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! 

php

***

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.

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!

php

***

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). »

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.

php

 ***

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. »