront subventionnées !


Les coûts indirects

Mais il y a aussi des coûts cachés.
En effet, les coûts d’adaptation aux ENR sont payés par l’ensemble de la filiale EDF chargée du réseau, RTE, sans qu’ils soient différenciés. Ils sont divers : il y a d’abord les raccordements au réseau moyenne et haute tension. À titre d’exemple, le champ éolien de Dunkerque nécessite un investissement de 250 millions d’euros, 20 % de l’investissement total !
Il faut aussi prévoir des équipements spéciaux pour stabiliser le réseau, car aussi bien le solaire que l’éolien en sont incapables.
Toujours d’après la Cour des comptes :
« L’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE estimait ainsi en 2012 que, pour la France, le coût pour le système électrique de la pénétration des EnR à hauteur de 30 % du mix de production pourrait se situer dans une fourchette de 13 à 18 euros /MWh. »
Mais ce n’est pas tout. L’obligation d’achat de tout KWh produit par les ENR entraîne la baisse du chiffre d’affaire des autres centrales. La conséquence pour elles est une perte de rentabilité. Les investisseurs s’en détournent. Or, on a besoin de ces équipements les nuits d’hiver sans vent. On va donc les subventionner elles aussi, en leur permettant de « vendre des capacités garanties » aux ENR aléatoires. 


Combien ça rapporte, c’est facile à calculer : quasiment rien

En France, juste un peu d’économie de combustible nucléaire, et encore. Dans une centrale nucléaire, l’usure du combustible est fonction autant de la durée d’utilisation que de la quantité d’énergie produite. Et la part du combustible dans les coûts est très faible.
Et ces ENR ne produisent pas grand-chose : les 16 GW installés ont produit 7 % de l’électricité en France, alors que le réseau a obligation d’acheter cette électricité quand bien même il n’en n’a pas besoin.
Les deux arguments généralement avancés pour justifier cette folie sont le foisonnement et le stockage.
L’idée du foisonnement est que si on dispose judicieusement les productions d’ENR sur le territoire, il y aura toujours du soleil et du vent quelque part. C’est faux, tout un chacun peut le constater en consultant eCO2 mix, le site de suivi en temps réel de RTE, ou Energy Charts, le site allemand. Sur un ensemble de 150 millions d’habitants couvrant de la Baltique à la Méditerranée, il y a des jours, parfois des semaines, avec très peu de vent.
Pour ces jours-là, il faut construire un réseau de centrales pilotables à la demande. C’est celui-là qui est indispensable, les ENR aléatoires n’étant en fait qu’un surinvestissement. Et dans le cas de la France, il ne rapporte quasiment rien, ni sur le plan financier, ni sur le plan climatique.
Si un jour on sait stocker l’électricité à hauteur des quantités énormes nécessaires, ce qui n’est absolument pas le cas actuellement, eh bien… il faudra payer ces installations ! 


Une bombe à retardement
Nous avons eu droit récemment à quelques « signaux faibles » sur l’éolien de la part du gouvernement.
À Pau, en janvier, le Président Macron :
« Soyons lucides : la capacité à développer massivement l’éolien terrestre est réduite. » Il a ajouté que « le consensus sur l’éolien est en train de nettement s’affaiblir dans notre pays » et estimé que « on ne peut pas imposer l’éolien d’en haut. »
Mme Borne, ministre de l’Écologie et de la Transition énergétique, a déclaré quant à elle :
« C’est vraiment un énorme sujet, je l’ai dit aux acteurs de la filière. Il y a des emplacements de parcs éoliens en covisibilité avec des monuments historiques. Je ne comprends même pas comment on a pu arriver à ces situations. On a des territoires dans lesquels on a une dispersion de petits parcs de taille et de forme variable qui donnent une saturation visuelle, voire une situation d’encerclement autour de certains bourgs qui est absolument insupportable. »
Le gouvernement voit monter la contestation et prend peur. Il ne voudrait pas faire face à des gilets couleur de vent, comme il a du faire face à des Gilets jaunes levés contre la taxe carbone.
Les deux sujets ont un point commun : ils sont plébiscités par les urbains écolos au détriment des oubliés des territoires. Il n’y a pas d’éoliennes dans la banlieue des grandes villes. Les campagnes désertées en sont truffées, et passer de 8000 à 15 000 moulins implique d’attaquer des régions plus combatives car plus peuplées et plus prospères.
Ainsi, le vent pourrait bien s’inviter dans les élections municipales. Pas à Paris bien sûr, ni dans les métropoles. Mais là où les maires sont démarchés par les vendeurs de vent : dans les petites communes écrasées par les charges. C’est difficile pour eux de résister à la perspective de quelques dizaines de milliers d’euros de redevance…
Le problème est que le pactole est sur une commune, la nuisance sur toutes les communes à l’horizon, parfois dans un rayon de vingt kilomètres… perte d’attrait touristique, dévalorisation des habitations… Une source de conflits potentiels, et des retours de flamme en perspective pour la commune accueillante, lorsque, plus tard, les subventions étant taries, le vendeur de vent en faillite, elle aura le démantèlement sur les bras.
Mme Borne se plaint d’une répartition inégale sur la France. Elle oublie peut-être qu’on installe des éoliennes là où il y a du vent… Mieux les répartir implique d’aller sur des terrains moins ventés, ce qui fera encore baisser la capacité équivalente des engins, qui n’est déjà pas fameuse : de l’ordre de 22 %, à comparer au taux de charge accessible à une centrale thermique, de plus de 80 %.
L’ironie est que ce sont les derniers gouvernements successifs qui ont amoindri, une à une, les contraintes à respecter pour construire des éoliennes. À ce jour, il est plus facile, administrativement, de construire un parc éolien de cinq engins de 170 mètres de haut que de bâtir un lieu de stockage pour appareils électroménagers.
De multiples pétitions circulent contre cette folie.
Celle-ci est signée par, entre autres, Bérénice Levet, philosophe, Alain Finkielkraut, philosophe, Stéphane Bern, animateur télévision et radio, écrivain, Jean-Pierre Le Goff, sociologue… Lorsque les faiseurs d’opinion médiatiques s’en mêlent, ça sent le roussi.
L’éolien en mer est tout aussi critiqué : même au large, il se voit de loin. Et quiconque a eu un bateau connaît la lutte sans fin qu’il faut mener contre la corrosion.
Bref, à part les bobos des grandes villes, et les maires des communes d’implantation, qui sont d’ailleurs parfois propriétaires des terrains recevant les loyers, personne n’en veut.
Que ce soit localement pour les nuisances, ou nationalement, lorsque on annoncera aux citoyens qu’il faut quand même renouveler le parc nucléaire, la Programmation pluriannuelle de l’énergie est une bombe financière, sociale et politique à retardement. Il est temps de la désamorcer.

mercredi 26 février 2020

Haut-Rhin, Fessenheim : pas chère, abondante, écologique et utile, ainsi était l'électricité de la centrale nucléaire

"Ne fais jamais rien contre ta conscience, même si l'Etat te le demande."
Albert Einstein,1879-1955

Oui, la conscience, c'est cela l'important!
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Nucléaire : questions sur Fessenheim
Sylvestre Huet 
21/02/2020
 
Demain, le 22 février 2020, le réacteur n°1 de la centrale nucléaire de Fessenheim sera définitivement arrêté. Une décision gouvernementale, imposée, contre indemnité d’au moins 400 millions, à EDF. Réponses à quelques questions dérangeantes. 


 
Centrale nucléaire de Fessenheim : piscine de désactivation bâtiment combustible, BK, France, mai-juillet 2015 Photo Eric Dexheimer

Quelle est l’origine de cette décision ? Une étude technico-économique, une exigence de l’Autorité de sûreté nucléaire, une production d’électricité inutile, coûteuse ou polluante ? Nenni. Le résultat d’une négociation politique, à visée électorale immédiate, entre François Hollande et EELV lors de l’élection présidentielle de 2012. L’accord déboucha sur une loi, dite par anti-phrase «de transition énergétique et croissance verte», votée en août 2015, qui prévoyait que la puissance installée nucléaire du pays ne devait pas dépasser les 63,2 GW existant. Et qu’en conséquence le démarrage de l’ EPR en construction à Flamanville (1) devait se traduire par la fermeture de deux réacteurs de 900 MW. Une décision présentée comme la première étape vers la diminution à 50% de la production d’électricité totale de la part du nucléaire, fixée dans la loi à 2025. Là aussi sans qu’aucune étude ne vienne justifier ce chiffre aussi rond que dénué du moindre sens technique ou économique, lire ici ce qu’il faut penser de l’argument de la sûreté. Lorsque la réalité industrielle revient par la porte, l’objectif est repoussé à 2035 par le gouvernement d’Emmanuel Macron – pourtant ministre de l’économie lors de l’élaboration de la loi – c’est dire si tout cela est fait avec sérieux.
Faire dépendre la mise en service ou l’arrêt d’une centrale électrique, quelle qu’en soit la technologie, d’un accord électoral et non d’une analyse technique, économique, écologique et de sûreté semble stupide, mais c’est ce qui survient au pays de Descartes. 


 

La concentration dans le temps de la construction des réacteurs nucléaires d’EDF suppose une planification de longue durée de leur mise à l’arrêt définitive afin d’éviter « l’effet falaise »

Les réacteurs de Fessenheim doivent-ils s’arrêter ? Oui, comme tous les réacteurs nucléaires du monde. Aucune de ces machines n’est éternelle et on compte déjà près de 150 réacteurs nucléaires définitivement arrêtés dans le monde, ce n’est pas original. En France, tous les réacteurs construits avant le grand programme lancé en 1974 (13) ont été arrêtés. La vraie question est : quand ?
Si la fable selon laquelle les réacteurs ont été «construits pour 40 ans» a toujours cours, elle ne repose sur rien d’autre que le calcul économique effectué à leurs débuts et une démonstration de sûreté sur cette durée minimale. Mais la sûreté nucléaire à ses exigences qui sont les mêmes à 20, 30 ou 50 ans de fonctionnement.
Le réacteur « papa » de tous les 900 MW français, celui de Beaver Valley, Pennsylvanie, USA, a été autorisé à fonctionner jusqu’à 60 ans en 2009. Et l’horizon des 80 ans est envisagé pour nombre de réacteurs équivalents. En Suisse, les réacteurs ont 43 ans de moyenne d’âge, celui de Beznau a démarré en 1969 et vise les 60 ans. En France, EDF vise aussi les 60 ans et travaille en ce sens avec l’Autorité de Sûreté Nucléaire qui veille scrupuleusement à ce que le niveau de sûreté soit au moins aussi bon qu’à la mise en service – il sera en réalité plus élevé avec les exigences nouvelles de l’  ASN. Les dernières visites décennales des deux réacteurs alsaciens ont donné satisfaction aux exigences de l’ ASN. Et le dernier bilan disponible (2018) de la surveillance par l’ ASN de chaque centrale signale que celle de Fessenheim fait partie des « bons élèves » de la classe.
Il aurait donc été raisonnable de prévoir, dès maintenant, l’arrêt définitif des deux réacteurs de Fessenheim à l’horizon 2040 au plus tard dans le cadre d’un plan général organisant la fin de l’exploitation de tous les réacteurs de cette génération afin de lisser dans le temps leurs mises à la retraite.

 


L’électricité de Fessenheim est-elle utile ? Le parc nucléaire est d’une puissance maximale théorique de 63,2 GW, avant l’arrêt du réacteur n°1 de Fessenheim, mais c’est une situation très rare et fugace. Il faut bien stopper les réacteurs pour les entretenir, recharger les cœurs d’uranium. Et il ne représente que 46% de la puissance installée. Or, la pointe historique de consommation a mobilisé une puissance de 102 GW, en février 2012, et le système électrique actuel du pays aurait bien du mal à produire autant qu’à cette époque avec l’arrêt de nombreuses installations au charbon et au fioul.
En 2019, le nucléaire a produit un peu plus de 70% de l’électricité du pays. Le complément est fourni par l’hydraulique, le gaz, l’éolien, le solaire, la biomasse, le charbon et le fioul. Si le gaz est encore significatif, charbon et fioul sont marginaux, le total des fossiles a fourni 7,9% de l’électricité en 2019. 


 

Source RTE. Production électrique France métropolitaine 2019.

Donc, oui, cette électricité est utile, surtout lorsque RTE alerte sur un risque de tension sur l’approvisionnement du pays pour l’hiver 2022-2023 en cas de grands froids (2). La consommation d’électricité devrait rester étale dans les deux ou trois décennies à venir, l’augmentation des usages pour le numérique et surtout les véhicules électriques compensant les économies d’énergie réalisées ailleurs, électro-ménager, éclairage, procédés industriels… . 


 
Source bilan électrique 2019 RTE.

Il n’est pas inutile de souligner que l’électricité constitue la source d’énergie alternative majeure au gaz pour le chauffage des bâtiments, afin d’éviter des émissions massives de gaz à effet de serre, accompagnée de vigoureuses politiques de rénovation et d’isolation des bâtiment et de recours aux pompes à chaleur.
Quels sont les avantages écologiques de Fessenheim ? L’électricité de la centrale – elle a produit l’équivalent de toute la consommation annuelle de la France depuis son démarrage, soit environ 430 TWh – est très favorable à la lutte contre le changement climatique. Avec une émission très faible de CO2, estimée à 6 g/kWh, Base de données carbone de l’Ademe , pour l’ensemble du cycle de vie, de la mine d’uranium à la gestion des déchets nucléaires en passant par la construction et l’exploitation de la centrale, pour le parc nucléaire français, soit mieux que les meilleurs moyens de production renouvelables (hydraulique, éolien, solaire. Comme l’essentiel des émissions est lié à la construction, plus la centrale est exploitée longtemps et plus cet avantage augmente. 


 
Source : base carbone de l’Ademe

Mais cette électricité abondante est aussi produite sans émettre de particules fines ou d’autres pollutions atmosphériques. Et avec une mobilisation très faible d’espaces et de matières premières. Pour l’avenir, si l’on veut diminuer de manière significative les émissions de CO2 du secteur électrique, la seule action d’envergure qui reste à conduire c’est l’éviction des centrales à gaz. Or, la diminution de la part du nucléaire conduira inéluctablement à augmenter celle du gaz, notamment pour compenser l’intermittence de l’éolien et du solaire. Le graphique ci-dessous précise les dimensions du problème posé : un parc éolien total de près de 16 000 MW, dispersé à travers toute la France, peut ne produire que 96 MW en puissance instantanée, avec des variations de production rapide, quelques heures, entre des minima proche de zéro et des maxima allant approchant 80% de la puissance installée.


 
Variation de la puissance moyenne du parc éolien par pas de temps de 30 minutes. Le minimum de l’année 2019 est à 96 MW, le maximum à 13 328 MW. Le minimum de production journalière est à 11,4 GWh et le maximum à 283,3 GWh. Compter sur les importations des pays voisins n’est pas possible si ces derniers sont également très équipés en éolien, car leur météo est proche de la notre. 

Ce jus est-il cher ? Non, il est au contraire très peu coûteux, même en tenant compte des investissements de sûreté exigés par l’ ASN, 280 millions à Fessenheim, après l’accident de Fukushima Daï Ichi au Japon. Et rapportait beaucoup à EDF. Du coup, le gouvernement devra… indemniser EDF – à hauteur de 400 millions d’ici 2024, mais possiblement beaucoup plus jusqu’en 2041, correspondant aux bénéfices que la centrale aurait produits – pour cet arrêt sans justification économique, gaspillant d’énormes sommes d’argent public, et détruisant de l’emploi stable, plus de 2000 emplois directs et induits.

En résumé, le Président de la République assure que le nucléaire est un atout pour la France – pour le climat, la sûreté de son approvisionnement en électricité et l’économie – et décide tout de même de le saborder sans raison autre qu’un engagement électoral. Vous avez dit bizarre ?

(1) Il est assez peu connu que les essais à froid puis à chaud de l’ensemble des circuits, pompes, vannes… de l’ EPR de Flamanville ont été conduits avec succès et terminés le 17 février, y compris l’essai final consistant à faire tourner la turbine, mené à bien le 8 février. Autrement dit, le seul obstacle au chargement du combustible nucléaire et au démarrage est la réparation des 8 soudures des tuyaux de traversée entre l’enceinte du bâtiment réacteur et le bâtiment de la turbine exigée par l’ ASN.

(2) Extrait du Bilan prévisionnel 2019 de RTE : «Or, au cours des 15 dernières années, la France est passée de cette situation de surdimensionnement à une situation de respect strict du critère de sécurité d’approvisionnement. Ceci est principalement le fait de fermetures d’installations au fioul et au charbon. De nombreuses centrales de ce type (pour une puissance cumulée de près de 12 GW) ont été mises à l’arrêt depuis 2012, pour des raisons environnementales (ces moyens étaient parmi les plus émetteurs de gaz à effet de serre du parc) et économiques (ils fonctionnaient très peu). »

mardi 25 février 2020

France, électricité : où comment le "bon" temps pour le Français d'une électricité abondante, pas chère et décarbonée, est bien fini...II

Grâce à son remarquable travail explicatif, François Dos Santos nous permet, à nous béotiens - citoyens - consommateurs, de bien saisir la nouvelle organisation du futur de la production électrique et de sa tarification. Et invariablement, c'est le grand saut ; nous allons raquer et pas qu'un peu...
"Le projet vise à exposer davantage le consommateur au prix de marché et mettre l’intégralité de la production sur le marché de gros, améliorant sa liquidité.[...] Ainsi, le consommateur va être tendanciellement soumis au prix de marché sans dispositif de protection."

Passionnant vraiment.

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Épisode précédent

François Dos Santos


Q4 : Vous parait-il opportun au regard des objectifs poursuivis que la stabilité recherchée avec cette régulation maintienne sur le productible nucléaire une exposition partielle au prix de marché, et le cas échéant quel serait l’amplitude pertinente pour le corridor en €/MWh ?
En tenant compte des réserves émises précédemment, le modèle proposé expose sur le long terme les consommateurs aux prix de marché. L’objectif de stabilité n’est donc pas atteint à long terme, en particulier car l’on ne peut pas préjuger des évolutions des prix de marché.
De plus, le niveau du corridor reste à ce stade inconnu. Le risque que le prix de marché soit significativement en dessous du plancher n’est pas à exclure. La détermination du corridor devrait tenir compte avant tout du coût économique des centrales nucléaires, incluant un loyer économique depuis leur mise en service afin de rémunérer le capital initialement investi, permettant ainsi de mettre fin au défaut historique du dispositif ARENH.
Le plancher du corridor devrait donc en toute logique se rapprocher le plus possible du coût courant économique, qui est de l’ordre de 50€/MWh avec une amplitude la plus restreinte possible pour ne pas générer une sous-rémunération de l’investissement d’EDF. Et ainsi éviter d’altérer sa capacité à investir à l’avenir.
Le choix d’un prix fixe et non d’un corridor, permettant d’assurer la juste rémunération d’EDF n’est pas argumenté par le document de consultation, ce qui ne manque pas d’interroger. Ce prix fixe aurait d’ailleurs l’intérêt de protéger encore davantage le consommateur final par une stabilité des prix d’une année sur l’autre, d’autant plus qu’il va déjà être pénalisé par la diminution du ruban disponible au fil du temps.
A ce stade, rien ne permet d’affirmer que la formule du « corridor » est pertinente, au regard du document de consultation.

Q5 : Un mécanisme reposant sur des règlements financiers parallèles à la cession des volumes sur les marchés tel que présenté ci-dessus vous paraît-il plus pertinent qu’un dispositif d’allocation physique?
En tenant compte des réserves émises dans les Q1 à 4, le propos tenu à la page 10, visant à permettre le « couplage des marchés » est une critique historique faite au dispositif ARENH. L’on comprend donc aisément pourquoi les transactions se feront à prix de marché et que les remboursements liés au plancher et plafond se feront a posteriori. La production nucléaire d’EDF ne serait donc plus mise à disposition des seuls consommateurs français, qui sont pourtant le prétexte de tout le dispositif, via un système de guichet hors-marché mais au profit de l’ensemble du marché européen ce qui est une revendication historique de la Commission Européenne que l’Etat est en train de satisfaire.
Bien qu’ils ne bénéficient pas du corridor, les acteurs européens auront accès au nucléaire français à des niveaux significativement plus élevés qu’aujourd’hui, sans pour autant garantir la bonne rémunération du capital investi par EDF.
Un dispositif d’allocation physique permettrait de garantir que les volumes d’électricité nucléaire et leur compétitivité bénéficierait en priorité aux consommateurs français. Ce qui serait cohérent avec les objectifs affichés par le Ministère.


Q6 : Dès lors que la régulation économique devrait garantir au-delà de 2025 la protection des consommateurs contre des hausses de prix qui seraient déconnectées de la réalité physique de l’approvisionnement électrique français en les faisant bénéficier de l’atout lié à l’investissement consenti dans le parc nucléaire existant, tout en donnant la capacité financière à EDF d’assurer l’exploitation et la maintenance de l’outil de production même dans des scénarios de prix bas, quelles autres dispositifs vous paraîtraient adaptés pour assurer cette double protection ?

Il est à ce stade inexact d’affirmer que la protection des consommateurs serait assurée, pour deux raisons :

  • Elle dépend du positionnement et de l’amplitude du corridor. 
  • Aucun dispositif n’est prévu pour garantir que la rente nucléaire reversée par EDF à ses concurrents sera bien rétrocédée au consommateur final.
Ce dernier point est essentiel. Aujourd’hui, l’ensemble des consommateurs finaux bénéficie du prix bas de l’ ARENH uniquement parce que les concurrents d’EDF alignent leurs offres sur celles de l’opérateur historique – tarifs réglementés pour les petits consommateurs et offres de marché calées sur l’ ARENH pour les gros. Or, le projet présenté par le gouvernement a justement pour finalité de priver EDF de sa base commerciale, en séparant la production et la fourniture, et en subventionnant les fournisseurs concurrents. A long terme, les pertes de parts de marché d’EDF auront un effet prévisible : les offres d’EDF ne seront plus la référence du marché, sur laquelle les concurrents alignent leurs prix. Ce processus sera en outre favorisé par la diversification croissante des offres, qui va atténuer la comparabilité des prix : électricité « verte », tarifs de plus en plus horo-saisonnalisés à la faveur du déploiement de Linky, fourniture d’énergie associée à des services, gestion de l’énergie … .
De plus, le consommateur français est exclu partiellement du bénéfice du nucléaire existant puisqu’une partie des volumes sera exportée via le couplage des bourses d’électricité, conformément à ce qui est indiqué aux pages 10 et 11 du document de consultation.
D’ailleurs, rien ne permet d’établir que le modèle proposé permettrait de donner à EDF la capacité d’assurer l’exploitation et la maintenance de l’outil de production. Ce dernier point dépend essentiellement du positionnement et de l’amplitude du corridor. Le projet vise d’ailleurs à priver EDF de sa base clients à partir de la filialisation des activités commerciales, la privant d’un atout commercial majeur. Enfin, rien ne permet d’affirmer qu’EDF serait en capacité de gérer le renouvellement du parc nucléaire à terme, puisqu’aucune ressource financière n’est garantie par le dispositif en l’état.

La libéralisation du marché de l’électricité a été une grossière erreur, soutenue par plusieurs gouvernements successifs et personne aujourd’hui ne semble dispose à en faire le bilan avant de poursuivre un tel processus.
Dans ce contexte, si elles ne semblent pas souhaitable a priori, d’autres solutions moins pénalisantes que le « corridor » sont envisageables pour, non pas priver EDF de son parc de production, mais procéder à un partage des risques équitable avec les concurrents d’EDF qui souhaiteraient s’implanter en France :
- Le maintien de l’ ARENH à hauteur de 100 TWh en réévaluant son prix tout en affichant auprès des fournisseurs alternatifs une extinction progressive sur 10 ans afin de les engager à construire leurs propres moyens de production ou conclure des partenariats long terme avec les producteurs existants.
- La mise en place d’un « ticket d’entrée », une somme d’argent à verser afin d’avoir un droit d’accès au corridor. Cela apporte une recette immédiate à EDF pour financer son projet industriel de long terme et procède à un partage équitable des risques.
- La mise en place de contrats de long terme par un co-investissement sur les centrales futures : versement d’une quote-part des OPEX et CAPEX annuellement en contrepartie d’un droit en une fraction de la production issue de la centrale à l’image des contrats d’allocation de production conclus avec ENBW, Electrabel, Luminus sur le parc historique.

En définitive, la meilleure solution consisterait en l’abandon pur et simple de l’ouverture à la concurrence sur le marché de l’électricité français, conduisant à des désoptimisations importantes, filialisations d’Enedis et RTE, des coûts de transaction significatifs, et empêchant l’investissement et la planification de long terme. L’opérateur public pourrait être l’acheteur unique de l’électricité non détenue par EDF aujourd’hui, notamment les ENR. Les surplus d’électricité pouvant être mis en bourse à destination de nos partenaires européens.

Conclusion
Le dispositif soumis à consultation semble une nouvelle « rustine » sur le marché de l’électricité et n’est vraisemblablement pas durable en raison de la fermeture progressive du parc nucléaire historique, soit par application de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE), soit en raison de l’arrivée en fin de vie de composants qui ne pourraient y être remplacés.
Le besoin de réguler les errements de la bourse de l’électricité est un objectif qui peut être allègrement partagé. Toutefois, il masque des intentions moins louables qui ne sont pas d’intérêt public.
Dans le modèle proposé, les prix de l’électricité augmenteront tendanciellement au fur et à mesure de l’extinction des actifs nucléaires, car les consommateurs seront progressivement soumis au prix de marché sur la totalité de leur consommation. Il ne s’agit donc pas d’une proposition de long terme.
Le secteur de l’électricité subit une libéralisation à marche forcée qui peine à réconcilier les objectifs des politiques publiques : 

  • planifier et réaliser l’investissement, 
  • maintenir des prix bas et stables tout en respectant l’impératif de stimulation de la concurrence. 
A défaut d’une concurrence effective sur le marché de gros, l’Etat choisit une concurrence portée par le marché de détail, qui ne représente que 5% de la chaine de valeur. Cette stimulation est permise pour l’essentiel grâce à un détournement des actifs d’EDF au profit de ses propres concurrents, générant chez elle un manque à gagner ne permettant pas de financer son projet industriel.
La question déterminante après 2025 n’est pas le maintien d’une subvention déguisée pour les concurrents d’EDF, mais bel et bien la capacité de financement du renouvellement du parc électrique français, qu’il soit nucléaire ou non d’ailleurs.
Comme l’indiquait récemment Jacques Percebois, économiste, dans une tribune :
« Ainsi la dimension « régulation » du marché de l’électricité se renforce avec ce système puisque cela revient à créer 100% d’ ARENH… Cela prouve qu’il est difficile de s’appuyer sur des mécanismes de marché de court terme pour financer des investissements de très long terme. La part régulée du prix du kWh TTC payé par le consommateur final va encore croître puisque les péages d’accès aux réseaux de transport et de distribution et les taxes échappent déjà à une stricte logique de marché. Encore un effort et on s’apercevra que les monopoles (publics) intégrés et régulés ont des vertus… »
Il semble indispensable aujourd’hui de procéder à un bilan de la dérégulation du secteur de l’électricité avant d’engager une fuite en avant qui pourrait générer le démantèlement pur et simple d’EDF, ne serait-ce qu’au travers de la séparation de l’EDF producteur et de l’EDF fournisseur explicitement indiquée dans le document de consultation.

Le grand absent de cette consultation est bien évidemment « Hercule », projet de filialisation de la Direction commerciale d’EDF, le fournisseur, d’EDF en Outre-Mer et en Corse, et l’apport de Dalkia, EDF Renouvelables et Enedis, le gestionnaire du réseau public d’électricité, dans une entité dont 35% du capital serait privatisé. Le Président de la République et le Président d’EDF ayant clairement inscrit ce projet comme un objectif, étroitement lié à l’aboutissement du dossier « régulation » qui est l’objet de la présente consultation. Ainsi, le partage de la rente nucléaire se voit doublé par un partage des profits des activités régulées dont les revenus sont totalement garantis par l’Etat, EDF Outre-Mer et Corse, EDF Renouvelables, Enedis, au profit des marchés financiers.
Il reste à ajouter les contreparties significatives que pourrait demander la Commission Européenne alors même qu’aucun contentieux n’est en cours et que l’Etat français n’était nullement obligé de rediscuter l’ensemble de l’organisation du marché intérieur de l’électricité.

Nous arriverons à une situation éminemment paradoxale où tout le système électrique reposera sur la garantie publique – encore faut-il avoir confiance dans l’Etat pour gérer ce système dans l’intérêt général – sans pour autant être un service public.
En effet, d’un côté la production pilotable décarbonée sera portée par EDF mais mise à disposition de tous les fournisseurs privés qui n’auront jamais investi. De l’autre la production des énergies renouvelables intermittentes qui bénéficie d’une double garantie, en premier lieu par la subvention publique - 6 milliards d’euros par an aujourd’hui – et en second lieu par le relais que prendra la production pilotable pour palier à l’intermittence des énergies renouvelables, au risque de dégrader le facteur de charge et donc la compétitivité du nucléaire.

Personne ne peut affirmer aujourd’hui que ces projets sont porteurs d’amélioration du service public, de baisse des prix et de protection de l’investissement public et des entreprises de service public.

Annexes


1. Note du contrôle général économique et financier, 2013
 

2. Dominique Finon (CIRED, CNRS) « La complexité des marchés électriques : les limites de la libéralisation des industries électriques », Décembre 2015
« Sans revenir aux monopoles de service public, il devient impératif d’aménager les marchés électriques en donnant aux gouvernements le pouvoir de planifier le développement des parcs électriques et de passer des contrats de long terme à prix garantis avec les investisseurs, ou d’instaurer des arrangements de long terme comme les tarifs d’achat, pour limiter leurs risques, faire baisser les coûts d’emprunt et leur permettre de s’engager vraiment dans des investissements lourds en capital à grande échelle. Le gouvernement britannique vient d’en décider ainsi. Mais dans l’Union européenne, on en est encore loin. La réflexion à ce niveau est entravée par la culture de marché et le respect strict des règles des Traités européens qui permettent à la Commission européenne d’interdire de telles évolutions, car les arrangements de long terme à prix garantis sont considérés comme des «aides d‘Etat » susceptibles de fausser la concurrence, et à ce titre condamnable.
Finalement on pourrait regretter l’époque du planificateur et des ingénieurs économistes. Malgré les excès technocratiques de ces derniers, on savait organiser de façon rationnelle la programmation des investissements lourds et la rentabilité « juste et raisonnable » des capitaux qui sont investis dans l’industrie électrique. On ne s’y adonnait pas au culte aveugle de l’efficacité du Marché et de la Concurrence, alors que cette industrie est si complexe à organiser sur des bases marchandes »

3. Jacques Percebois, « Ouverture à la concurrence et régulation des industries de réseaux : le cas du gaz et de l’électricité », Économie publique/Public economics [En ligne], 12 | 2003/1
« Ne faudrait-il pas remplacer le système des bourses obligatoires ou facultatives par un système « d’acheteur unique » ? Dans ce cas, le gestionnaire du réseau (RTE en France) ne serait pas seulement l’opérateur en charge de dispatching et de l’équilibre du réseau de transport; il appellerait les centrales selon le « merit order » en étant le seul acheteur de tous les vendeurs potentiels. Il pourrait ainsi mieux « planifier » les programmes d’investissements de capacité. La renationalisation déguisée de certaines entreprises énergétiques en difficultés (comme British Energy par exemple) ne prouve-t-elle pas que l’État « brancardier » ne saurait se désintéresser d’activités aussi stratégiques que la production d’électricité, surtout lorsqu’elle est nucléaire ? Plus généralement cela pose la question du rôle de l’État face à de telles industries : les investissements à faible rentabilité financière mais à forte rentabilité socio-économique, comme c’est souvent le cas avec les services publics, peuvent-ils être durablement confiés à des opérateurs privés ? Si oui quel doit être le rôle d’un État-régulateur efficace ? »

4. Marcel Boiteux, intervention dans le documentaire « EDF, les apprentis sorciers », réalisé par Gilles Balbastre 2006.
« Pour des boites qui vont être obligées de construire des centrales… une centrale ça dure entre quarante et soixante ans une boite privée peut pas amortir, il faut qu’ils amortissent sur vingt-cinq ans au maximum ou à vingt ans. Donc ils sont obligé d’avoir des prix très élevés pour pouvoir faire cet amortissement en cours »

5. François Soult, intervention dans le documentaire « EDF, les apprentis sorciers », réalisé par Gilles Balbastre 2006.
« A long terme le marché ne va pas être capable d’indiquer aux producteurs qu’il faut faire des investissements à temps pour éviter de faire face à des ruptures. Parce qu’un investissement en électricité, entre le moment où la décision est prise et le moment où il est réalisé, il faut des années et des années »

6. Marcel Boiteux, Les ambiguïtés de la concurrence. Électricité de France et la libéralisation du marché de l'électricité. Revue Futuribles n°331, 2007.
« A vrai dire, Bruxelles a une autre raison de demander qu’on supprime les tarifs régulés, et autres tarifs de transition, c’est que, face à EDF, aucun concurrent ne peut survivre en pratiquant des prix aussi bas. S’il est producteur, il lui est impossible de prospérer sans la « rente nucléaire », sauf à se spécialiser dans les outils de pointe et/ou la chasse – giboyeuse– aux subventions. S’il est pur commerçant, et achète en gros au prix du marché, il n’a d’espoir de revendre au détail qu’aux clients qui, ayant quitté EDF, avaient opté eux-mêmes pour les prix du marché (et s’en mordent les doigts). Avec la suppression des tarifs régulés que demande Bruxelles, il ne s’agit donc plus, comme on pouvait le croire initialement, d’ouvrir la concurrence pour faire baisser les prix, mais d’élever les prix pour permettre la concurrence. Le fait est, en tout cas, que le chemin est étroit pour les concurrents. Leur vraie chance réside dans l’obligation où se trouve EDF de s’ingénier par tous les moyens à les maintenir discrètement en vie, du moins les plus compétents, pour éviter d’encourir à Bruxelles l’accusation d’abus de position dominante, et la punition d’avoir à se démanteler un peu plus. »

France, électricité : où comment le "bon" temps pour le Français d'une électricité abondante, pas chère et décarbonée, est bien fini...I

Grâce à son remarquable travail explicatif, François Dos Santos nous permet, à nous béotiens - citoyens - consommateurs, de bien saisir la nouvelle organisation du futur de la production électrique  et de sa tarification. Et invariablement, c'est le grand saut ; nous allons raquer et pas qu'un peu...
"Le projet vise à exposer davantage le consommateur au prix de marché et mettre l’intégralité de la production sur le marché de gros, améliorant sa liquidité.[...] Ainsi, le consommateur va être tendanciellement soumis au prix de marché sans dispositif de protection."

Passionnant vraiment.  

Dans le texte, l'expression "missing money" = argent manquant.
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François Dos Santos

Le gouvernement envisage de remplacer l' ARENH par un "corridor" , prix plancher-prix plafond, entrainant de fait une recomposition totale du marché de l'électricité et la scission d'EDF (Hercule). Ce projet de nouvelle régulation du nucléaire fait l'objet d'une consultation du public à laquelle tout citoyen peut répondre. Voici la réponse que j'ai adressée au Ministère ce 23 février 2020.

Cette consultation concerne le remplacement du dispositif "ARENH" par un système de "corridor" avec un prix plancher et un prix plafond sur le bourse de l'électricité. Si les éléments apportés peuvent apparaitre comme "techniques", le document de consultation du Ministère de la transition écologique et solidaire ainsi que cet article de presse permettent de comprendre ce dont il s'agit.

Pour avoir travaillé sur ces questions pendant près de six ans comme membre du Comité Central d'Entreprise d'EDF puis Secrétaire de ce même comité et Président de sa Commission économique, j'ai décidé de déposer une contribution personnelle dont vous retrouverez la retranscription sur ce billet de blog. Le document original est accessible ici.

Q1 : partagez-vous ces constats sur la régulation économique du nucléaire actuelle ?
Il est nécessaire de revenir sur les origines de la régulation économique du nucléaire actuelle. Elle est le fruit d’une histoire complexe, qui traduit assez bien les contradictions internes du législateur. 


- Premièrement, les engagements de la France pour une ouverture totale du marché à la concurrence, sur le marché de gros et le marché de détail, aboutissant à la mise en place d’une bourse sur le marché de gros de l’électricité, régie par l’offre et la demande, dont les prix ne peuvent être a priori définis ou administrés. Or, l’incertitude des marchés a nécessairement un impact sur les prix de détail ayant conduit l’Etat à vouloir non pas mettre fin à ce système libéralisé, mais à tenter d’en neutraliser les effets sur le consommateur.

- Deuxièmement, la transformation d’EDF en société anonyme puis l’ouverture de son capital en 2005, aurait dû en toute logique conduire à privilégier systématiquement l’intérêt social de l’entreprise et de ses actionnaires. Il va de soi que la propriété d’un parc de production thermique, nucléaire et hydraulique, ainsi que d’une base de 35 millions de clients a été un élément déterminant dans la valorisation de l’entreprise.

- Troisièmement, le souci louable de protéger les consommateurs, de favoriser la stabilité des prix, d’éviter à devoir assumer les conséquences politiques de certaines augmentations de prix. Cela a conduit à deux décisions assez surprenantes dans le contexte de libéralisation évoqué aux deux points précédents : 

  • d’une part la signature d’un contrat de service public interdisant les augmentations tarifaires supérieures à l’inflation jusqu’en 2010, 
  • et d’autre part la mise en place du TARTAM, tarif réglementé transitoire d’ajustement de marché, financé par EDF et la Compagnie Nationale du Rhône.
Ainsi, la volonté de libéralisation du marché de l’électricité aura été en contradiction avec un certain nombre d’autres objectifs économiques et sociaux ayant donné lieu à une multitude de « corrections » ou « montages » assez complexes dont l’efficacité économique reste à démontrer.

En 2010, la loi NOME vise à mettre fin aux contentieux avec la Commission européenne portant sur le TARTAM et les tarifs réglementés de vente. Il s’agit d’assurer la compétitivité des fournisseurs sur le marché de détail qui dépendaient totalement des prix sur le marché de gros en les « subventionnant » dans leur approvisionnement, au travers d’une garantie d’accès à 100 TWh produits par EDF à un prix fixé à 40€/MWh puis 42€/MWh.
Rappelons que la production électronucléaire d’EDF n’étant pas nécessairement de 400 TWh et que les gestionnaires de réseau ont accès à l’ ARENH au titre de la couverture des pertes sans s’imputer sur le plafond de 100 TWh. Ainsi, l’ ARENH représente aujourd’hui près du tiers de la production nucléaire d’EDF.
Ce dispositif comporte originellement plusieurs écueils qui se retrouvent dès l’exposé des motifs de la loi NOME :
- Il s’agit de « mettre en place une nouvelle organisation du marché de l’électricité conciliant une forte régulation et un encouragement au développement de la concurrence ». Ces deux objectifs peuvent être contradictoires, faisant de la concurrence un simulacre étant donné qu’elle repose sur une régulation favorable aux concurrents d’EDF.
- Il s’agit de « préserver, pour l'ensemble des consommateurs, le bénéfice de l’investissement réalisé dans le développement du nucléaire par des prix et des tarifs reflétant de manière cohérente la réalité industrielle du parc de production ». Alors que l’investissement a été réalisé par EDF exclusivement et qu’il s’agit d’en accorder le bénéfice à tous les fournisseurs d’électricité. De plus, la fixation du prix de l’ ARENH ne tient pas compte de la réalité industrielle du parc de production.

- Il s’agit « d’assurer le financement du parc de production existant et favoriser les investissements en responsabilisant les fournisseurs en les encourageant à développer des offres de maîtrise de la demande en électricité notamment lors des pointes de consommation et à investir dans les moyens de production nécessaires. » alors qu’aucune centrale n’a été mise en service depuis 2010, à l’exception de quelques cycles combinés gaz décidés avant la loi NOME : Toul (Poweo, 2012), Fos sur Mer (Engie, 2010), Montoir (Engie, 2011), Bayet (Direct Energie, 2012). Les autres centrales ayant été mises en service exclusivement par EDF.
La loi NOME n’avait dès l’origine aucune garantie d’atteindre ces objectifs dans la mesure où les concurrents d’EDF n’ont aucun intérêt à construire leurs propres centrales et que l’Etat leur garantissait un accès à la production d’EDF à un prix de 42€/MWh et ce de manière optionnelle, sans aucune contrepartie, et sans aucun engagement de long terme.

Les conditions d’émergence de ce dispositif extraordinairement favorable ont été critiquées dès 2010. Nous pouvons également relever l’intervention d’Henri Proglio au Sénat, le 24 juin 2014 qui résumait le dispositif de la manière suivante : « On nous a forcé à accepter une loi qui nous fasse subventionner la concurrence. C’est-à-dire qu’au fond […] on vend 25% de la production électronucléaire à nos concurrents à un prix significativement inférieur à son coût de revient. […] Je dis simplement qu’on a accepté 42€ parce que c’était le niveau du TARTAM à l’époque. […] Je me suis battu comme un chien pour avoir 42€ qui était bien sûr inférieur au coût économique. On ne peut pas nous reprocher aujourd’hui que le coût économique est supérieur. […]. 42 était une convention, un prix de cession, favorable, c’est-à-dire qu’on subventionnait la concurrence pour qu’elle puisse venir nous piquer des parts de marché, c’est original. […] Dans la mission de service public il y a aussi le fait de subventionner les concurrents, c’est comme ça. »

Le Président de la CRE, Jean-François Carenco est intervenu de manière assez cocasse sur les conditions d’émergence du prix de 42€/MWh : « Pourquoi 42 ? Parce que pas 43 voilà. A un moment donné il y a une décision qui a beaucoup de technique, et puis un mec dit c’est comme ça » Audition à l’Assemblée Nationale, le 4 avril 2019.

La Commission européenne, dans sa décision du 12/06/2012, Aide d’état n° SA.21918,  relevait que « Les premiers résultats des guichets d'achat d'électricité au travers de l'accès régulé à l'énergie nucléaire historique montrent une demande voisine de 60 TWh. […] Ces premiers résultats témoignent d'une ouverture progressive permettant une concurrence qui n'aurait pu se développer sans les engagements souscrits par la France en ce qui concerne l'accès à l'énergie nucléaire historique, qui peut atteindre jusqu'à 25% environ de la production d'EDF. Aucun fournisseur alternatif n'aurait pu disposer de moyens de production de la même ampleur que ceux de l'opérateur historique dans un délai aussi court »

Si l’ ARENH visait à prendre le relais du TARTAM et de permettre une concurrence sur le marché de détail de l’électricité, il ne comportait aucune obligation pour les opérateurs en bénéficiant, notamment le développement de leur propre parc de production. Ainsi, le principe de l’extinction en 2025, dans un contexte où aucun fournisseur ne s’est doté d’un parc de production, et n’était nullement incité à le faire, repose les mêmes questions qu’il y a dix ans.
L’ ARENH est un échec hormis si l’on considère que l’objectif était de maintenir un simulacre de concurrence sur le marché de détail, alors même que ce segment ne représente « qu’une petite partie de la chaîne de valeur de l’électricité – évaluée à environ 5 % par les experts » comme le rappelle Jean-Bernard Levy, PDG d’EDF à l’Assemblée Nationale le 30 avril 2019. Le produit électricité est peu différenciant, la qualité de l’électricité est strictement la même quel que soit le fournisseur d’électricité, la concurrence sur ce petit segment peut apparaître comme strictement cosmétique afin de satisfaire les engagements souscrits au niveau de l’Union Européenne.
S’agissant du prix de l’ ARENH, le montant de 42€/MWh a été défini de manière à ne tenir compte que des coûts entre 2010 et 2025, sans rémunérer l’investissement initial. Ce prix n’a jamais été réévalué depuis 2011 en dépit des investissements importants à réaliser pour le Grand Carénage ainsi que le renouvellement du parc de production en France.
Ce gel du prix de l’ ARENH a été très clairement interprété comme une volonté de la France de le faire diminuer en termes réels par la Commission Européenne : «L'engagement supplémentaire de la France concernant le gel du prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique jusqu'à l'entrée en vigueur du décret fixant la méthode de calcul de ce prix et donc sa réduction prévisible en termes réels, devrait accélérer ce mouvement vers un marché plus concurrentiel. » Décision du 12/06/2012- Aide d’état n° SA.21918. La France n’a jamais trouvé de compromis avec la Commission Européenne concernant une méthodologie de calcul, conduisant à un prix fortement déprécié depuis 2011, étant rappelé que lors de la mise en place du marché de capacité, il a été décidé que le certificat de capacité était attaché au MWh cédé dans le cadre de l’ ARENH. Il en découle qu’EDF n’est pas non plus rémunérée pour la capacité cédée. 


Bien que ce prix soit nettement insuffisant pour couvrir le coût économique des centrales d’EDF, s’est ajouté le problème de l’ optionalité qui a doublement pénalisé EDF :
- D’un côté lorsque les prix de marché sont supérieurs à 41 ou 42€/MWh les fournisseurs s’approvisionnent au prix de l’ ARENH,
- De l’autre, lorsque les prix de marché sont inférieurs à 41 ou 42€/MWh, les fournisseurs s’approvisionnent au prix de marché.
- Le seuil de 41€ pour le déclenchement du recours à l’ ARENH est retenu pour la raison évoquée infra : le certificat de capacité ayant une valeur de l’ordre de 1€/MWh et « attaché » au MWh ARENH, il influe sur la décision de recours à l’ ARENH.
Ces prix nettement insuffisants, la perte de clients organisée pour EDF, un système électrique qui repose toujours sur l’opérateur historique qui porte l’essentiel des investissements en France dans le secteur de l’électricité, conduit de fait à une situation financière tendue pour l’entreprise. Il était tout à fait logique que l’endettement d’EDF croisse puisque les prix n’ont pas été conçus pour permettre de rémunérer le capital investi et par conséquent les investissements du parc de production après 2025 d’EDF. L’entreprise subit donc une situation qui relève en grande partie de la responsabilité de l’Etat, au travers de la régulation asymétrique qu’il a mise en œuvre.
S’est ajouté à cette subvention aux concurrents d’EDF le problème du passage au tarif par empilement prévu par la loi NOME, obligeant EDF à fixer ses tarifs réglementés à partir des coûts théoriques d’un concurrent. En effet, le tarif réglementé tient compte des prix de marché, d’un droit ARENH théorique et des effets éventuels de l’écrêtement, atteinte du plafond de 100 TWh, alors même qu’EDF recourt très peu au marché et absolument pas à l’ ARENH. Elle est une entreprise intégrée qui est à la fois producteur et commercialisateur. Cette formule, tout aussi incroyable, prive EDF de sa capacité à faire valoir son électricité auprès de ses propres clients et subit des décisions tarifaires résultant d’un calcul qui ne tient jamais compte de ses coûts de production qui peuvent accélérer la perte de clients sur le marché de détail.

Le document de consultation n’évoque absolument pas le rôle indirect de l’ ARENH dans le tarif par empilement, ses conséquences pour le consommateur, et surtout l’avenir des tarifs réglementés de vente si le dispositif ARENH venait à disparaitre ou être remplacé.
Ainsi, les constats du document de consultation semblent pertinents mais très incomplets. L’ ARENH est née d’une volonté d’organiser le marché de l’électricité de manière différente. Il est donc nécessaire de faire un diagnostic plus large sur le fonctionnement des marchés et les objectifs que la France se fixe.

Q2 : u regard des objectifs poursuivis mentionnés plus haut, une régulation économique vous paraît-elle nécessaire après 2025 ?

Le constat que les prix de marché en France sont déterminés par les fossiles et notamment le coût des commodités et du CO2 est une réalité. Les cours de bourse sont très incertains sur le long terme comme l’a montrée l’évolution ces dix dernières années pour les produit calendaires, allant du simple au double, alors qu’il s’agit du même produit et qui a des coûts de production qui n’évoluent pas dans de telles proportions et qui ne sont d’ailleurs pas aussi flexibles, part très élevée des coûts fixes dans le nucléaire, l’hydraulique, l’éolien et le solaire.
Si le document évoque un prix « tendanciellement à la hausse », rien ne permet de l’affirmer aujourd’hui, les observateurs s’étant allègrement trompés en 2010, au moment de la loi NOME, puisqu’ils promettaient que les prix seraient suffisamment élevés pour que 42€/MWh soit un plancher bien en dessous des prix de marché. Or, nous avons vécu deux années ou les prix étaient sous ce seuil.
De plus, le phénomène de missing money, des centrales fonctionnant en pointe, ne bénéficiant pas de rente infra-marginale, reste posé et n’est pas évoqué par le document de consultation. Le marché de capacité n’a que partiellement réglé cette question à ce stade. En particulier si la marginalité des tranches charbon-gaz et surtout des TAC fioul venait à s’accroitre.
Par ailleurs, le développement des énergies renouvelables intermittentes peut, par leur massification, intensifier les périodes de prix bas, ou très élevés, en fonction du facteur de charge instantané des éoliennes et du solaire. Les phénomènes de prix négatifs sur le marché spot pourraient se multiplier.
Au fur et à mesure du développement des énergies renouvelables, la durée de marginalité des filières fossiles, gaz et fioul, pourrait devenir très faible et au contraire amener à une baisse des prix sur le marché de gros sur longue période, affirmation à tempérer avec les fluctuations instantanées évoquées plus haut.
A terme, une pénétration très forte des énergies renouvelables pourrait d’ailleurs pénaliser la compétitivité du nucléaire, phénomène de missing money à l’instar des centrales à charbon ou au gaz. Le nucléaire devra s’adapter aux variations des ENR éoliennes et solaires. Si ces dernières restent compétitives grâce à l’avantage exorbitant qui leur aura été accordé, le nucléaire aura mécaniquement dégradé son facteur de charge, et donc, dans le cadre d’une industrie de coût fixe, sa rentabilité. Sauf à engager la fermeture de centrales nucléaires et le développement de cycles combinés au gaz, plus carbonés, aux coûts fixes plus faibles, pour assurer marginalement la réponse aux besoins du système électrique français.
L’affirmation « les consommateurs et les contribuables en France ont déjà porté en partie les investissements nécessaires à la décarbonation du mix électrique. » est éminemment contestable et semble pourtant au cœur de tout le document de consultation. L’investissement initial a été porté par des emprunts et les fonds propres d’ Electricité de France (EDF), et nullement par les contribuables.
En définitive, considérer que tous les investissements passés, actuels, voire futurs d’EDF sont un bien collectif est une manière habile de justifier le détournement de ses actifs au profit des fournisseurs concurrents d’EDF sur le marché de détail, qui, eux n’auront jamais pris part, d’une manière ou d’une autre, à ces investissements.
D’autant plus dans un contexte où l’ouverture du marché a déjà quinze ans, ce qui aurait pu permettre aux concurrents de construire et de commencer à amortir sur le long terme un moyen de production. Nier cette réalité revient à affirmer qu’EDF seule portera, ad vitam æternam, les investissements lourds sur le long terme, tout en en faisant bénéficier du fruit de l’investissement ses propres concurrents, qui n’auront nullement porté le risque. 


Dans l’hypothèse où l’ ARENH serait supprimée et où le marché fonctionnerait « à plein » à partir de 2025, et en admettant la perspective de prix de marché « tendanciellement à la hausse », EDF bénéficierait à plein de la compétitivité de son parc électronucléaire à ce moment-là. EDF pourrait faire bénéficier ses clients, et donc tous les citoyens qui le souhaitent, de prix de l’électricité bas, au moins jusqu’à l’extinction du parc historique à l’horizon 2040-2050.
Mais les concurrents d’EDF ne disposeraient pas de moyens de production et ne pourraient plus concurrencer EDF sur le marché de détail, et subiraient un effet de ciseau tarifaire, qui pourrait donner lieu à un nouveau contentieux avec la Commission Européenne. Ainsi, sur ce seul critère, on ne peut qu’en conclure que la présente consultation vise donc davantage à faire perdurer la concurrence sur le marché de détail qu’à protéger les intérêts économiques et industriels d’EDF.
Dans la mesure où les centrales d’EDF sont presque totalement amorties, EDF est capable de faire face au marché à partir de 2025 en restant compétitif – surtout si l’on admet la perspective de prix de marché « tendanciellement à la hausse ». En revanche, la régulation économique semble indispensable pour le nouveau nucléaire. En effet, l’absence de visibilité sur les prix de gros sur toute la durée de vie de l’actif, en particulier puisqu’ EDF n’a pas été correctement rémunérée pour ses investissements passés, empêche toute décision d’investissement que ce soit pour EDF ou n’importe quel autre acteur du marché.
Ainsi, le choix du Ministère de faire évoluer la régulation du nucléaire existant et de ne pas évoquer la question du nouveau nucléaire interroge sur la réalité des motivations de l’Etat. S’agit-il vraiment de protéger un actif décarboné ou, au contraire, de défendre les intérêts des concurrents d’EDF afin qu’ils puissent continuer à bénéficier d’un détournement des investissements de l’opérateur historique ?
Cela corrobore la vision de Marcel Boiteux, ancien Président d’EDF qui indiquait dans un papier dans la revue Futuribles en 2007 : « Le fait est, en tout cas, que le chemin est étroit pour les concurrents. Leur vraie chance réside dans l’obligation où se trouve EDF de s’ingénier par tous les moyens à les maintenir discrètement en vie, du moins les plus compétents, pour éviter d’encourir à Bruxelles l’accusation d’abus de position dominante, et la punition d’avoir à se démanteler un peu plus. »
Comme à la question précédente, le maintien d’une régulation du nucléaire doit nécessairement être élargi à un bilan plus large de la dérégulation « baroque » du marché de l’électricité depuis vingt ans. L’atteinte des objectifs économiques, industriels et sociaux de l’Etat, le maintien de la sécurité d’approvisionnement et la capacité des opérateurs à investir. La focalisation sur le dispositif ARENH est peut être soucieuse de mettre fin à une régulation devenue obsolète, mais risque avant tout de remplacer une « rustine » par une autre « rustine »
Par ailleurs, le projet proposé entérine un vrai choix politique : priver durablement EDF de l’intégralité du bénéfice nucléaire existant, l’empêchant de financer son nouveau nucléaire. Ainsi, il paraitrait cocasse d’un côté d’empêcher de disposer des ressources suffisantes, et, de l’autre, de la contraindre de recourir à l’endettement pour le renouvellement du parc nucléaire en France. Il s’agit ici d’une asphyxie soigneusement organisée d’EDF, et il parait hors de propos de lui en reprocher les conséquences à moyen terme.


Q3 : Selon vous, quels effets une telle régulation est-elle susceptible d’avoir sur le fonctionnement des marchés ?
Les objectifs sont contestables et ont fait l’objet d’un commentaire à la question précédente. La proposition de la présente consultation renforce le propos d’Henri Proglio rapporté à la Question 1. On inscrit clairement comme mission de service public pour EDF de mettre à disposition de l’électricité à ses concurrents à un prix prédéfini. Et ce, sans contribution à l’investissement, ni partage du risque.
Toutefois, plusieurs questions se posent. Seuls les actifs nucléaires d’EDF sont concernés par une telle régulation. C’est-à-dire que le ruban commercialisé devrait mécaniquement se réduire au fur et à mesure de la fermeture des tranches nucléaires, moins 84 TWh à l’horizon 2035, et rendant cette régulation totalement obsolète à l’horizon 2040-2050. Ainsi, le gouvernement inscrit un projet qui ne règle pas de problèmes de long terme pour l’industrie électrique mais seulement un projet qui vise à soutenir artificiellement le marché de détail sur une période de 10 à 20 ans.
Les prix de détail vont donc mécaniquement augmenter au fur et à mesure de la fin de la redistribution de la rente, sans règlement de long terme à la question des investissements et de la modération tarifaire. De plus, le projet vise à plafonner les revenus d’EDF et continue de ne pas lui permettre de bénéficier à plein de son parc de production, dont il est pourtant propriétaire, et détenu par une société commerciale cotée en bourse.
Dans ce modèle, EDF n’aura plus le droit d’être à la fois grossiste et détaillant et sera contraint de verser la quasi-totalité de sa production sur le marché de gros. Alors que Total, 2 GW, la CNR, 4 GW, la SHEM, 0,8 GW, et Gazel Energy, 3 GW, peuvent librement disposer de leurs capacités de production. Il en est de même pour les capacités d’énergies renouvelables éoliennes et solaires, 23 GW aujourd’hui, qui seront installées puisqu’ EDF n’est plus nécessairement l’acheteur obligé, et qu’il dispose par ailleurs déjà de l’obligation de mettre sur le marché la part quasi-certaine de sa production sous obligation d’achat.
Pourquoi EDF serait privé de sa capacité d’être à la fois producteur et commercialisateur intégré, sans que la même exigence soit formulée à Engie, CNR-SHEM, qui dispose pourtant d’un parc de production tout aussi compétitif que le nucléaire historique, ou à Total et Gazel Energy ? Cette asymétrie peut interroger.
L’on est ainsi pas surpris que EPEX Spot, opérateur boursier, s’exprime favorablement sur le  dispositif proposé par le gouvernement comme le rapporte Montelnews le 20 février 2020 : « Tant que la réforme de l’ Arenh va dans le sens de baser davantage [le prix] sur le marché, nous sommes d'accord avec cela », a poursuivi M. Vogel, estimant que le tarif Arenh avait nui à la liquidité du marché français de l'électricité.
En effet, le projet vise à exposer davantage le consommateur au prix de marché et mettre l’intégralité de la production sur le marché de gros, améliorant sa liquidité. Il n’est pas étonnant qu’une bourse de l’électricité n’apprécie pas la commercialisation de volumes d’électricité « hors marché » comme c’était le cas avec l’ ARENH ou encore les clients finals d’EDF.
Par ailleurs, le fait d’inscrire Flamanville 3 dans le périmètre cédé est incohérent avec toutes les justifications précédentes du document de consultation sur le juste retour d’un actif « que les consommateurs ont contribué à financer », affirmation contestable par ailleurs cf. Q2. En effet, l’ EPR de Flamanville a été financé par EDF SA, hors période du monopole, sur ses fonds propres, dans un marché qui était déjà ouvert à la concurrence.
De plus, cela revient à plafonner les revenus de l’ EPR de Flamanville alors même qu’il est établi qu’il aura un coût plus élevé que le reste du parc.


S’agissant des prix, il est impossible d’en tirer une conclusion sur la soutenabilité de ce dernier pour le projet industriel d’EDF tant que le plancher et le plafond du corridor ne sont pas connus. S’il est certain qu’EDF sera couverte contre les phénomènes de prix bas, si et seulement si le plancher du corridor est plus élevé que son coût de production, rien ne permet de s’assurer que les prix de marché ne « colleront » pas en permanence au plancher ou au plafond.
Vu du consommateur particulier et petit professionnel bénéficiant des tarifs bleus, tarif par empilement, le ruban « ARENH » pris en compte dans les tarifs réglementés est historiquement de 70% de sa consommation, sur la base normative de 400 TWh. Avec une production de 300 TWh, cas vraisemblable en 2030-2035, le ruban passe à 52% de l’approvisionnement du client final, avec 200 TWh, 50% de nucléaire « théorique », 35%. À l’issue de la fermeture de la dernière tranche, le consommateur n’aura aucune couverture par le corridor. Ainsi, le consommateur va être tendanciellement soumis au prix de marché sans dispositif de protection.
Le phénomène d’écrêtement en cours sur le tarif réglementé permettrait de ne pas avoir de pénalisation supplémentaire pour le consommateur, autre que le positionnement du plancher du corridor s’il est plus élevé que 42€/MWh.
Ce dispositif ne paraît donc pas durable puisque ses effets vont s’éteindre tendanciellement et ne règle pas l’investissement sur les nouveaux moyens de production.

À suivre...