Accueil > Documents parlementaires > Les commissions d'enquête
Version PDF
Retour vers le dossier législatif


N° 2007

______

ASSEMBLÉE NATIONALE

CONSTITUTION DU 4 OCTOBRE 1958

QUATORZIÈME LÉGISLATURE

Enregistré à la Présidence de l’Assemblée nationale le  5 juin 2014

RAPPORT

FAIT

AU NOM DE LA COMMISSION D’ENQUÊTE relative aux coûts passés, présents et futurs de la filière nucléaire, à la durée d’exploitation des réacteurs et à divers aspects économiques et financiers de la production et de la commercialisation de l’électricité nucléaire, dans le périmètre du mix électrique français et européen, ainsi qu’aux conséquences de la fermeture et du démantèlement de réacteurs nucléaires, notamment de la centrale de Fessenheim

TOME II

AUDITIONS ET DOCUMENTS

Président

M. François BROTTES

Rapporteur

M. Denis BAUPIN

Députés

——

Voir les numéros : 1507, 1595 et T.A. 256

La commission d’enquête relative aux coûts passés, présents et futurs de la filière nucléaire, à la durée d’exploitation des réacteurs et à divers aspects économiques et financiers de la production et de la commercialisation de l’électricité nucléaire, dans le périmètre du mix électrique français et européen, ainsi qu’aux conséquences de la fermeture et du démantèlement de réacteurs nucléaires, notamment de la centrale de Fessenheim est composée de : M. François Brottes, président ; M. Denis Baupin, rapporteur ; M. Philippe Baumel, Mme Sabine Buis, MM. Franck Reynier et Michel Sordi, vice-présidents ; MM. Christian Bataille, Patrice Carvalho, Claude de Ganay et Jacques Krabal, secrétaires ; MM. Damien Abad, Bernard Accoyer, Julien Aubert, Mme Marie-Noëlle Battistel, MM. Yves Blein, Jean-Paul Chanteguet, Jean-Louis Costes, Mme Françoise Dubois, MM. Hervé Gaymard, Jean-Pierre Gorges, Mme Geneviève Gosselin-Fleury, MM. Marc Goua, Francis Hillmeyer, Mme Sandrine Hurel, M. Hervé Mariton, Mme Frédérique Massat, MM. Patrice Prat, Éric Straumann, Stéphane Travert et Mme Clotilde Valter.

SOMMAIRE

___

Pages

COMPTES RENDUS DES AUDITIONS 7

Audition de M. Philippe de Ladoucette, président de la CRE (Commission de régulation de l’énergie) 9

Audition de M. Gilles-Pierre Levy, président de chambre à la Cour des comptes, et de Mme Michèle Pappalardo, conseiller-maître 21

Audition de M. Jean Desessard, sénateur de Paris, et M. Ladislas Poniatowski, sénateur de l’Eure 33

Audition de M. Thierry Morello, chief operating officer et membre du directoire d’EPEX Spot 40

Audition de M. Pierre Bornard, vice-président du directoire de RTE, directeur général délégué chargé de l’économie, des marchés et de l’innovation 48

Audition de M. Jean-Philippe Bucher, président-directeur général de FerroPem 58

Audition de M. Andreas Rüdinger, chercheur « Politiques climatiques et énergétiques » à l’IDDRI (Institut du développement durable et des relations internationales) 64

Audition du Pr. Stephen Thomas, professeur en études énergétiques à l’Université de Greenwich, et de M. Humphrey Cadoux-Hudson, directeur exécutif « Nouvelles constructions nucléaires », EDF Energy 79

Audition de M. Manuel Baritaud, analyste senior « Électricité » de l’Agence internationale de l’énergie 91

Audition de Mme Gwenaëlle Huet, directrice des affaires européennes de GDF-Suez, et M. Claude Turmes, député européen 100

Audition de M. Philippe Van Troye, directeur général d’Electrabel, et de M. Eric De Keuleneer, professeur à l’Université libre de Bruxelles 112

Audition de M. Luc Oursel, président du directoire d’AREVA 120

Audition de M. Sylvain Granger, directeur de la division « Combustible nucléaire » d’EDF 133

Audition de M. Yves Kaluzny, conseiller auprès de la Mission de soutien aux secteurs stratégiques, Direction générale de la mondialisation, du développement et des partenariats (Ministère des Affaires étrangères), et de M. Charles-Antoine Louët, sous-directeur « Industrie nucléaire » à la Direction générale de l'Énergie et du climat (Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie) 143

Audition de M. Pierre-Franck Chevet, président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) 152

Audition de M. Étienne Dutheil, directeur-adjoint de la Production nucléaire (EDF) 162

Table ronde avec les syndicats représentés au comité central d’entreprise d’EDF (CFDT, CGC, CGT, FO) 174

Audition de M. Pierre-Franck Chevet, président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), et de M. Jacques Repussard, directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) 187

Audition de M. Dominique Minière, directeur délégué à la direction Production-Ingénierie (EDF) 197

Table ronde d'entreprises prestataires d'EDF : M. Pierre Dambielle, directeur Activités nucléaires de ORTEC, M. Damien Gousy, vice-président du GIP Nord-Ouest, M. Alain Bertaux, président de CICO Centre, M. Michel Dupiech, directeur général adjoint d’ONET Technologies et M. Jean-Claude Lenain, président-directeur général de Mistras Group SA 208

Audition de M. Philippe Jamet, commissaire de l’ASN, et de M. Jacques Repussard, directeur général de l'IRSN 220

Audition de MM. Yannick Rousselet, responsable du dossier nucléaire, et Cyrille Cormier, chargé de campagne climat-énergie de Greenpeace France 231

Audition de M. Hervé Machenaud, directeur exécutif groupe Production–Ingénierie d’EDF 245

Audition de M. Philippe Knoche, directeur général délégué d’AREVA 256

Audition de M. Yves Marignac, directeur de WISE-Paris, et de M. Sébastien Blavier, chargé de campagne nucléaire à Greenpeace 263

Audition de M. Laurent Michel, directeur général de l'Énergie et du climat, et de M. Pierre-Marie Abadie, directeur de l’Énergie (ministère de l’Écologie, du développement durable et de l’énergie) 271

Audition de M. Benjamin Dessus, président de Global Chance, et de M. François Lévêque, professeur d'économie au CERNA-Mines ParisTech 282

Audition de M. Arnaud Gay, président, et de M. Philippe Bernet, vice-président du groupe de travail “Démantèlement” du Comité stratégique de la filière nucléaire 290

Audition de MM. Jean-Claude Delalonde, président de l’ANCCLI (Association nationale des comités et commissions locales d’information), Jean-Paul Lacote, vice-président de l’ANCCLI et membre de la CLI de Fessenheim, et Florion Guillaud, trésorier de l’ANCCLI et membre de la CLI du Blayais 304

Audition de M. Jean-Michel Malerba, délégué interministériel à la fermeture de la centrale nucléaire et à la reconversion du site de Fessenheim 314

Audition de M. Jean-Luc Lépine, président de la CNEF (Commission nationale d'évaluation du financement des charges de démantèlement des INB et de gestion des combustibles usés et des déchets radioactifs) 320

Audition de M. Thomas Piquemal, directeur exécutif groupe chargé des finances d’EDF, de M. Bernard Bigot, administrateur général du CEA, de M. Christophe Gégout, directeur financier du CEA, et de M. Pierre Aubouin, directeur général adjoint chargé des finances d’AREVA 327

Audition de M. Philippe Germa, directeur général du WWF France 342

Audition de M. Jacques Repussard, directeur général de l’IRSN 348

Audition de M. Michel Bourguignon, commissaire de l’ASN, et de M. Jean-Christophe Niel, directeur général de l’ASN 358

Audition de M. Sylvain Granger, directeur de la division Combustible d’EDF, de M. Hervé Bernard, administrateur général adjoint du CEA, et de M. Dominique Mockly, directeur du Business Group Aval d’AREVA 365

Audition de M. Jacques Percebois, membre de la Commission nationale d'évaluation (CNE2) 375

Audition de M. Sylvain Granger, directeur de la division Combustible (EDF) 385

Audition de M. Philippe Knoche, directeur général délégué d’AREVA 393

Audition de M. Mycle Schneider, consultant 405

Audition de M. Bernard Bigot, administrateur général du CEA 411

Audition de M. Raymond Sené et Mme Monique Sené, Groupement des scientifiques pour l’information sur l’énergie nucléaire (GSIEN) 420

Audition de M. Jacques Repussard, directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) 429

Audition de M. Gilles Trembley, directeur du GIE Assuratome, de M. Maurice Corrihons, directeur des Spécialités de la Caisse centrale de réassurance, et de M. Pierre Picard, professeur au département d’économie de l’École Polytechnique 436

Audition de Mme Céline Grislain-Letrémy, M. Reza Lahidji et M. Philippe Mongin, auteurs du rapport « Les risques majeurs et l'action publique » (Conseil d'analyse économique, décembre 2012) 447

Audition de M. Francis Delon, secrétaire général de la défense et de la sécurité nationale, et M. Pierre-Franck Chevet, président de l’ASN 458

Audition de M. Jean-Pierre Charre, vice-président, M. Michel Demet, conseiller du président, et M. Alexis Calafat, secrétaire, du bureau de l’ANCCLI (Association nationale des CCLI) 473

Audition de M. François Moisan, directeur exécutif scientifique Recherche et International de l’ADEME, et de M. Jacques Bittoun, président de l’ANCRE (Alliance nationale de coordination pour la recherche sur l'énergie) 479

Audition de M. Robert Durdilly, président de l’UFE (Union française de l'électricité), et de M. Thierry Salomon, président de l'association négaWatt 491

Audition de M. Jacques Percebois, président de la commission « Énergies 2050 », et de M. Bernard Laponche, polytechnicien, docteur ès sciences, docteur en économie de l’énergie, ancien directeur général de l’AFME (aujourd'hui ADEME) 505

Audition M. Nicolas Boccard, professeur associé d’économie, Université de Girona (Espagne) 513

Table ronde avec les confédérations syndicales représentatives au plan national (CFDT, CFE-CGC, CFTC, CGT, FO) 523

Audition de M. Jean-Pierre Roncato, président d'Exeltium 541

Audition de M. Fabien Choné, président de l’ANODE (Association nationale des opérateurs détaillants en énergie) 549

Audition de M. Raymond Leban, directeur « Économie, tarifs, achats » (EDF) 562

Audition de M. Philippe de Ladoucette, président de la CRE (Commission de régulation de l'énergie) 569

Audition de M. Henri Proglio, président-directeur général d’EDF 576

Audition de M. Christian Leyrit, président de la Commission nationale du débat public, et de M. Claude Bernet, président de la Commission particulière du débat public Cigéo 594

Audition de Mme Marie-Claude Dupuis, directrice générale, et de M. Thibaud Labalette, directeur des programmes (ANDRA) 604

Audition de MM. Jacques-François Lethu (KPMG), Alain Pons et Patrick Suissa (Deloitte), commissaires aux comptes d’EDF 623

Audition de M. Luc Oursel, président du directoire d’AREVA 636

Audition de M. Luc Oursel, président du directoire d’AREVA 644

Audition de Mme Ségolène Royal, ministre de l’Écologie, du développement durable et de l’énergie 651

DOCUMENTS MIS A LA DISPOSITION DU RAPPORTEUR 663

COMPTES RENDUS DES AUDITIONS

Audition de M. Philippe de Ladoucette, président de la CRE
(Commission de régulation de l’énergie)

(Séance du jeudi 9 janvier 2014)

M. le président François Brottes. Notre commission d’enquête a souhaité consacrer ses premières auditions à un panorama des travaux récemment effectués sur tout ou partie du sujet sur lequel elle a mandat de se prononcer. Nous avons donc le plaisir d’accueillir M. Philippe de Ladoucette, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Le rapport publié par la CRE en juin dernier ne se limite pas aux coûts de production de l’électricité nucléaire : il traite des coûts totaux d’EDF, non seulement en matière de production mais aussi en matière de commercialisation, domaine où ils ont d’ailleurs considérablement augmenté. Par construction, néanmoins, les informations relatives à la filière nucléaire y tiennent une place essentielle. Lors de la présentation de ce rapport à la Commission des affaires économiques, monsieur le président, vous avez indiqué que nombre des sujets ouverts restaient à préciser.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande au préalable de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Philippe de Ladoucette prête serment)

M. le président François Brottes. Je vous donne la parole pour un exposé introductif, non sans vous avoir informé que l’enregistrement vidéo de nos échanges sera ultérieurement mis en ligne sur le site de l’Assemblée nationale.

M. Philippe de Ladoucette, président de la Commission de régulation de l’énergie. Comme vous l’avez indiqué, monsieur le président, la CRE a récemment procédé à une évaluation des coûts de l’entreprise EDF.

Permettez-moi tout d’abord de rappeler le cadre dans lequel nous intervenons.

La Commission de régulation de l’énergie s’est vu confier deux missions directement ou indirectement reliées à la question des coûts du nucléaire : la première et la plus ancienne, prévue par la loi du 10 février 2000, porte sur les évolutions des tarifs réglementés de vente d’électricité, sur lesquelles la CRE doit rendre un avis fondé sur la couverture des coûts de production et de commercialisation de l’électricité supportés par EDF ; la seconde, prévue par la loi du 8 décembre 2010, dite « NOME » (nouvelle organisation du marché de l’électricité), concerne spécifiquement les coûts du nucléaire puisqu’il s’agit, dans un premier temps, de donner un avis sur le prix de l’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique) proposé par le Gouvernement puis, dans un second temps, de proposer le prix de l’ARENH en appliquant une méthodologie définie par un décret en Conseil d’État.

En mai 2011, la CRE avait appliqué une méthode de calcul du prix de l’ARENH inspirée des travaux de la commission Champsaur en s’appuyant sur des données de coût du nucléaire fournies par EDF. Cette méthode utilise la valeur nette comptable du parc nucléaire historique comme représentation du montant résiduel des capitaux investis à l’origine dans ce parc : elle traduit la réalité de l’amortissement des capitaux immobilisés, de l’obsolescence des matériels, et tient compte des investissements consentis tout au long de la durée de vie du parc.

Elle s’inscrit dans la continuité de la construction tarifaire actuelle puisque, depuis 2000, la CRE calcule les coûts de production d’EDF à couvrir par les tarifs réglementés de vente en tenant compte des dotations aux amortissements et d’une rémunération normale de la valeur nette comptable.

Au premier semestre 2013, la CRE, en préparation de son analyse tarifaire et dans un souci de transparence des coûts, mais aussi pour répondre à un souhait de la ministre chargée de l’énergie de l’époque, Mme Delphine Batho, a réalisé un exercice inédit dans lequel elle a analysé tant pour le passé, de 2007 à 2012, que pour le futur, de 2013 à 2016, les évolutions de l’ensemble des postes des coûts de production et de commercialisation supportés par EDF. Cette étude portait donc pour une part importante sur les coûts de production nucléaire et apportait une visibilité pluriannuelle éclairée notamment par les contraintes industrielles et techniques de l’entreprise.

Lors de la présentation de ce rapport, j’ai indiqué que nous procéderions à des analyses complémentaires portant notamment sur les coûts de production du nucléaire, en lien avec les missions conférées à la CRE par le code de l’énergie. Nous en sommes à ce stade. Ce que je vous dirai ce matin correspond à ce que nous savons à l’heure actuelle. Nous en saurons plus dans les semaines et les mois qui viennent, puisque nous publierons un nouveau rapport d’ici au mois de juin 2014.

Les informations dont nous disposons n’étant pas tout à fait complètes, je ne pourrai vous livrer ce matin que des orientations. Nous restons bien entendu à la disposition de la commission d’enquête pour lui fournir les éléments complémentaires que nous aurons établis au fil des mois.

M. le président François Brottes. Je vous confirme que nous vous ferons revenir !

M. Philippe de Ladoucette. Je l’avais bien compris, monsieur le président !

S’agissant des coûts du passé, la CRE ne fait que se référer aux travaux de la Cour des comptes, sans y ajouter d’élément particulier.

S’agissant des coûts d’investissement, à l’instar des coûts du passé, il convient de distinguer l’enveloppe globale annuelle de dépenses d’investissement et son mode de répercussion dans les tarifs ou dans le prix de l’ARENH, ce dernier dépendant de la politique d’amortissement choisie et de la rémunération attendue pour ces investissements.

M. le président François Brottes. Peut-être pourriez-vous préciser ce qu’est l’ARENH.

M. Philippe de Ladoucette. Le dispositif d’« accès régulé à l’énergie nucléaire historique » institué par la loi NOME contraint l’entreprise EDF à vendre à ses principaux concurrents une partie de sa production nucléaire à un prix déterminé et pour un volume plafonné à 100 TWh par an. Dans la mesure où seul le nucléaire historique est concerné, le prix est calculé sur la production des centrales amorties, pas sur les centrales en construction comme l’EPR.

Pour en revenir aux coûts d’investissement, le lien entre les montants de dépenses que j’exposerai ci-après et le coût de production n’est ni direct ni immédiat.

Le poids des investissements dans le coût de production nucléaire s’est considérablement accru depuis quelques années pour trois raisons principales : la nécessité d’assurer la conformité des équipements des centrales et le déploiement d’un référentiel de sûreté toujours plus exigeant ; le remplacement des gros composants qui arrivent en fin de vie technique (générateurs de vapeur, alternateurs, transformateurs, etc.) ; l’obligation de mettre en œuvre les prescriptions émises par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) à la suite de l’accident de Fukushima.

Premièrement, les investissements liés aux visites décennales et aux autres arrêts de tranche augmentent d’environ 10 % par an depuis 2007. Le contenu des visites se densifie du fait de l’augmentation des contraintes du référentiel de sûreté et la tendance devrait se poursuivre dans le futur, le référentiel de sûreté n’ayant pas vocation à s’alléger. En 2013, ces investissements représentent un montant de l’ordre de 1,1 milliard d’euros. Ils devraient continuer d’augmenter d’environ 14 % par an, l’exploitant disposant de peu de marges de manœuvre pour ces investissements de sûreté.

Deuxièmement, les investissements réalisés dans le cadre du programme de remplacement des gros composants du parc nucléaire ont augmenté de 30 % par an depuis 2007 ; ce programme devrait se poursuivre à un rythme soutenu dans les années à venir. À la fin de 2012, les générateurs de vapeur, principal poste de coût puisqu’ils représentent près des deux tiers de l’ensemble, ont été remplacés dans vingt-deux des cinquante-huit tranches nucléaires. Ces investissements s’élèvent, pour 2013, à 1,2 milliard d’euros. La CRE en anticipe une croissance tendancielle dans les prochaines années de l’ordre de 5 % par an, tendance qui peut cacher de fortes disparités d’une année sur l’autre et qui peut encore largement évoluer dès lors que de nouveaux arbitrages industriels seraient pris par EDF.

Troisièmement, les investissements consécutifs à l’accident nucléaire de Fukushima sont estimés à un peu plus de 10 milliards d’euros en valeur 2010 et devraient s’étaler sur les dix à quinze prochaines années. Les discussions entre EDF et l’ASN portant sur le calendrier de mise en œuvre des préconisations de sûreté de cette dernière – en particulier la mise en place du diesel d’ultime secours et du centre de crise local – sont toujours en cours. Elles auront naturellement un impact sur le calendrier d’engagement des dépenses futures correspondantes. La CRE avait estimé dans son rapport de juin 2013 que ce poste d’investissement représenterait 650 millions d’euros au titre de l’année 2013 et anticipait une accélération de la hausse sur les trois prochaines années. Ce scénario pourrait toutefois se voir modifié en fonction du résultat des discussions avec l’ASN.

Enfin les autres investissements, liés notamment aux mesures de protection de l’environnement, de prévention des incendies et de constitution de pièces de rechange stratégiques, ont augmenté de 17 % par an depuis 2007. Ils représentent 1,2 milliard d’euros en 2013. Ce poste d’investissement comporte également les investissements de maintenance courante et de contrôles planifiés, ces derniers étant désormais immobilisés à compter de 2012 au lieu d’être comptabilisés comme des dépenses courantes.

Plus généralement, EDF a amorcé depuis 2012 un programme de requalification de certaines dépenses d’exploitation en dépenses d’investissement. Ce transfert ne modifie pas le montant total des dépenses annuelles, mais a un impact comptable puisqu’il améliore le résultat de l’entreprise.

En conclusion, en termes de dépenses d’investissement, la hausse moyenne observée sur la période 2007-2012 a été de l’ordre de 16 % par an, traduisant une reprise massive des investissements après une assez longue période de baisse de la fin des années 1990 au milieu des années 2000.

Avant d’aborder la question des coûts d’exploitation, il est nécessaire de dire quelques mots des volumes de production, qui constituent une importante source de variation du coût unitaire. Les années 2000-2010 ont vu se multiplier des avaries génériques sur certains gros composants, comme les générateurs de vapeur ou les turboalternateurs, consécutives d’une baisse sensible des investissements que je viens d’évoquer. Ces avaries ont eu pour conséquence une baisse significative de la production du parc nucléaire et, par voie de conséquence, de sa rentabilité.

Cette situation s’est nettement redressée en 2011 et 2012. Les investissements de maintenance, qui ont repris à un rythme soutenu, commencent à porter leurs fruits et devraient se maintenir à l’avenir compte tenu des niveaux d’investissement que l’entreprise envisage de consentir pour le maintien en condition opérationnelle de son outil de production.

En revanche, c’est désormais l’ampleur des travaux à conduire lors des arrêts de tranche dans le cadre des opérations de grand carénage – avec la poursuite des opérations de remplacement de gros composants, le renforcement des référentiels de sûreté et le déploiement des mesures faisant suite à l’accident nucléaire de Fukushima – qui devrait devenir à l’avenir le facteur limitant de la disponibilité du parc.

Je rappelle qu’une baisse de 5 TWh de la production nucléaire occasionne une augmentation des coûts de l’ordre de 50 centimes d’euro par MWh.

J’en viens maintenant aux coûts d’exploitation.

Les charges d’exploitation sont inhérentes à la production. Elles correspondent aux charges auxquelles l’entreprise doit faire face chaque année et comportent plusieurs composantes que je vais successivement examiner.

La composante « coût du combustible », tout d’abord, recouvre plusieurs éléments.

D’abord le coût du combustible lui-même, consommé pour produire les TWh de l’année. Il est valorisé au coût moyen du stock de combustible et reflète la stratégie pluriannuelle d’approvisionnement en uranium d’EDF, avec un décalage dans le temps compte tenu du temps de passage du combustible en réacteur. La période 2010-2012 a vu arriver à échéance un certain nombre de contrats d’approvisionnement à des prix inférieurs aux prix de marché, avec des conséquences à la hausse sur le coût amont du combustible. Cette tendance va vraisemblablement se poursuivre dans le futur étant donné la hausse des coûts d’approvisionnement d’uranium.

Ensuite le coût de traitement aval, qui correspond aux dotations aux provisions pour les prestations de l’aval du cycle. Une révision des coûts de stockage ou de démantèlement – par exemple la révision du devis du stockage profond de Bure – aurait des répercussions sur ce poste.

Au total, le coût du combustible, qui a été de l’ordre de 5 euros par MWh en 2013, devrait vraisemblablement avoisiner les 7 euros par MWh en 2015. Pour donner un ordre de grandeur, je rappelle que le prix de l’ARENH est aujourd’hui de 42 euros par MWh.

La composante « charges de personnel » est en forte augmentation – près de 6 % par an sur les cinq dernières années –, sous l’action combinée, d’une part, du renforcement et de la densification du programme de maintenance, qui entraîne une augmentation structurelle des embauches pour absorber la charge de travail, et, d’autre part, du renouvellement des compétences : les pyramides des âges de l’industrie nucléaire sont actuellement très déséquilibrées, avec un départ en inactivité massif d’un personnel essentiellement recruté dans les années 1970-1980. Afin de maintenir un niveau de compétence compatible avec les exigences de l’Autorité de sûreté, et compte tenu des durées de formation très longues dans les métiers du nucléaire, il est nécessaire de procéder à une anticipation du tuilage avec du personnel jeune sur une longue durée.

L’augmentation des salaires – due à la hausse du salaire de base et à la professionnalisation croissante des effectifs – et l’évolution des charges sociales ont également joué un rôle significatif dans l’augmentation de ce poste de coût, qui représente en 2013 un peu moins de 7,50 euros par MWh.

La tendance haussière devrait se poursuivre jusqu’en 2015, pour se stabiliser ensuite, une fois résorbée la problématique du renouvellement des compétences.

La composante « achat de prestations de maintenance » concerne à la fois les dépenses d’exploitation, de maintenance des centrales et de déconstruction. Une part significative de ces dépenses a été requalifiée en investissement, comme je l’ai indiqué. Toutefois, pour des raisons de compréhension et de cohérence avec les données historiques, les éléments d’appréciation que je donne ici ne tiennent pas compte de cet effet comptable.

La composante hors déconstruction, qui représente 2,4 milliards d’euros en 2013, est essentiellement composée de dépenses de prestations de main-d’œuvre et constitue donc une approximation des dépenses de sous-traitance. Elle a significativement augmenté depuis 2007, de 6,5 % par an, sous le double effet de l’augmentation du volume de maintenance en lien avec l’augmentation des investissements dans le parc nucléaire – pour deux tiers de la hausse – et du prix des prestations – pour le tiers restant. Cette hausse devrait vraisemblablement se poursuivre à l’avenir dans les mêmes proportions, même si une partie de la dépense vient désormais augmenter l’enveloppe de dépenses d’investissement.

Au total, hors requalification comptable, ce poste pèse environ 7 euros par MWh.

Le dernier poste du coût d’exploitation, sur lequel je ne m’étendrai pas, recouvre les impôts et taxes, dont le poids est de l’ordre de 3 à 4 euros par MWh.

Bien que la CRE n’ait pas de compétence particulière en la matière, je veux également aborder la question des coûts de démantèlement, de retraitement et de stockage à long terme des déchets

L’article 20 de la loi du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs impose à tout exploitant d’une installation nucléaire de base l’obligation de couvrir les charges futures nucléaires par un portefeuille d’actifs dédiés. Le niveau des actifs est donc directement lié au montant actualisé des charges futures, soit le niveau provisionné au bilan de l’exploitant. Le temps vient affecter, dans un régime normal, les provisions et les actifs dédiés en augmentant le niveau des charges futures chaque année par le jeu de la désactualisation, tout en augmentant en parallèle le niveau des actifs dédiés par leur propre rendement. Le niveau du taux d’actualisation est réglementé pour en assurer une estimation prudente. L’opérateur constitue son portefeuille d’actifs dédiés pour que le taux de rendement attendu corresponde au taux d’actualisation, dans le respect des textes réglementaires.

Le calage du niveau légal des actifs dédiés sur le niveau des provisions a donc pour effet de répercuter toute modification du niveau des provisions sur le niveau des actifs dédiés à constituer. En d’autres termes, toute révision du devis de démantèlement aura pour conséquence l’obligation pour EDF de constituer des actifs dédiés supplémentaires.

À ce jour, sur la base du devis actuel, le niveau des actifs dédiés spécifié par la loi a été atteint par EDF, notamment par l’intégration à ce portefeuille de la moitié du capital de RTE (Réseau de transport d’électricité) et de la créance d’État concernant la CSPE (contribution au service public de l’électricité).

La Cour des comptes s’étant livrée dans son rapport à une analyse très détaillée des dépenses liées au démantèlement et à la gestion à long terme des déchets nucléaires, je n’irai pas plus loin sur ce sujet.

Enfin, si l’on appliquait la méthode que nous avions proposée dans le cadre de notre avis de mai 2011 – et sans préjuger des décisions du Gouvernement dans le décret à venir définissant les modalités de calcul de l’ARENH –, le montant de l’ARENH serait supérieur d’environ 10 % à celui qui est en vigueur aujourd’hui.

M. le président François Brottes. Cette annonce d’une hausse de 10 % de l’ARENH ne manquera pas d’être relevée par les acteurs intéressés.

Les tarifs réglementés de vente de l’électricité sont fixés pour couvrir les coûts de production du fournisseur historique. La CRE, qui est en quelque sorte le principal gendarme dans ce domaine, les élabore en lien avec le Gouvernement mais il est devenu habituel qu’ils soient contestés. Le Conseil d’État a même annulé certains arrêtés tarifaires. Le moins que l’on puisse dire est que le dispositif n’est pas d’une grande clarté pour le non-initié !

M. Denis Baupin, rapporteur. Votre intervention, monsieur le président de Ladoucette, confirme ce que le rapport de la CRE avait mis en exergue : nous sommes dans une période d’augmentation significative des coûts de fonctionnement des centrales nucléaires. Il convenait de le rappeler : derrière la notion comptable d’« amortissement » du parc nucléaire, qui laisse à penser que le système continue de fonctionner sans encombre, on s’aperçoit que le parc coûte de plus en plus cher.

Peut-on parler, au sujet de la longue période de baisse des investissements que vous avez mentionnée et qui s’est traduite par des avaries génériques, de sous-investissement ? Le coût de la production nucléaire n’a-t-il pas été maintenu à un niveau artificiellement bas, ce que nous payons maintenant au prix fort ?

Le taux de disponibilité des centrales n’a cessé de baisser, passant en dessous des 80 % en 2013 alors que le président d’EDF avait fixé un objectif de 85 %. On invoque des opérations de maintenance plus longues que prévu, ce qui dénote les difficultés de l’entreprise à gérer ses périodes d’investissement. La situation, selon vous, s’est redressée. Pourriez-vous étayer cette affirmation que les chiffres ne démontrent pas ? Quelles sont les conséquences de la baisse de la disponibilité sur les coûts ? Comme vous l’avez souligné, une diminution des recettes pèsera aussi sur la rentabilité du parc industriel.

S’agissant des investissements à venir, vous avez évoqué les opérations de grand carénage prévues par EDF pour prolonger la durée de vie des centrales jusqu’à quarante ans mais vous n’avez pas cité de chiffre. On a parlé de 50 milliards d’euros. Faites-vous la même évaluation ? Faut-il ajouter à ce montant les 10 milliards d’investissements que représentent les opérations complémentaires de sûreté décidées après Fukushima ? Quel pourrait être le montant total après que l’Autorité de sûreté nucléaire aura fixé un référentiel de sûreté pour une éventuelle prolongation de centrales au-delà de quarante ans ?

La sous-traitance dans le domaine nucléaire, souvent évoquée par l’ASN, atteint parfois huit niveaux successifs. Les conséquences sur la sécurité des personnes et la sûreté des équipements peuvent être préoccupantes. Avez-vous étudié cette sous-traitance – étant entendu que le renouvellement de personnel que vous évoquez ne concerne sans doute qu’EDF – et sa traduction en matière de coûts ? L’entreprise en tire à l’évidence un gain, mais peut-être subit-elle aussi des conséquences négatives : il est souvent rapporté que des incidents survenant dans les centrales sont dus à l’insuffisance de la formation des personnels.

En matière de sécurité des installations, la presse s’est largement fait l’écho de la facilité avec laquelle des militants de Greenpeace ont pu pénétrer dans plusieurs centrales. Des programmes de renforcement de la sécurité ont été annoncés – conformément, du reste, à l’objectif poursuivi par l’association. Quel sera leur coût ?

Enfin, au-delà de l’évolution tarifaire de l’ARENH que vous avez évoquée, je relève que le Gouvernement n’a pas totalement suivi les préconisations que vous formuliez dans votre dernier rapport concernant la hausse des tarifs réglementés appliqués aux consommateurs : il a retenu une hausse de deux fois 5 % et souhaite un plafonnement plus important à l’avenir. Quelles seraient, pour l’entreprise EDF, les conséquences d’un plafonnement plus sévère que celui que vous recommandez ?

M. le président François Brottes. En matière de sécurité au sens large, il faut distinguer les dépenses liées à la sécurisation des sites, les dépenses de sûreté destinées à prévenir les incidents techniques en renouvelant certains équipements, et les dépenses dites « post-Fukushima », qui concernent la gestion de crise en cas de défaillance, avec, par exemple, les générateurs permettant de maintenir une alimentation électrique. Il faut bien dissocier les problèmes, même si, au bout du compte, on obtient une addition !

M. Philippe de Ladoucette. Certaines questions excèdent sans doute la compétence de la CRE.

On a pu constater en effet, monsieur le rapporteur, entre la fin des années 1990 et le milieu des années 2000, une baisse des investissements par rapport à la période précédente et un sous-investissement par rapport à la période suivante. Mais c’était également le cas des investissements dans les réseaux, notamment de distribution.

Quant à savoir s’il s’agissait d’un moyen pour diminuer le coût du nucléaire, je ne peux porter aucun jugement. La CRE ne peut que faire le constat factuel du manque d’investissement dans cette période ; elle n’a pas de compétence pour en juger les causes.

Le débat sur le taux de disponibilité des centrales françaises est ancien. Il fut un temps où ce taux était de 82 ou 83 %, très inférieur à celui des centrales américaines ou belges, par exemple, qui tournent en général à 90 %. La raison en est connue : contrairement à ce qui se passe à l’étranger, nous n’utilisons pas seulement nos centrales en base mais aussi en semi-base. Néanmoins, nous sommes actuellement en dessous de 80 %. J’ai exposé ce qui explique les problématiques de maintenance présente et future, mais c’est l’entreprise elle-même qui est la plus compétente pour répondre aux questions sur le taux de disponibilité. La CRE se contente de constater.

M. le président François Brottes. Il est tout de même possible de distinguer entre indisponibilité choisie et indisponibilité subie. Avez-vous des éléments à ce sujet ?

M. Philippe de Ladoucette. Je pourrai vous les transmettre. La CRE ayant aussi pour mission de surveiller le marché de gros, elle se doit de déterminer, à chaque arrêt intempestif, s’il n’y a pas suspicion de rétention de production. Toute modification du programme des arrêts du fait d’un incident ou d’un événement non prévu nous amène à demander des explications à l’opérateur, et celui-ci nous les donne. Cela dit, notre activité de surveillance des marchés n’a jamais mis en évidence une volonté de manipulation du marché de la part d’EDF de ce point de vue-là, depuis cinq ou six ans que nous exerçons cette compétence et que nous consacrons un rapport annuel à ce sujet.

M. le rapporteur. Autrement dit, l’augmentation des arrêts fortuits, très significative en 2013 par rapport à 2012, n’est pas liée à une volonté de l’entreprise mais bien à des incidents intervenus dans les centrales.

M. Philippe de Ladoucette. Il y a moins d’arrêts fortuits aujourd’hui et plus d’arrêts programmés. Les avaries que l’on a constatées sont la conséquence d’un manque d’investissements durant la période que j’ai évoquée.

Concernant le grand carénage, nous ne disposons pas d’autres chiffres que ceux qu’EDF a communiqués, à savoir 55 milliards d’euros d’ici à 2025, les 10 milliards des mesures post-Fukushima étant inclus dans ce montant. Il se peut que nous ayons des données complémentaires dans les semaines ou les mois qui viennent.

Par ailleurs, les coûts de maintenance – 2,4 milliards d’euros en 2013 – sont essentiellement constitués de dépenses de prestation de main-d’œuvre. Le montant indiqué est donc une approximation des dépenses de sous-traitance. J’ai indiqué que ce poste avait significativement augmenté depuis 2007 – de l’ordre de 6,5 % par an – sous le double effet de l’augmentation du volume de maintenance et du prix des prestations. Son coût est d’environ 7 euros par MWh.

Je n’ai pas d’éléments particuliers, en revanche, au sujet des évolutions en matière de sécurité des installations et des coûts qui en résulteront. Comme je l’ai dit, nous sommes en train d’approfondir les chiffres avec EDF. Si nous avons des éléments nouveaux, nous vous les communiquerons.

Pour ce qui est de l’évolution future du prix de l’ARENH, monsieur le président, permettez-moi de rétablir la teneur exacte de mes propos : ce que j’ai dit est que, si l’on devait recalculer le prix de l’ARENH aujourd’hui selon la même méthode que celle que nous avons appliquée en 2011, le résultat serait, toutes choses égales par ailleurs, une hausse de l’ordre de 10 %. Rien ne dit que le décret conservera cette méthode et je ne fais aucune prévision sur le prix futur de l’ARENH.

La loi NOME prévoit également que la construction des tarifs réglementés sera modifiée à partir du 1er janvier 2016 au plus tard et se fera alors par empilement, la première brique de cet empilement étant le prix de l’ARENH auquel s’ajouteraient le complément de 20 % – que l’on trouverait peut-être sur le marché, peut-être autrement –, les coûts de commercialisation, le coût du marché de capacités et l’acheminement. Ce nouveau dispositif devrait être, sinon tout à fait lisible, du moins plus compréhensible.

Ainsi, après l’annonce faite par le Gouvernement de la hausse pour 2014, il reste une inconnue pour 2015 mais la construction des tarifs pour 2016 sera assez claire. J’ignore – sinon par des « fuites » parues dans la presse – quelles sont les intentions du Gouvernement. Je pense qu’il attendra de connaître précisément la nature des besoins, notamment de couverture, et la réalité des coûts.

M. Yves Blein. Comment évolueront les amortissements compte tenu des investissements à venir ? Quelles sont les durées d’amortissement prises en compte dans la fixation du tarif de l’ARENH ? Quel pourcentage – au même titre, par exemple, que le combustible – représentent-elles dans le coût par MWh ?

M. Bernard Accoyer. Je souhaite que nos auditions permettent d’établir un panorama plus exhaustif. Le rapporteur cible ses questions en fonction d’une arrière-pensée précise, qu’il partage avec les membres de son groupe : la remise en cause de l’énergie nucléaire elle-même. Étant donné cette position de parti pris, il serait utile que notre commission d’enquête dispose d’éléments comparatifs.

Je serais donc heureux que le président de Ladoucette nous éclaire sur les coûts respectifs de l’électricité d’origine éolienne, solaire, hydraulique, etc. Je ne doute pas qu’il a des chiffres à ce sujet, comme il en a sur ces points essentiels que sont la sécurité en général et la sécurité des approvisionnements.

En outre, quelles seraient les conséquences – y compris financières – si la France en venait à ne plus respecter ses objectifs en matière de rejets de gaz à effet de serre ? Quelle perspective tracer si, comme certains le souhaitent, on procédait à un démantèlement du parc nucléaire plus important que celui de la centrale de Fessenheim ?

M. Jean-Pierre Gorges. La France se fait une spécialité, chaque fois que survient un accident, de tout transformer. Pourriez-vous, à cet égard, détailler les opérations prévues à la suite de l’accident de Fukushima ?

Notre commission d’enquête étant consacrée aux coûts, nous devons pouvoir établir des comparaisons. Dans la plupart des modes de production d’électricité, le dispositif comprend la source d’énergie en amont – chaudière, etc. –, une turbine, des générateurs et un système de distribution. Existe-t-il une analyse détaillée des coûts par type de production ? Même si le terme fait peur à tout le monde, une centrale nucléaire, par exemple, n’est pas très différente d’une centrale thermique : il existe dans l’un et l’autre cas une chaudière, une turbine et des générateurs, à tel point qu’une grande partie de la fabrication est la même. Et l’on voit aujourd’hui refleurir des centrales thermiques au fioul – plutôt en France – et au charbon – surtout en Allemagne. La partie mécanique constituée par les turbines et les générateurs n’a rien à voir avec le nucléaire. Peut-être un défaut d’entretien est-il le moyen de masquer des coûts : quoi qu’il en soit, j’aimerais que la commission d’enquête parvienne à obtenir un état analytique des coûts. S’agissant des centrales thermiques, il faut comptabiliser l’ensemble comprenant l’extraction du combustible, son acheminement, ainsi que tous les coûts afférents à la pollution provoquée par les installations.

Il ne serait pas inutile, d’ailleurs, que nous disposions de schémas explicitant les composantes des systèmes de production. On verrait ainsi que tous les dispositifs, y compris les éoliennes, ont des éléments communs. Si nous ne réalisons pas ce travail d’analyse, nous ne parviendrons à rien. Nous risquons au contraire d’« enfumer » les gens.

M. Philippe de Ladoucette. Ce ne sont pas là des questions simples. Les travaux de la CRE – qui dispose d’une large expertise en ce domaine puisqu’elle fait la plupart des appels d’offres – ont néanmoins permis d’établir des éléments d’évaluation du coût de développement des énergies renouvelables. Ainsi, le tarif d’achat de l’éolien terrestre est aujourd’hui de l’ordre de 80 euros par MWh, celui de l’éolien en mer de 200 euros. Pour les installations photovoltaïques au sol avec dispositif de suivi de la courbe du soleil, le tarif des parcs les moins chers est d’environ 95 euros par MWh dans le dernier appel d’offres que la CRE est en train d’instruire. Pour les petites installations résidentielles, les tarifs actuels sont d’environ 150 euros par MWh s’agissant de la technologie standard d’intégration simplifiée et de 300 euros s’agissant de l’intégré au bâti. Le tarif de l’électricité produite à partir de la biomasse varie entre 130 et 180 euros par MWh en fonction de la technologie. Pour la cogénération – fonctionnement en « chaleur fatale » –, le tarif est de 130 euros par MWh. Il est de l’ordre de 60 euros par MWh pour les petits ouvrages hydrauliques. Quant à l’électricité produite par les centrales thermiques, son prix est public et facile à trouver.

M. le président François Brottes. Parle-t-on ici des mégawattheures produits ou des mégawattheures consommés ?

M. Philippe de Ladoucette. Il s’agit des mégawattheures produits.

S’agissant des conséquences du non-respect des objectifs de rejets de gaz à effet de serre, monsieur Accoyer, les textes n’établissent pas encore très clairement les sanctions. Vous trouverez certainement plus compétent que moi pour répondre à cette question.

Pour ce qui est des opérations « post-Fukushima », c’est à l’Autorité de sûreté nucléaire qu’il revient de déterminer la nature précise et le calendrier – mais non le montant – des investissements à réaliser. Le calendrier est d’ailleurs en cours de discussion entre EDF et l’ASN, pour déterminer si l’échéance sera de dix ou de quinze ans. Je ne peux donc aller plus loin que ce que je vous ai indiqué tout à l’heure.

La durée d’amortissement comptable des centrales nucléaires, monsieur Blein, a déjà été portée de trente à quarante ans en 2003. Cette disposition s’est accompagnée, dans les années qui ont suivi, d’autorisations techniques délivrées par l’ASN tranche nucléaire par tranche nucléaire. Aujourd’hui, la durée d’exploitation prévue est de quarante ans pour l’ensemble du parc. Le passage de trente à quarante ans d’exploitation a nécessité la réalisation de plusieurs investissements, notamment des investissements de sûreté mais pas uniquement.

La durée de vie industrielle d’un générateur en exploitation, par exemple, est de trente ans, ce qui correspond à la durée de fonctionnement prévue initialement pour une centrale nucléaire. Au-delà de trente ans, les conditions d’extraction de chaleur du circuit primaire vers le circuit secondaire deviennent de plus en plus délicates, jusqu’à altérer significativement la production de la centrale – d’où l’avarie générique observée sur les générateurs de vapeur dans les années 2000-2010, qui a très fortement affecté la disponibilité du parc nucléaire dans cette période. Ces avaries sont susceptibles de poser une problématique de sûreté nucléaire, puisque le générateur de vapeur est à la jonction entre le circuit primaire, qui extrait la chaleur du combustible, et le circuit secondaire de puissance, qui alimente le turboalternateur et produit l’énergie.

Il s’agit donc d’un poste majeur du coût du programme d’investissement « grand carénage » dans la perspective d’une prolongation à cinquante ou soixante ans. À ce jour, je le répète, vingt-deux des cinquante-huit tranches nucléaires ont été équipées de générateurs de vapeur neufs. Mais on peut également dire que ce remplacement pourrait déjà se justifier pour une prolongation à quarante ans, sachant que l’âge moyen du parc est aujourd’hui de vingt-huit ans seulement.

Je suis bien conscient de ne pas avoir répondu à l’ensemble de votre question, monsieur Blein. Sur ce sujet complexe, le mieux est que vous interrogiez directement l’entreprise EDF.

M. le rapporteur. Pour en revenir à la question de M. Accoyer, la France a pris des engagements tant en matière d’émissions de gaz à effet de serre qu’en matière de production d’énergie renouvelable. Je pense que le niveau de sanction serait le même si nous ne tenions pas les engagements du paquet énergie climat, adopté sous la présidence de M. Sarkozy et durant la présidence française de l’Union européenne.

Pourriez-vous, monsieur de Ladoucette, compléter votre réponse en fournissant une évaluation du coût du MWh produit par l’EPR de Flamanville, y compris au regard des accords récents passés par EDF en Grande-Bretagne pour produire le même type de réacteur – moyennant une garantie de trente-cinq ans, ce qui est phénoménal ?

Par ailleurs, quel poids représente l’assurance dans les comptes d’EDF et dans le prix du MWh produit par les centrales nucléaires, vu l’évaluation du coût des accidents ? Toutes les autres énergies sont, à ma connaissance, assurées. J’imagine que c’est également le cas, en proportion, concernant le nucléaire.

M. Philippe de Ladoucette. Nous n’avons pas encore fait d’évaluation très précise des coûts de l’électricité de l’EPR pour deux raisons. Premièrement, ce réacteur n’étant pas en exploitation, il n’entre pas dans le calcul de la couverture des coûts des tarifs réglementés ; autrement dit, les tarifs réglementés ne paient pas l’EPR. Deuxièmement, l’ARENH ne concerne par définition que le nucléaire historique. Nous devrions cependant disposer d’éléments complémentaires – que nous vous communiquerons – avant la remise de notre rapport au mois de juin.

D’autre part, seuls les coûts des assurances payées par EDF sont pris en compte dans les coûts de production. Dans la mesure où l’État assure aujourd’hui gratuitement une partie du risque responsabilité civile en cas d’accident, les montants sont faibles.

M. le rapporteur. Cela méritait d’être dit…

M. le président François Brottes. L’État est souvent son propre assureur. Cela n’est pas inhérent au nucléaire.

M. le rapporteur. Sauf erreur de ma part, EDF n’est pas une entreprise d’État.

Cela étant, je ne vois pas d’inconvénient à ce que l’État prenne en charge une partie des coûts des différentes énergies, pour peu que l’on fasse la comparaison. Nous interrogerons tout à l’heure la Cour des comptes sur la part des coûts pris en charge par la collectivité et non par l’exploitant.

M. Philippe de Ladoucette. L’entreprise Charbonnages de France, que j’ai présidée, était son propre assureur en cas d’accident.

M. le président François Brottes. J’en reviens à la question de l’amortissement. Vous avez évoqué les actifs destinés à couvrir le démantèlement et le sujet des déchets. Cela étant, la modification de la durée d’exploitation d’une centrale change la donne quant à la prise en charge des coûts d’amortissement. Même s’il y a des investissements nouveaux, les investissements d’origine ne courent pas de la même façon. La CRE a forcément réalisé des simulations.

M. Philippe de Ladoucette. Elle en a réalisé une pour l’évolution des tarifs réglementés : nous avons estimé dans notre rapport que la prolongation de la durée de vie comptable des centrales nucléaires faisait baisser le besoin d’augmentation des tarifs réglementés de 2,6 points.

M. le président François Brottes. Autrement dit, les évolutions tarifaires indiquées intègrent une prolongation de la durée de vie des centrales…

M. Philippe de Ladoucette. Non. Nous avions une hypothèse avec prolongation et une hypothèse sans prolongation. Dans les avis que nous avons formulés à l’intention du Gouvernement, nous nous en sommes tenus à la seconde.

M. le président François Brottes. Que dit la trajectoire actuelle ?

M. Philippe de Ladoucette. Elle ne prend pas en compte les prolongations.

M. le rapporteur. Il est évidemment plus rentable d’amortir un équipement sur cinquante ans que sur quarante ans, à ceci près que les générateurs de vapeurs ont été construits pour trente ans. Une fois cet âge atteint, les avaries se sont multipliées, ce qui n’a pas été sans conséquences sur la sûreté. Sachant que certains éléments des centrales nucléaires, telles la cuve ou l’enceinte de confinement, ne peuvent être modifiés, la prolongation du fonctionnement est certes plus rentable sur le plan comptable, mais cela peut se révéler beaucoup moins intéressant si les avaries se multiplient en accroissant les risques. Ce n’est un hasard si l’avis de l’ASN est requis avant toute prolongation !

Compte tenu de ces incertitudes, estimez-vous raisonnable d’amortir des équipements dont rien ne garantit qu’ils tiendront au-delà de quarante ans ?

M. le président François Brottes. Je ne suis pas sûr que vous puissiez répondre précisément à cette question, monsieur de Ladoucette !

M. Philippe de Ladoucette. En effet ! Si la CRE devait émettre un avis sur le sujet, elle le ferait en formation collégiale. Mais je ne vois pas sur quoi elle pourrait se fonder : elle n’a pas assez de compétences.

M. le président François Brottes. En effet, le régulateur fait des comptes et des comparaisons mais il ne peut se substituer ni à l’ASN, ni à l’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire), ni à l’entreprise elle-même.

M. Jean-Pierre Gorges. J’ai fait dans ma ville une expérience similaire : l’installation de chauffage urbain, prévue pour cinquante ans, présente des signes d’usure au bout de quarante ans. Les nouvelles installations intégreront cette dimension. Lorsque les dispositifs technologiques sont conçus pour cette durée, il y a des ingénieurs pour réfléchir aux évolutions. Les cuves et les chaudières évolueront, de même que les avions ou les voitures évoluent. Tout bouge ! Il n’est pas du tout objectif de critiquer un système en le figeant au moment où il a été inventé. Si, au contraire, on continue d’investir dans la filière, il y a de grandes chances pour que les techniques s’améliorent. On le voit en médecine, en informatique, dans tous les secteurs de la technologie. Je ne comprends pas l’intervention du rapporteur !

M. le rapporteur. L’objectif de notre commission d’enquête est précisément d’établir un état des lieux afin que d’éventuelles prolongations se fassent dans la transparence en matière de coûts et de risques. Mon but est d’obtenir les informations et non de considérer par avance, comme le font certains, qu’il serait facile et simple de poursuivre. Il est important d’éclairer les parlementaires avant l’ouverture du débat sur la transition énergétique. Nous devons savoir à quoi il faut s’attendre s’il est décidé de prolonger certains réacteurs.

M. Jean-Pierre Gorges. C’est pourquoi j’en appelle à une approche plus analytique. Beaucoup de gens pensent que le panache qui s’échappe des centrales nucléaires est de la fumée et non de la vapeur d’eau ! Il est important d’expliquer que le dispositif est en fait très proche de celui d’une centrale thermique, avec de nombreux composants communs. Le principe de base est très simple et certains éléments s’améliorent, même s’il faut peut-être continuer de travailler sur une partie d’entre eux. Il est faux de dire qu’au bout de trente ans tout se fissure ! Les techniques progressent. Le revêtement du bassin des piscines, par exemple, est maintenant en inox alors qu’il était auparavant en carrelage. Bref, toute une partie des infrastructures peut continuer de vivre trente ou quarante ans, voire beaucoup plus.

M. le président François Brottes. Il est normal et utile que le débat s’engage entre les membres de la commission, de manière à identifier quelle définition chacun d’entre nous met derrière les mots.

M. Yves Blein. Connaît-on la part du poste que représente l’amortissement dans les coûts de revient des différents modes de production d’énergie ?

M. Philippe de Ladoucette. Oui. Je vous transmettrai les chiffres.

M. le président François Brottes. Je vous remercie, monsieur le président, et vous donne d’ores et déjà rendez-vous pour une deuxième audition.

Audition de M. Gilles-Pierre Levy, président de chambre à la Cour des comptes, et de Mme Michèle Pappalardo, conseiller-maître

(Séance du jeudi 9 janvier 2014)

Un document mis à la disposition de la commission d’enquête est accessible à la fin de la version PDF du présent compte rendu, à l’adresse suivante :

www.assemblee-nationale.fr/14/pdf/cr-cenucleaire/13-14/c1314003.pdf

M. le président François Brottes. Nous avons le plaisir d’accueillir M. Gilles-Pierre Levy, président de chambre à la Cour des comptes, et Mme Michèle Pappalardo, conseiller maître.

C’est sous votre égide, monsieur, madame, qu’a été élaboré le rapport public thématique sur les coûts de la filière électronucléaire que la Cour des comptes a publié en janvier 2012. Ce rapport, qui a fait grand bruit à l’époque, fait désormais partie des ouvrages de référence pour quiconque s’intéresse à l’économie de la filière nucléaire. Le travail approfondi et précis de la Cour a permis de clarifier nombre de points importants. Cependant, les incertitudes qui subsistent et les hypothèses qui restent à préciser feront l’objet de travaux complémentaires dont nous vous saurons gré de nous tenir informés.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Gilles-Pierre Levy et Mme Michèle Pappalardo prêtent serment)

M. le président François Brottes. Avant de vous donner la parole pour un exposé introductif, je précise que l’enregistrement de cette audition sera mis à la disposition du public sur le site de l’Assemblée nationale.

M. Gilles-Pierre Levy, président de chambre à la Cour des comptes. Je vous remercie du commentaire que vous avez bien voulu faire sur nos travaux.

Après avoir rappelé le contenu de ce rapport paru il y a deux ans, j’évoquerai les points qui nous paraissent mériter d’être soit actualisés, soit approfondis. La Cour a en effet l’intention de se pencher cette année de nouveau sur plusieurs sujets relatifs au nucléaire.

Notre rapport répondait à une demande formulée par le Premier ministre en mai 2011, après un entretien entre le Président de la République et les représentants de différentes organisations non gouvernementales. Il était demandé à la Cour d’analyser, non pas les seuls coûts affichés par EDF, mais l’ensemble des éléments qui constituent le coût total de production de l’électricité nucléaire en France. L’exercice avait cependant ses limites : il ne s’agissait pas d’étudier les modes de financement, ni le prix de l’électricité incluant les taxes et les coûts de distribution ; l’analyse s’entendait à production nucléaire constante en volume, et le propos n’était pas non plus de comparer cette production avec d’autres énergies.

Le rapport a été élaboré selon les méthodes habituelles de la Cour : collecte de sources, documents et comptes ; application, dans un délai court, du principe de dialogue contradictoire avec les organismes concernés – EDF, AREVA, CEA, ministère de tutelle, etc. – ; collégialité ; mobilisation d’une quinzaine de rapporteurs et d’un comité d’experts de sensibilités diverses, dont quelques étrangers ; nombreuses auditions, notamment des organisations non gouvernementales, des entreprises, des administrations, des syndicats.

La première conclusion que nous avons tirée est qu’il n’existait pas de coûts cachés, même s’il y avait beaucoup à explorer et, à cette fin, nous avons analysé les coûts passés, présents et futurs, les coûts qui se trouvent dans les comptes des exploitants, les coûts supportés par les crédits publics – financement public de la recherche, coûts de la sécurité et de la transparence –, et la prise en compte, explicite ou implicite, du coût des assurances contre les accidents.

Aux yeux de la Cour, le principal facteur de variation des évaluations réside dans la prise en compte du coût du capital. Selon que l’on applique la méthode du coût comptable, qui constate ce qui est déjà amorti, la méthode Champsaur, qui prend en compte la rémunération du capital non encore amorti, ou la méthode du « coût courant économique », qui retient une rémunération à loyer sur la base d’une évaluation de la valeur du capital, avec pour objectif la restitution, à la fin de la vie des centrales, de la valeur initiale actualisée, le coût du mégawattheure (MWh) varie entre 33 et 50 euros, sans compter 1,50 euro de frais publics complémentaires.

La Cour a estimé que le chiffre le plus élevé était celui qui correspondait le mieux à la réalité des coûts en l’état actuel du parc.

En deuxième lieu, elle a mis en exergue les incertitudes relatives à l’évaluation des charges futures.

D’abord en matière de coûts de gestion à long terme des déchets : théoriquement, l’évaluation doit faire l’objet d’une décision en 2015 car, entre le chiffre de 16 milliards d’euros avancé en 2005 et celui, plus récent et fortement contesté par les exploitants, de quelque 36 milliards d’euros, l’écart est de plus du simple au double.

Ensuite en matière de charges de démantèlement. Le sujet est d’autant plus complexe que les quelques centrales déjà démantelées ne sont pas de même type que celles du parc actuel : on ne bénéficie donc pas de l’avantage de série que met en avant EDF en faisant valoir que le démantèlement de cinquante-huit installations de même type coûterait moins cher grâce à l’expérience progressivement acquise.

Nous avons recensé trois méthodes d’évaluation : une méthode « historique » qui ne nous a pas convaincus ; la méthode « Dampierre », fondée sur l’analyse détaillée des opérations de démantèlement d’une centrale type et qui nous est apparue relativement solide, mais dont nous avons jugé qu’elle exigeait d’être approfondie et davantage expertisée ; enfin, les comparaisons internationales. Alors que l’évaluation d’EDF n’est que de 18 milliards d’euros, on arrive, en transposant les études disponibles, à un montant compris entre 20 et 62 milliards d’euros.

En troisième lieu, le rapport fournit une estimation de la sensibilité du coût moyen à l’évolution des charges futures, afin de donner une idée des répercussions que pourraient avoir d’éventuelles erreurs ou des changements d’évaluation. Il apparaît que cette sensibilité est relativement faible. Un doublement des charges de démantèlement se traduirait par une hausse de l’ordre de 5 % du coût courant économique. Le doublement du devis de stockage profond aurait une incidence limitée à 1 %. La sensibilité à une diminution d’un point du taux d’actualisation, qui est actuellement d’environ 5 % dont 2 % au titre de l’inflation, est de + 0,8 %. En sens contraire, si le taux d’actualisation augmentait d’un point, le coût annuel diminuerait de 0,6 %.

En quatrième lieu, la Cour a insisté sur l’importance stratégique de la durée effective de fonctionnement des réacteurs. Bien entendu, il ne lui appartient pas de se prononcer sur la part que doit occuper le nucléaire dans le bouquet énergétique français et sur les orientations que le Président de la République a fixées en ce domaine. Elle a simplement constaté que l’âge moyen de nos réacteurs était de vingt-cinq ans en 2010 et que vingt-deux d’entre eux, soit 30 % de la puissance installée, auraient quarante ans avant la fin de 2022. Or il paraît très difficile de remplacer cette capacité à cette date – que ce soit par de nouveaux réacteurs ou par des sources d’énergie renouvelables – sans un effort considérable, étant donné les délais importants que demande l’organisation d’investissements de ce type, et cette situation aurait pour conséquence une augmentation des coûts de maintenance.

En cinquième lieu, une hausse des coûts à court et moyen terme est par conséquent prévisible. Je rappelle que le rapport a été élaboré juste après la catastrophe de Fukushima. Les conclusions de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) ont été connues au début de janvier 2012 et notre rapport a été publié à la fin du même mois. Le travail s’est fait en parallèle et en très bonne entente, mais, du fait de cette concomitance, nous n’avons pas pu exploiter l’intégralité des résultats publiés par l’ASN. Nous avons néanmoins indiqué qu’il fallait s’attendre à une augmentation des investissements annuels, que le coût de l’EPR serait vraisemblablement très supérieur au coût actuel de production, et nous avons posé la question des investissements de remplacement. D’autre part, il nous est apparu que l’engagement d’un programme de recherches sur la quatrième génération supposait des investissements considérables. Le programme d’investissements d’avenir prévoyait dans ce domaine quelque 650 millions d’euros pour un premier réacteur d’essai mais, selon les experts, les ordres de grandeur pour les coûts d’une quatrième génération – si quatrième génération il doit y avoir – seront de plusieurs dizaines de milliards d’euros.

La question des investissements de maintenance nous a semblé cruciale. EDF a plus que doublé ces investissements entre la période 2003-2008, où ils étaient en moyenne de 800 millions d’euros par an, et 2010, où ils s’élevaient à 1,7 milliard. Avant que l’ASN ne demande des équipements supplémentaires, l’entreprise prévoyait de passer à une moyenne annuelle de 3,4 milliards d’euros sur la période 2011-2025, soit un programme de l’ordre de 50 milliards d’euros au total. Après les demandes complémentaires de l’ASN, elle indiquait que ce programme passerait de 50 à 55 milliards, estimant qu’une partie des 10 milliards d’euros d’investissements réclamés par l’Autorité était déjà comprise dans les 50 milliards. Selon ce calcul, les dépenses de maintenance atteindraient une moyenne annuelle de 3,7 milliards d’euros.

Ces dépenses ont un effet sur les coûts immédiats bien plus important que les dépenses futures, dans la mesure où ces dernières sont diminuées par l’actualisation.

Le travail que nous avons effectué il y a deux ans déjà peut être actualisé sur plusieurs points. Je citerai les coûts d’exploitation d’EDF ; les dépenses de recherche – qui ont été stables, pendant cinquante ans, s’établissant à un milliard d’euros par an dont 400 millions financés sur crédits publics, si bien que l’on peut se demander si le but premier n’était pas de remplir les laboratoires de recherche du CEA – ; les coûts de la sécurité et de la transparence ; le démantèlement, pour lequel il reste à examiner la suite donnée à la recommandation de la Cour d’affiner la méthode Dampierre pour le calcul des provisions d’EDF. Il conviendrait également de prendre en compte d’éventuels nouveaux chiffrages, réalisés à l’étranger et en France, et plus généralement les éléments de benchmarking disponibles, en matière de démantèlement, de gestion des combustibles usés et de gestion des déchets radioactifs.

La Cour s’était par ailleurs interrogée sur les provisions destinées aux travaux futurs, considérant qu’une partie en était financée par des actifs dédiés qui n’étaient pas totalement indépendants de l’industrie nucléaire.

Les approfondissements possibles devraient d’abord concerner les coûts de l’EPR, compte tenu de deux éléments nouveaux : la réévaluation à la hausse des chantiers en cours et le contrat passé avec l’industrie britannique, qui prévoit un prix d’achat de l’électricité nucléaire de l’ordre de 112 euros par MWh, soit très au-dessus des 49,50 euros du coût courant économique calculé en 2010, mais également de la fourchette de 70 à 90 euros par MWh annoncée à l’époque – sans que la Cour ait pu la valider.

Il sera intéressant également d’observer l’évolution des investissements de maintenance par rapport aux chiffres annoncés, maintenant que nous disposons d’un peu de recul par rapport aux travaux consacrés à l’accident de Fukushima.

Il conviendrait enfin de vérifier s’il n’existe pas d’études nouvelles en matière d’externalités et d’intégrer celles qui ont été publiées en matière d’assurances. À ce dernier égard, la Cour avait constaté que les engagements correspondaient à une « petite » catastrophe, mais que la France devait ratifier une convention les portant au double. En revanche, l’estimation des conséquences d’une catastrophe considérable était et reste insuffisante – il est vrai que celles des trois catastrophes majeures qui se sont produites à ce jour, à Three Mile Island, à Tchernobyl et à Fukushima, sont difficiles à évaluer.

Nous ne disposions, lorsque nous avons rédigé notre rapport, que d’une étude réalisée par une petite équipe de l'Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) sur l’hypothèse d’une catastrophe « moyenne », évaluée à 70 milliards d’euros. Aussi avons-nous examiné les conséquences qu’aurait sur le prix de l’électricité la constitution en quarante ans d’une dotation couvrant un tel choc. Cela étant, il serait utile d’analyser les éventuels travaux réalisés à la suite de la catastrophe de Fukushima.

La Cour a prévu de travailler sur toutes ces questions en 2014, en faisant appel, comme de coutume en pareil cas, à des experts extérieurs. Il ne s’agit pas, bien entendu, de chiffrer les objectifs et les conséquences d’un changement de composition du parc, question qui relève du politique. L’idée est plutôt d’approfondir la compréhension d’une partie des données concernant les coûts.

M. Denis Baupin, rapporteur. Le rapport rendu par la Cour des comptes en 2012 marque un progrès notable en matière de transparence. Comme vient de nous le confirmer la Commission de régulation de l’énergie (CRE), il montre que nous sommes dans une période de croissance significative des coûts de la technologie nucléaire, ce qui ne vient pas forcément à l’esprit des gens lorsqu’on leur dit que le parc est censé être amorti. Et les coûts du nucléaire nouveau connaissent, avec l’EPR, une hausse plus importante encore.

Vous avez souligné un point important pour les responsables politiques : il est urgent de prendre des décisions compte tenu de l’âge moyen du parc et des délais nécessaires au remplacement des centrales par d’autres centrales – quoi qu’on en pense par ailleurs –, à la prolongation de leur durée de vie ou à la mise en place d’autres moyens de production. Ce sera d’ailleurs l’objet de la loi sur la transition énergétique.

J’en viens à mes questions.

La Cour met en évidence que l’industrie nucléaire s’est développée en France avec un fort soutien public. Selon ses chiffres, le coût de construction du parc actuellement en exploitation s’élève à environ 96 milliards d’euros, pour un investissement total dans la filière de 188 milliards d’euros, soit du double. Entrent dans ce dernier montant les 55 milliards consacrés à la recherche publique, financée donc par le contribuable, ainsi que la prise en compte des coûts en cas d’accident. Cependant, le coût de la gestion des déchets et des démantèlements apparaît, lui, sinon sous-évalué, du moins insuffisamment évalué.

La Cour ne le relève pas, mais le réseau de transport d’électricité en France s’est structuré en fonction d’un système de production extrêmement centralisé. Lorsqu’on affirme que la transition énergétique entraînera des coûts considérables sur ce poste, on omet de dire que ce réseau a été conçu pour un mode de production bien particulier.

Il s’agit là d’autant d’avantages publics accordés pour le développement de l’industrie nucléaire. Je ne suis pas choqué sur le principe, mais ne conviendrait-il pas, pour comparer les différents modes de production d’électricité, de distinguer pour chacun d’entre eux non seulement son coût de fonctionnement, mais aussi ce qu’il coûte en soutiens publics ? Il faudrait alors, pour comparer le prix des énergies renouvelables à celui du nucléaire, prendre en compte toutes les aides publiques accordées à celui-ci et à celles-là, en plus du coût de production du MWh.

Vous avez fait état d’un coût de 55 milliards d’euros pour les opérations de « grand carénage » en y incluant les évaluations complémentaires de sûreté (ECS). Au moment de l’élaboration du rapport, les informations à ce sujet étaient peu nombreuses. Disposez-vous d’éléments plus précis sur ce que recouvrent ces chiffres ? Le travail que vous mènerez cette année comprendra-t-il une expertise plus approfondie ? Nous avons été un peu surpris d’entendre EDF affirmer, presque au lendemain de la publication de ses préconisations par l’ASN, que les ECS étaient déjà prises en compte et que, sur les dix milliards qu’elles exigeraient, cinq étaient couverts par les investissements déjà prévus, de sorte que la facture totale s’établirait à 55 milliards. Nous en sommes restés à ces chiffres sans disposer de la moindre expertise. La commission d’enquête aura à se pencher sur le sujet mais l’éclairage de la Cour lui serait utile.

Qu’en sera-t-il, par ailleurs, des coûts potentiels à la charge de la collectivité ? Dans un rapport récent consacré au recensement et à la comptabilisation des engagements hors bilan de l’État, la Cour recommande d’inscrire dans le hors bilan des comptes de la France le coût des risques d’accident nucléaire assumé par l’État à la place de l’exploitant. Pourriez-vous nous en dire plus, sachant que les parlementaires peuvent prendre des initiatives en la matière ?

Commentant ce qui s’est passé au Japon, la Cour relève à quel point l’impréparation législative en matière d’indemnisation et de prise en compte des coûts peut être handicapante lorsque se produit une situation d’urgence et qu’on a autre chose à faire qu’élaborer des lois ! Un pays qui compte un aussi grand nombre d’installations nucléaires que le nôtre se doit donc de mieux anticiper.

Le rapport retient l’évaluation de 70 milliards d’euros pour le coût de ce que vous appelez, dans un quasi-oxymore, une « catastrophe moyenne », mais il cite aussi l’estimation avancée par l’IRSN du coût des catastrophes de Tchernobyl et de Fukushima : entre 600 et 1 000 milliards d’euros, soit le décuple – depuis, cet organisme a publié d’autres chiffres.

M. Bernard Accoyer. À Fukushima, il y a eu un tsunami !

M. le rapporteur. Sachant que les autres modes de production d’énergie sont assurés, une comparaison des coûts exige que l’on établisse le coût de l’assurance du nucléaire. Selon vos chiffres, une assurance à hauteur de 70 milliards provisionnés sur quarante ans induirait un surcoût de 1,41 euro par MWh, soit 3,52 % du coût actuel du nucléaire. Si l’on retient l’hypothèse d’une catastrophe majeure, il faut multiplier ce montant par dix, soit une augmentation de 35 % du coût du MWh !

Je ne dis pas que cette hausse doit forcément être répercutée sur l’usager, je demande seulement de la transparence dans la comparaison entre les énergies. Les Charbonnages de France, nous a dit M. de Ladoucette, s’assuraient eux-mêmes. Mais pas le nucléaire !

Le rapport évoque peu la question du retraitement et de la fabrication du MOX. Pourtant, la Cour aurait légitimité à établir si cette « sous-filière » est efficace d’un point de vue industriel ou si, au contraire, elle est coûteuse pour la collectivité. Le problème est complexe car il exige qu’on considère l’ensemble de la gestion des déchets avant et après retraitement. Votre expertise nous serait précieuse. Certains laissent entendre que le retraitement serait une forme de recyclage, qui améliorerait l’efficacité de notre système. L’assimilation laisse à désirer…

M. Bernard Accoyer. Vous voulez parler de Superphénix ?

M. le rapporteur. Superphénix a coûté 12 milliards à la collectivité. Mais vous avez raison, monsieur Accoyer : derrière tout cela se pose la question de la quatrième génération. Une évaluation générale serait intéressante !

Ma dernière question concerne les provisions pour coûts futurs du nucléaire actuel, c’est-à-dire pour le démantèlement des centrales et pour la gestion des déchets. Certains préconisent que l’on affecte ces montants à des fonds de refinancement ou à des fonds de garantie dans la perspective de la transition énergétique. C’est la position du Fonds mondial pour la nature, le WWF, ainsi que celle de notre collègue Hervé Morin qui a proposé la création, à partir de ces provisions, d’un fonds souverain consacré à la transition énergétique. Qu’en pensez-vous ?

M. Gilles-Pierre Levy. Les 55 milliards de dépenses de recherche n’ont pas été financés uniquement sur fonds publics et, même, la proportion, de 70 % à l’origine, était tombée à 40 % en 2010 – le reste venant des exploitants dont la contribution est ainsi devenue prépondérante. Nous n’avons pas examiné ce qu’il en était pour les autres sources d’énergie, notamment pour les sources d’énergie renouvelables qui bénéficient elles aussi de financements publics.

Notre estimation du coût des investissements à réaliser, également de 55 milliards, mériterait d’être actualisée. À l’époque où nous rédigions notre rapport, EDF avait prévu de doubler le rythme de ses investissements de maintenance, qui contribuent à prolonger la vie des centrales – étant entendu que cette prolongation est autorisée par l’ASN, chaque fois pour une durée de dix ans. Le président de l’ASN, André-Claude Lacoste, avait alors évalué à une dizaine de milliards le coût des mesures complémentaires de sûreté à demander à EDF, mais admettait qu’une partie de celles-ci était comprise dans les investissements ainsi programmés. Le rapport de l’ASN n’ayant été disponible que trois semaines avant la publication du nôtre, nous n’avons pu établir que tel était bien le cas, mais je n’ai pas eu le sentiment de divergences majeures sur ce point entre l’autorité de sûreté et l’entreprise.

Faut-il inscrire dans le hors bilan les charges futures incombant à la collectivité ? Je serai prudent sur ce point dans la mesure où sont en jeu à la fois des considérations comptables et des considérations politiques. La logique conduirait à répondre positivement à la question, mais cela supposerait d’être en mesure d’évaluer ces charges et de vérifier si, en stricte méthode comptable, ces risques peuvent être pris en compte. Comme vous le savez, il existe des charges vraisemblables – charges d’accident ou de procès – qui sont rarement, ou inégalement, provisionnées dans les comptes des entreprises. Décider ce qu’il pourrait en être en l’espèce exigerait un travail technique que nous n’avons pas fait.

Nous n’avons pas évalué le coût d’une catastrophe nucléaire – nous ne saurions du reste pas le faire. Comme je l’ai dit, nous disposions sur le sujet d’une unique étude, conduite par une petite équipe de l’IRSN, qui avançait un montant de 70 milliards. Nous avons repris ce montant pour le cas où il aurait été décidé de constituer un fonds sur quarante années – soit la durée de vie d’une centrale nucléaire telle que fixée à l’époque –, mais nous n’avons pas parlé d’assurance : il serait bien difficile en effet de déterminer la probabilité, sans doute faible – mais non nulle –, à mettre en face d’un risque au coût très élevé.

Traitant des actifs dédiés, nous ne nous sommes pas penchés sur l’emploi qu’on pourrait en faire ; nous avons seulement examiné, d’une part, si leur montant était à la hauteur du risque actualisé et, d’autre part, s’il s’agissait d’actifs indépendants de l’industrie nucléaire et immédiatement réalisables le jour où serait entreprise une opération de démantèlement ou de stockage des déchets, puisque tel est l’objet auquel ils sont destinés. Nous avons constaté que l’indépendance de certains à l’égard de l’industrie nucléaire pouvait être contestée : autrement dit, si cette industrie venait à connaître de grandes difficultés, leur valeur en serait amoindrie de sorte que nous pourrions ne pas disposer de toutes les sommes nécessaires au moment où nous en aurions besoin – ainsi, quelle garantie offriraient les actions d’AREVA en cas de catastrophe nucléaire ? Par ailleurs, nous nous sommes interrogés sur l’affectation de la moitié des titres de RTE au portefeuille d’actifs dédiés d’EDF, la possibilité de réaliser ces titres apparaissant discutable.

Mme Michèle Pappalardo, conseiller maître à la Cour des comptes. Il est vrai que certains pays ont constitué des fonds véritablement dédiés. Pour notre part, nous nous sommes bornés à vérifier que les textes prévoyant des actifs dédiés étaient convenablement appliqués et à examiner si la rentabilité de ces fonds, telle que nous pouvions la calculer, était suffisante pour maintenir les moyens nécessaires au financement des dépenses de démantèlement et de stockage, mais il reste que le choix fait par la France n’est pas celui de tous les États nucléaires et nous l’avons relevé dans notre rapport.

Pour ce qui est du retraitement et du MOX, la question qui nous était posée portait uniquement sur le coût dans la situation telle qu’elle était à l’époque. Nous n’avons donc pas tenté des comparaisons avec d’autres pays ni cherché à esquisser des scénarios alternatifs – ce dont nous n’aurions pas eu le temps, d’ailleurs, dans le délai qui nous était imparti et ce qui n’est au surplus pas conforme à la vocation de contrôle a posteriori de la Cour. Nous avons seulement relevé qu’en bonne comptabilité, les combustibles usés non retraités devraient être considérés comme des déchets et faire comme tels l’objet de provisions prudentes.

Lorsque nous rédigions notre rapport, nous savions que l’IRSN travaillait à de nouvelles études, mais celles-ci n’ont été publiées qu’une fois notre travail achevé. Nous prévoyons cependant de les regarder de près afin de préciser nos calculs de coûts. En revanche, si nous avons manqué de temps pour exploiter le rapport de l’ASN tirant les conséquences de l’accident de Fukushima, publié à peu près en même temps que le nôtre, celui-ci résultait de travaux menés au cours des quatre ou cinq mois précédents en concertation avec les opérateurs, de sorte que nous avons eu une bonne idée de la répartition des 10 milliards de dépenses exigées par ces mesures de sûreté complémentaires – à peu près à égalité entre des investissements déjà prévus et des investissements à programmer. Cela étant, il ne s’agissait encore que d’un chiffrage grossier et les travaux à réaliser doivent être précisés. Nous comptons donc affiner notre analyse sur le sujet.

M. Bernard Accoyer. Il faut féliciter la Cour pour la façon dont elle s’est acquittée de la commande qui lui avait été adressée, tout en regrettant que celle-ci n’ait couvert qu’une part très restreinte du sujet qui nous occupe. S’il est en effet une question transversale, c’est bien celle du coût de l’énergie dont l’évolution, depuis le premier choc pétrolier, a bouleversé la donne économique et sociale partout sur notre planète. Or, quelle que soit par ailleurs sa qualité, ce rapport se focalise, si on peut le dire ainsi, sur les microbes alors qu’il faudrait considérer toute la personne du malade. De ce fait, il nous manque des éléments de comparaison internationale – cette étude est limitée à la France – et de comparaison avec les autres sources d’énergie.

La décision visionnaire prise de lancer la France des années 1960 dans l’aventure de l’électronucléaire a permis de fait d’anticiper les chocs pétroliers. Nous nous inscrivons à cet égard dans une histoire continue et il eût été bon que la Cour en considère les effets bénéfiques sur notre balance commerciale, sur notre endettement ou sur le niveau de vie de nos concitoyens. En revanche, aujourd’hui, alors que quelque 80 % de notre électricité est fournie par l’énergie nucléaire, diminuer la part de celle-ci au profit de sources d’énergie renouvelables dont ni le coût ni les fragilités n’ont encore été évalués nous condamnerait à augmenter nos importations de combustibles fossiles, comme c’est le cas en Allemagne, et conduirait en tout état de cause à une hausse du prix de cette électricité. Il y avait donc là des éléments à considérer pour l’évaluation financière que nous devons conduire et ces éléments nous font pour l’heure cruellement défaut.

S’agissant d’une question aussi essentielle pour notre souveraineté nationale que le nucléaire en général, n’était-il pas normal qu’une grande part de la recherche soit publique ? L’enjeu de sécurité, y compris militaire, nos intérêts en matière technologique et industrielle, l’équilibre de notre balance commerciale, voire la renommée de notre pays dans le monde le justifiaient, sans parler des possibilités de partenariats internationaux que nous ouvre notre maîtrise de cette filière. Les bénéfices de cette maîtrise reconnue ne méritent-ils pas d’être, eux aussi, évalués et pris en compte ?

Puisque vous avez évoqué les réacteurs de quatrième génération, monsieur le rapporteur, je rappellerai que la France avait pris une avance technologique décisive en matière de surgénération, se dotant d’un surgénérateur expérimental. On a malheureusement décidé de démanteler celui-ci au prétexte qu’il n’était pas raccordé au réseau, comme si le fait était anormal ! On s’est ainsi privé du moyen de progresser dans le traitement des déchets radioactifs.

Je respecte votre engagement anti-nucléaire, monsieur Baupin, mais la bonne information de notre commission d’enquête et, à travers elle, de nos compatriotes commande de ne pas s’en tenir à des considérations financières. Et si, dans ce domaine comme d’ailleurs dans bien d’autres, y compris du fait de la nature, une catastrophe est toujours possible, on ne peut par exemple faire abstraction de ce que serait le réchauffement climatique si la France et d’autres pays n’avaient pas depuis de longues années recouru à l’énergie nucléaire. Nos travaux gagneraient donc à être élargis à bien des éléments.

M. Christian Bataille. Notre rapporteur, qui est un habile homme, ne se contente pas de poser des questions : il avance aussi des affirmations… dont nous pourrions longuement disputer si nous en avions le temps. Je relèverai simplement que le retraitement ne se limite pas à un coût : c’est aussi un progrès qui permet de réduire le volume des déchets – les États-Unis, qui ont abandonné cette voie de recherche après les années soixante-dix, croulent maintenant sous des montagnes de combustible usé ! Cependant, eux ont une chance que nous n’avons pas : celle de disposer d’un vaste territoire sur lequel entreposer ces déchets. D’autre part, avec le MOX, nous bénéficions d’un combustible exceptionnel qui permet de réutiliser le plutonium dans la moitié de nos réacteurs, nous évitant des achats massifs d’uranium. Mais ce mélange n’a d’avenir que si nous développons une quatrième génération de réacteurs, dont la raison d’être est précisément de permettre la réutilisation du combustible usé sur plusieurs cycles. En ce sens, c’est une réponse à la pénurie d’énergie d’origine nationale et il serait très dommage de ne pas exploiter les avancées réalisées en la matière grâce au CEA.

Monsieur Levy, il y a quelques années, s’agissant des fonds dédiés, Claude Birraux et moi-même avions rédigé pour le compte de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) une étude qui nous avait conduits à avancer une proposition, finalement écartée par le rapporteur de la loi de 2006. Pour dire les choses comme elles sont, EDF avait collecté des fonds auprès des industriels et des consommateurs mais, à travers elle, c’était l’État, avec lequel elle se confondait à l’époque, qui agissait. La question qui se pose aujourd’hui est de savoir s’il est légitime que des entreprises – EDF, mais aussi AREVA et le CEA – détiennent des fonds destinés à couvrir le coût du démantèlement des centrales et du traitement des déchets radioactifs, d’autant que ces sommes sont ensevelies dans leurs comptes car on a jugé qu’il serait malvenu de laisser dormir cet argent. En demander la restitution mettrait certes EDF en difficulté et l’idée provoque l’émoi de sa direction, de sorte que l’État n’aborde plus le sujet qu’avec beaucoup de précautions, mais il serait tout de même plus sain de rattacher progressivement ces fonds à la Caisse des dépôts et consignations. Qu’en pense la Cour des comptes ?

M. Jean-Pierre Gorges. Attention à ne pas truquer les chiffres, monsieur le rapporteur ! Lorsqu’on entreprend d’intégrer la prise en compte des risques dans l’évaluation des coûts de la filière nucléaire, il ne faut pas comprendre n’importe quoi dans cette notion. On estime à quelque 700 milliards le coût d’une catastrophe comme celle de Fukushima, qui résultait à la fois d’un tremblement de terre, d’un tsunami et d’une mauvaise conception de la centrale. Mais quel serait le coût de la rupture du barrage de Sainte-Croix si elle se soldait par une submersion de la vallée faisant 500 000 morts ? Allez-vous le prendre en compte pour comparer les énergies nucléaire et hydraulique, comme la cohérence l’exigerait ? Si ce n’est pas le cas, nous n’avancerons jamais. Toute activité comporte des risques : quand vous prenez le volant, la probabilité que vous écrasiez vingt personnes n’est pas nulle. Je souhaite donc que nous soyons très précis sur ces questions.

J’ai apprécié l’intervention de notre collègue Christian Bataille. Je n’en dirai pas autant, monsieur Levy, de votre remarque à propos de la cinquantaine de milliards consacrés à la recherche : ce milliard par an, avez-vous dit, aurait permis d’occuper les chercheurs du CEA. Sous-entendiez-vous que cette dépense n’avait pas lieu d’être, ou au contraire qu’elle était insuffisante ? Pour ma part, je pense que si nous avions davantage investi dans la recherche nucléaire, nous n’en serions plus aujourd’hui à l’EPR, mais déjà à la quatrième génération de réacteurs et nous aurions avancé dans le traitement des déchets – car ce sont deux technologies différentes même si, en 2007, deux candidats à l’élection présidentielle les confondaient ! Le général de Gaulle a su anticiper mais, ensuite, l’effort de recherche n’a pas été poursuivi comme il aurait fallu, de sorte que le premier choc pétrolier nous a condamnés durablement au déficit budgétaire. Il importe aujourd’hui de reprendre cet effort. Or, en mettant l’accent sur les coûts de la filière, on peut en arriver à accréditer bien des idées erronées. Le fait que le nucléaire soit l’énergie la moins chère gêne ? On insiste alors sur sa dangerosité pour conclure que c’est en fait la plus chère, bien que l’histoire n’ait rien démontré de tel, même en prenant en compte Three Mile Island et Tchernobyl – étant entendu qu’il est encore trop tôt pour mesurer les effets exacts de Fukushima.

Mme Marie-Noëlle Battistel. En vue de faire face aux charges de démantèlement et de gestion des déchets radioactifs, EDF, AREVA et le CEA ont constitué des provisions couvertes par des actifs dédiés. Une baisse du taux d’actualisation applicable aux provisions ne peut qu’entraîner une dégradation du résultat de ces entreprises. En avez-vous étudié l’effet, à la fois dans l’hypothèse où l’on s’en tiendrait aux échéances actuellement fixées et dans celle où l’on prolongerait la durée de vie des centrales ?

M. le rapporteur. Notre collègue Christian Bataille a raison : cette commission d’enquête doit se pencher sur la question du retraitement et sur celle des centrales de quatrième génération. Quelles que soient mes convictions, j’estime en effet qu’on ne peut éluder ces sujets et nous devrons donc y consacrer des auditions.

En réponse à MM. Accoyer et Gorges, je maintiens – en tant qu’écologiste, mais ce devrait être le point de vue de tous – que nous ne pouvons faire l’économie de nous prémunir contre tous les risques. Pour reprendre l’exemple de l’automobile, les conducteurs ne sont-ils pas obligés de souscrire une assurance, et ne demande-t-on pas aux constructeurs de fabriquer des véhicules de plus en plus sûrs ? Il est dès lors normal de chercher à calculer le coût des assurances nécessaires pour toutes les activités du domaine nucléaire. Ce n’est au reste pas un hasard s’il existe une Autorité de sûreté nucléaire, mais pas d’Autorité de sûreté de l’automobile : c’est que les risques sont bien plus importants dans ce secteur industriel…

M. Jean-Pierre Gorges. Il y a plus de morts sur les routes que du fait d’accidents nucléaires !

M. le rapporteur. En France, mais n’oubliez pas Tchernobyl et Fukushima ! D’autre part, les présidents successifs de l’ASN, André-Claude Lacoste et Pierre-Franck Chevet, n’ont pas exclu la possibilité d’une catastrophe nucléaire majeure dans notre pays ; nous devons donc essayer d’en évaluer le coût et le prendre en compte pour comparer entre elles les différentes sources d’énergie. L’écroulement d’une éolienne et un accident dans une centrale ne font pas exactement les mêmes dégâts ! Plutôt que de faire semblant de nier les risques, nous gagnerions à en prendre la mesure aussi précisément que possible.

M. Jean-Pierre Gorges. En les pondérant par la probabilité !

M. le président François Brottes. Lorsqu’on veut réduire le nombre des accidents de la route, on y met des radars et le risque diminue…

La commission Champsaur, dont j’étais membre, a eu de longues discussions à propos de la méthode du « coût courant économique ». L’amortissement étant fonction de la durée d’exploitation des installations, la question de la prolongation ou non de la durée de vie des centrales est décisive mais, comme l’a relevé la Cour dans la synthèse de son rapport, nous nous heurtons à cet égard à un mur qu’il sera difficile de franchir. Peut-être même est-il trop tard pour prendre une décision.

S’agissant de la technologie de quatrième génération, avez-vous écouté d’autres voix que celle du CEA ? Est-ce d’ailleurs, de ce que vous avez pu en percevoir, une véritable quatrième génération, ou seulement une troisième génération bis, un EPR amélioré ?

M. Christian Bataille. Il y a tout de même ASTRID (Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration) !

M. le président François Brottes. Il s’agit d’un programme de recherche sans prototype à ce stade. C’est une des voies de la quatrième génération : il en existe d’autres.

Il faut garder à l’esprit que l’EPR de Flamanville est un prototype, que par ailleurs le cahier des charges évolue en fonction de la réglementation et que tout cela influe sur les coûts et sur les délais de construction – sans parler des incidents imputables à un certain amateurisme. Cependant, ce réacteur devant être plus sûr que les précédents et produire moins de déchets, on pourrait attendre que ces surcoûts de fabrication soient compensés par un moindre coût d’exploitation : ne pourriez-vous examiner ce point dans le travail complémentaire que vous allez réaliser ?

M. Gilles-Pierre Levy. Avant de répondre à toutes ces questions, je veux rappeler que la tâche de la Cour n’est que de dresser des constats factuels, d’approfondir les données obtenues, et non d’effectuer des simulations, et que notre rapport n’avait pas pour objet de comparer l’énergie nucléaire et les autres énergies. Cela étant, nous avons produit cet été un autre rapport consacré à la politique de développement des énergies renouvelables et, à la demande d’une commission d’enquête du Sénat, Michèle Pappalardo a conduit en 2012 un travail sur les évolutions prévisibles de la contribution au service public de l’électricité (CSPE).

Le rapport que nous avons remis il y a deux ans maintenant visait à répondre à une question implicite : y a-t-il des coûts cachés de l’électricité nucléaire ? Toutefois, il est vrai que nous n’avons pas pris en compte les externalités – impact sur l’emploi, sur l’environnement, sur la balance des paiements, etc. –, non qu’elles n’existent pas, mais parce que leur évaluation pose des problèmes économiques compliqués. Et si nous avons fait état d’un faible niveau d’émission de CO2, nous ne nous sommes pas engagés dans une comparaison sur ce point avec les sources d’énergie alternatives.

Pour ce qui est des fonds dédiés, ce que nous avons cherché à déterminer, c’est s’ils étaient suffisants, convenablement isolés, constitués d’actifs indépendants de l’industrie nucléaire et suffisamment diversifiés. Nous avons constaté que ces actifs couvraient seulement 78 % des provisions actualisées et qu’y figuraient des titres d’activités de la filière, dont la réalisation serait donc affectée par un accident nucléaire. Peut-on isoler ces titres ? Nous n’avons pas étudié ce point, mais je serais tenté de répondre par l’affirmative tout en notant qu’il en résulterait pour les entreprises détentrices une moindre valeur de leur action, sauf attribution d’une compensation.

M. Christian Bataille. Il ne faut pas seulement réfléchir à l’emploi qui pourrait être fait de ces fonds dans l’hypothèse d’une catastrophe : n’oublions pas qu’ils doivent notamment servir à la réalisation du centre industriel de stockage géologique (Cigéo).

M. Gilles-Pierre Levy. Pour l’instant, ils sont uniquement prévus pour couvrir les dépenses de démantèlement et de stockage des déchets, soit des dépenses certaines. Nous avons, à titre exploratoire en quelque sorte, étudié l’hypothèse d’un fonds destiné à faire face à une catastrophe – nous avons estimé qu’il devrait être doté de 70 milliards d’euros sur quarante ans –, mais rien de tel n’existe pour l’heure.

Je me suis probablement mal exprimé en ce qui concerne les dépenses de recherche. Nous avons simplement été frappés par la constance des budgets qui y ont été consacrés 55 années durant. Cette constance se justifie : il faut du temps pour constituer des équipes et celles-ci ne peuvent être renouvelées en un seul coup, ce qui permettrait de relâcher l’effort ensuite. En revanche, comme je l’ai dit, nous avons constaté que la part financée par des crédits publics, majoritaire au début de la période, est aujourd’hui devenue minoritaire, tombant à quelque 40 %. Est-ce trop ou trop peu ? Nous n’avons émis aucun jugement sur ce point, notre seule préoccupation étant, je le répète, de déterminer si nous devions ou non prendre en compte dans les coûts de l’électricité nucléaire les dépenses de recherche publique et de sécurité. Nous avons par ailleurs constaté, même si les deux choses n’ont aucun lien, que les montants en cause équivalaient approximativement à ceux de la taxe sur les installations nucléaires de base.

Il est incontestable qu’une modification du taux d’actualisation aurait un impact sur le montant des provisions à constituer, et donc sur le résultat comptable des entreprises.

S’agissant de la durée d’exploitation, nous avons constaté que si nous devions, à consommation d’électricité à peu près identique, substituer d’ici à 2025 à vingt-deux de nos réacteurs actuels soit des EPR, soit des sources d’énergie renouvelables, il y faudrait un effort financier très important et qu’en tout état de cause, sauf cas de force majeure, nous n’y réussirions probablement pas, sachant que la construction d’une centrale demande environ dix ans.

M. Christian Bataille. Voire quinze ans !

M. Gilles-Pierre Levy. La Cour ne dispose d’aucune expertise en ce qui concerne la quatrième génération. Nous avons simplement écouté les experts du CEA, qui nous ont expliqué que l’EPR n’était rien de plus qu’un réacteur actuel plus puissant et plus sûr et que cette nouvelle génération représentait par rapport à lui un saut technologique, moyennant quoi on pourrait désormais brûler du plutonium. Cela étant, vous avez entièrement raison, monsieur le président : s’agissant de l’EPR, il faut considérer l’ensemble des coûts.

Mme Michèle Pappalardo. Ceux qui calculent ces coûts nous disent que, par construction, le coût d’exploitation de ces réacteurs devrait être plus faible que celui des précédents. La Cour ne peut pour l’instant que prendre acte de leurs explications, en attendant d’en vérifier la véracité lorsqu’un premier EPR fonctionnera.

M. le rapporteur. Il faut préciser que les coûts de l’EPR sont appréciés sur une durée d’exploitation de soixante ans, avec un taux de disponibilité de 90 %, alors que ceux des réacteurs actuels sont calculés sur une durée de vingt-cinq ans, avec un taux de fonctionnement de 80 %. Mais les contrats signés avec les Britanniques fournissent une évaluation du coût réel, garanti pendant trente-cinq ans, excédant notablement le coût de l’éolien, par exemple.

M. le président François Brottes. La Cour pense-t-elle être en mesure de nous fournir des éléments complémentaires avant la conclusion de nos travaux ?

M. Gilles-Pierre Levy. Nous aurons en tout état de cause travaillé et nous pourrons faire devant vous au moins un point d’étape.

M. le président François Brottes. Nous ne manquerons donc pas de vous solliciter. Je vous remercie.

Audition de M. Jean Desessard, sénateur de Paris,
et M. Ladislas Poniatowski, sénateur de l’Eure

(Séance du jeudi 9 janvier 2014)

M. le président François Brottes. Nous avons le plaisir de recevoir M. Ladislas Poniatowski, sénateur de l’Eure, et M. Jean Desessard, sénateur de Paris, qui ont été respectivement président et rapporteur de la commission d’enquête du Sénat « sur le coût réel de l’électricité afin d’en déterminer l’imputation aux différents agents économiques ». Certes, depuis les travaux de cette commission d’enquête, qui se sont déroulés durant le premier semestre de l’année 2012, certains paramètres ont évolué ; toutefois, les analyses d’ensemble proposées à l’époque restent valides. Il nous a donc paru utile de vous entendre, messieurs, car, sans recourir au copier-coller, nous entendons tenir compte de ce qui a été fait par le Sénat. Certes, notre champ d’enquête est plus restreint que ne l’était le vôtre, puisqu’il se limite à l’électricité d’origine nucléaire, mais notre réflexion s’inscrit forcément, selon les termes de la proposition de résolution, « dans le périmètre du mix électrique français et européen ».

Avant de vous laisser la parole, je dois vous demander, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de bien vouloir jurer de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(MM. Ladislas Poniatowski et Jean Desessard prêtent serment)

Je vous informe que cette audition fait l’objet d’une captation audiovisuelle qui sera rendue publique.

M. Ladislas Poniatowski, sénateur. Comme la vôtre, notre commission d’enquête a été créée à l’initiative du groupe écologiste. Nous avons bénéficié de la suspension des travaux parlementaires liée aux élections présidentielle et législatives, ce qui nous a laissé le temps de mener de très nombreuses auditions. Notre champ d’investigation était, dès l’origine, plus ouvert que le vôtre car il ne concernait pas seulement le nucléaire ; nous l’avons encore élargi, d’un commun accord, en fonction de ce que suggéraient nos auditions et de ce que semblait exiger le sujet, en nous affranchissant chaque fois quelque peu des termes précis de l’exposé des motifs de la proposition de résolution créant notre commission d’enquête. Cependant, si nous avons pu prendre en compte dans notre rapport les travaux de sécurité exigés par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) après l’accident de Fukushima, nous ne pouvions anticiper ni la décision du Président de la République de fermer Fessenheim, ni l’explosion de la production de gaz de schiste, dont nous n’aurions pas pu nous désintéresser en ce qui nous concerne, puisqu’elle affecte le coût de l’électricité en général.

M. le président François Brottes. La Commission des affaires économiques de l’Assemblée a créé une mission d’information « sur l’impact du gaz de schiste sur le marché du gaz et sur l’équilibre de nos systèmes européens de production et de distribution d’énergie »…

M. Ladislas Poniatowski. L’exposé des motifs de la proposition de résolution présentée au Sénat par les écologistes était politiquement très orienté – il me semble que, dans une moindre mesure, c’était également le cas du texte examiné par l’Assemblée. Pour ma part, j’ai apprécié qu’à mesure qu’il avançait dans son travail, le rapporteur de notre commission d’enquête ait fait preuve d’une réelle ouverture d’esprit sur tous les sujets. Je n’insinue pas qu’il a cessé d’être écologiste pour devenir partisan du nucléaire, mais cela a permis d’aboutir à un rapport assez complet, me semble-t-il, et dépourvu de certaines « connotations ».

Lors de nos auditions et de nos déplacements sur le terrain, nous avons beaucoup travaillé sur certains des sujets qui vous intéressent, qu’il s’agisse des dépenses de recherche, du démantèlement des centrales et de la gestion des déchets, ou encore des investissements de maintenance, qu’ils soient destinés à assurer le bon fonctionnement des centrales, à les rendre plus sûres compte tenu des enseignements tirés de l’accident de Fukushima ou à permettre de porter leur durée de vie à quarante ou cinquante ans, voire à soixante, comme l’a autorisé l’autorité de sûreté des États-Unis pour les trois quarts des centrales de ce pays. Même si, comme la Cour des comptes, nous considérons qu’il nous manque des éléments pour nous faire une idée précise du coût des opérations de démantèlement et du coût de la gestion des déchets, j’estime que nous sommes allés assez loin sur l’ensemble de ces sujets.

Nous avons également abordé des questions qui concernent moins directement votre commission d’enquête : par exemple la contribution au service public de l’électricité (CSPE), qui influe sur le prix de l’électricité payé par tous les Français et qui garantit, en plus de la péréquation tarifaire en Corse et dans les départements d’outre-mer, le développement des énergies renouvelables – la Cour des comptes nous a remis sur le sujet un rapport très intéressant –, ou encore le problème de la gestion des pointes de consommation, problème spécifiquement français puisque lié à l’importance prise par le chauffage électrique dans notre pays.

Je conclurai en profitant de l’occasion qui m’est donnée de rendre hommage à M. Desessard. Même si son approche de départ était assez orientée sur un problème aussi complexe que la prise en charge des risques d’accidents nucléaires, par exemple, son esprit critique l’a finalement emporté.

M. Jean Desessard, sénateur. Les membres d’une commission d’enquête étant désignés de façon à assurer une représentation proportionnelle des groupes politiques, vous imaginez bien que les défenseurs du nucléaire et ceux qui ne partagent pas cette cause n’étaient pas représentés à parité dans la nôtre. Si les conclusions du rapport ont montré la persistance de divergences, nous avons pu toutefois dégager entre nous quelques points de consensus.

Ainsi nous sommes tombés d’accord sur le fait que le prix du kilowattheure dans notre pays – aujourd’hui parmi les plus bas du monde, même si nos factures sont élevées du fait du niveau de consommation – serait appelé à augmenter en raison de la progression des coûts de production, de celle des dépenses nécessaires à l’entretien du réseau ainsi que de l’augmentation des taxes.

L’augmentation des coûts de production de l’énergie d’origine nucléaire est liée en particulier aux exigences toujours plus fortes en matière de sécurité. L’ASN nous a confirmé que chaque accident, où qu’il se produise dans le monde, l’amène à faire des recommandations qui se traduisent par des coûts supplémentaires. L’électricité d’origine thermique devient également plus chère en raison de la raréfaction du pétrole et du gaz. Et, en attendant que les coûts de l’éolien maritime et de l’énergie solaire baissent, ces deux ressources restent assez onéreuses.

L’entretien du réseau sera de plus en plus coûteux en raison, d’une part, de l’insuffisance des investissements consentis ces dernières années en faveur de la maintenance, et, d’autre part, de la nécessité de construire des interconnexions. Selon certains la substitution de nouvelles sources d’énergie au nucléaire pourrait en outre obliger à renforcer notre réseau. Quoi qu’il en soit, RTE comme ERDF nous ont confirmé que les coûts de transport et de distribution de l’énergie augmenteraient.

Il en sera de même des taxes, si l’on veut continuer à favoriser le développement des énergies renouvelables et à combattre la précarité énergétique.

Notre commission d’enquête a également été unanime pour donner la priorité aux économies d’énergie – mais développer ce point nous éloignerait du champ de vos investigations.

Nous avons ensuite cherché à déterminer les coûts de production pour l’ensemble des filières – nucléaire, éolienne, solaire et, malgré les nombreuses inconnues propres à ce dernier secteur, hydraulique. Puis, afin de tenir compte de la diversité des sensibilités au sein de la commission d’enquête, nous avons établi trois scénarios afin de déterminer le niveau des investissements nécessaires. Un premier scénario dit « de sobriété », qui avait évidemment ma préférence, prévoyait une diminution progressive et inexorable de la part du nucléaire. Un deuxième scénario dit « nucléaire nouvelle génération » considérait le nucléaire comme une filière d’avenir dans laquelle il fallait réinvestir pour franchir une nouvelle étape technologique. Le troisième scénario, intermédiaire, combinait développement des sources d’énergie renouvelables et maintien d’une part de nucléaire. Dans chacune des trois hypothèses, les investissements à prévoir se sont révélés être considérables, mais du même ordre de grandeur.

La commission d’enquête a également travaillé sur le stockage, élément déterminant pour arbitrer entre les différents moyens de production. Elle s’est aussi intéressée à la durée d’utilisation des centrales. Le prix du nucléaire est évidemment conditionné par la durée d’amortissement de celles-ci, mais il faut également prendre en compte les temps d’utilisation au cours de l’année. EDF calcule la rentabilité sur un temps d’utilisation global alors que le marché à court terme prend de plus en plus d’importance, de sorte que, certains jours de l’année, l’éolien peut à terme devenir plus compétitif que le nucléaire.

Ayant passé en revue les incertitudes, le prix de l’ARENH (accès régulé à l’énergie nucléaire historique), le coût courant économique calculé par la Cour des comptes et les travaux post-Fukushima, nous avons proposé un tableau en deux colonnes : celle de gauche présentait un prix minimal, celle de droite un prix maximal prenant en compte les incertitudes relatives au coût d’un démantèlement, aux provisions nécessaires, au traitement des déchets, aux assurances, au coût d’un accident… Évidemment, nous n’avons pas additionné les incertitudes, ce que les journalistes nous ont reproché, mais cette double approche a permis de donner satisfaction à tous les membres de la commission d’enquête, chacun privilégiant la colonne qui correspondait le mieux à ses convictions.

Nous nous sommes d’abord entendus sur un prix assez bas de 54,20 euros le mégawattheure (MWh), qui reste toutefois supérieur à celui élaboré selon les méthodes de calcul de coût courant économique de la Cour des comptes, notamment en raison des investissements rendus nécessaires par l’accident de Fukushima. Nous avons ensuite estimé les incertitudes, qui pouvaient avoir sur ce prix un impact considérable. Nous étions tous d’accord pour considérer que le coût de l’EPR serait encore plus élevé – le prix de vente à la Grande-Bretagne l’a montré. Cela dit, confrontés à de nombreuses incertitudes, nous n’avons pas été en mesure d’analyser finement le dérapage d’un coût de construction qui a tout de même doublé ou triplé.

La commission d’enquête a aussi travaillé sur les réseaux intelligents, se partageant entre partisans d’un déploiement immédiat du compteur Linky et partisans d’un délai, cet outil requérant selon eux d’être amélioré. Nous nous sommes également interrogés sur la décentralisation du service public de l’électricité, posant la question des entreprises locales de distribution. Quant à l’instauration d’un tarif progressif de l’électricité, elle nous a paru poser un problème difficile – et je pense que ce diagnostic reste d’actualité.

M. Ladislas Poniatowski. Le rapport de notre commission d’enquête rend bien compte du travail très complet que nous avons mené et c’est sa force. Il souffre toutefois d’une faiblesse : il ne comporte pas de véritables conclusions. En effet, parce que celles que proposait le rapporteur revenaient, en quelque sorte, à la tonalité très orientée de l’exposé des motifs initial, les membres de la commission d’enquête s’apprêtaient, à l’exception de deux d’entre eux, à rejeter un document qui, alors, n’aurait même pas été publié. Afin que nous n’ayons pas accompli tout ce travail pour rien, j’ai proposé, une fois n’est pas coutume, que le rapport comporte six conclusions, sous forme de contributions de chaque groupe politique. Et ces conclusions sont malheureusement très différentes les unes des autres.

M. le président François Brottes. Avant de donner la parole à notre rapporteur, je profite de l’occasion pour recommander l’excellent rapport d’information présenté en octobre dernier par Mme Marie-Noëlle Battistel, ici présente, et par M. Éric Straumann sur l’hydroélectricité, au nom de la Commission des affaires économiques.

M. Ladislas Poniatowski. Je serais très heureux d’inviter ses auteurs à s’exprimer devant les sénateurs membres du groupe d’études de l’énergie que j’ai l’honneur de présider. Et nous serions de même heureux de vous entendre, monsieur le président, sur votre sujet de prédilection !

M. Denis Baupin, rapporteur. Messieurs, votre rapport m’a paru particulièrement riche ; il comporte de nombreux éléments qui seront très utiles à notre travail. J’entends aussi ce que vient de dire M. Poniatowski sur la faiblesse dont souffrirait ce document comme une mise en garde, ou plutôt comme une incitation à nous appuyer sur des éléments consensuels afin d’avancer tous ensemble : nous ne devons pas oublier en effet que nous aurons dans les mois à venir à nous prononcer sur la stratégie énergétique de notre pays.

M. Desessard a d’ailleurs mentionné certains points sur lesquels tous les membres de votre commission d’enquête se sont accordés et il a eu raison d’insister à ce propos sur la certitude d’une hausse à venir du prix de l’électricité. L’impact social et économique de cette évolution sera en effet considérable, d’autant que, comme votre rapport l’a souligné, malgré un prix à l’unité faible, les Français payent déjà l’une des factures d’électricité les plus élevées.

Je relève aussi le constat selon lequel des investissements importants seront indispensables, qu’on maintienne ou non l’option en faveur du nucléaire. Il est en effet clair qu’il n’existe pas de voie facile vers l’avenir : dans quelque direction que nous allions, nous aurons à prendre des décisions lourdes de conséquences et nous devons être éclairés sur celles-ci.

En ce qui concerne le nucléaire, le rapport appelle à réviser le cadre actuel de la responsabilité civile des exploitants en cas d’accident, suggérant d’inscrire au hors bilan du budget de la France les risques encourus par la collectivité. Vous soulignez d’autre part l’importance de l’impact qu’a le choix d’un taux d’actualisation des coûts futurs du nucléaire : plus ce taux est élevé, plus il traduit un arbitrage en faveur du présent, au détriment de l’avenir. Notre famille politique, à M. Desessard et à moi, considère que nous devons préserver les droits des générations futures et assumer par conséquent les charges qui nous incombent au lieu de les leur transférer.

Après ces constats, j’en viens à quelques questions.

Vous avez évoqué les évolutions du coût de construction de l’EPR. Selon votre rapport publié à l’été 2012, AREVA estimait alors que le coût du mégawattheure se situerait entre 50 et 60 euros mais les contrats passés avec la Grande-Bretagne font état de montants proches du double. Avez-vous disposé d’informations permettant d’expliquer un tel écart ? Il aurait paru logique que le prototype de Flamanville coûte plus cher que les réacteurs suivants, mais c’est l’inverse qui semble se produire…

Avez-vous obtenu d’EDF des détails sur ses investissements à venir en faveur du parc actuel, en particulier sur son programme de « grand carénage » ? Quelle part servira à prolonger la vie des réacteurs existants jusqu’à quarante ans – et, éventuellement, au-delà – et quelle part sera consacrée aux mesures complémentaires de sûreté demandées par l’ASN après Fukushima ?

Que penser du retraitement des déchets et de la production de MOX ? Doit-on y voir un atout pour la filière nucléaire ou une charge supplémentaire pour la collectivité ?

Enfin, estimez-vous qu’il serait légitime que la transition énergétique – je pense notamment au développement des énergies renouvelables – bénéficie du même niveau d’aides publiques que celui qui a permis l’essor de la filière industrielle nucléaire ?

Mme Sabine Buis. Notre président a mentionné la constitution par la Commission des affaires économiques d’une mission d’information « sur l’impact du gaz de schiste sur le marché du gaz et sur l’équilibre de nos systèmes européens de production et de distribution d’énergie ». Sans vouloir mésestimer l’intérêt du travail ainsi entrepris, il me semble qu’on ne peut s’en tenir à la dimension économique du sujet et que l’étude devrait être étendue aux questions environnementales et sociétales posées par l’exploitation de cette source d’énergie.

Pour en revenir au rapport de la commission d’enquête sénatoriale, il est décevant en effet qu’un travail de qualité n’ait pas permis d’aboutir à une conclusion unique. Je souhaite qu’il puisse en être autrement à l’Assemblée nationale car, d’ici à quelques mois, nous débattrons d’un projet de loi de programmation sur la transition énergétique qui dessinera un véritable projet de société. Or, en entendant ce matin les interventions des membres de notre commission d’enquête, j’ai parfois eu le sentiment d’assister à des plaidoyers en faveur de positions déjà bien arrêtées. J’avoue que cela m’inquiète car je me demande comment, dans ces conditions, les uns et les autres pourront évoluer vers des positions communes. Mais nous disposons heureusement encore de plusieurs semaines pour rapprocher les points de vue.

M. le président François Brottes. Madame Buis, la Commission des affaires économiques a décidé de créer une mission d’information après avoir entendu M. Gérard Mestrallet, président du groupe GDF-Suez, annoncer la fermeture de centrales thermiques en raison, notamment, de la baisse des prix du charbon consécutive à l’essor de l’exploitation du gaz de schiste en Amérique du Nord. En dehors de toute considération environnementale, il nous est apparu que nous devions prendre en compte cette nouvelle donne qui bouleverse les relations commerciales entre fournisseurs et distributeurs d’énergie en Europe.

M. Ladislas Poniatowski. Monsieur le rapporteur, nous nous accordons sur la nécessité où nous serons d’investir quel que soit le bouquet énergétique et nous nous accordons aussi sur l’importance du choix d’un taux d’actualisation adéquat. En revanche, je ne puis vous suivre lorsque vous dites que nous avons en France à la fois un prix de l’électricité parmi les plus bas et les factures « les plus élevées ». Certes, grâce au nucléaire, le coût de l’électricité est dans notre pays parmi les plus faibles du continent cependant que la forte consommation liée à l’utilisation pour le chauffage pèse sur la facture payée par chaque Français, mais cette dernière est loin d’être la plus élevée d’Europe.

M. Jean Desessard. Pour ce qui est du coût de production du mégawattheure par l’EPR de Flamanville, nous avions retenu dans notre rapport le chiffre avancé par la Cour des comptes – même si celle-ci n’avait pu le valider –, soit 70 à 90 euros. M. Claude Turmes, député européen et rapporteur de plusieurs directives ou règlements relatifs au secteur de l’énergie, a considéré que le prix garanti demandé par les opérateurs pourrait être de l’ordre de 90 à 110 euros/MWh. Pour ma part, j’estimais à l’époque que l’on approcherait les 100 à 110 euros/MWh et que l’intervention de la puissance publique serait nécessaire pour apporter une garantie portant à la fois sur le risque d’accidents – aucune société d’assurance n’est prête à couvrir un risque de type Fukushima – et sur le temps d’utilisation des centrales en cours d’année sachant que le marché fonctionne de plus en plus au jour le jour.

Madame Buis, le champ couvert par notre commission d’enquête était considérable, ce qui, ajouté à nos divergences sur le nucléaire, ne nous a pas laissé le temps de parvenir à une conclusion commune. Vous avez l’avantage de travailler sur un champ plus étroit ; j’espère que vous réussirez à vous mettre d’accord au moins sur une fourchette des prix de l’électricité d’origine nucléaire. Nous sommes évidemment prêts à vous y aider.

M. le président François Brottes. Je ne suis pas certain qu’il soit vraiment plus facile de s’entendre sur une question plus précise ! (Sourires.)

M. Jean Desessard. Notre travail sur la durée de vie des centrales nous a amenés à soulever plusieurs problèmes. En particulier, parce que les unités en service ont été fabriquées sur le même modèle et dans une période relativement restreinte, il est à craindre que la défaillance de l’une d’entre elles ne s’étende bientôt à toutes les autres. En prolongeant leur durée de vie, nous augmentons donc les risques de rencontrer des problèmes de production. D’autre part, nous avons eu des difficultés à évaluer les coûts de cette prolongation, étant entendu qu’il faudra rénover l’ensemble des installations, cœur du réacteur excepté.

Nous n’avons pas étudié la question du MOX et du retraitement, hormis les éléments que nous avons intégrés dans le tableau que j’évoquais tout à l’heure : à côté du coût du démantèlement tel qu’estimé par EDF – l’un des plus bas d’Europe –, nous avons fait figurer, dans l’autre colonne, un coût qui serait le plus élevé du continent. J’admets que l’analyse pèche par insuffisance, mais de très nombreuses incertitudes demeurent en tout état de cause, comme j’en ai eu la confirmation lors de ma visite à Bure, ne serait-ce que sur la faisabilité d’un enfouissement définitif des déchets qui soit réversible durant une centaine d’années. Quant au coût de telles opérations, je vous souhaite bien du courage pour parvenir à l’estimer !

La gestion des périodes de pointe pose également des questions ardues, compte tenu de l’irrégularité de la consommation au cours de la journée ou d’une saison à l’autre. Ni la production d’énergies renouvelables ni celle de l’énergie nucléaire ne correspondent aux « pointes » et aux « creux » de consommation ; cela n’est pas sans avoir un impact sur les coûts.

M. Ladislas Poniatowski. Si vous vous reportez à nos auditions, dont le compte rendu figure dans le second tome de notre rapport, vous constaterez que nous avons eu du mal à obtenir des chiffres précis concernant le coût de la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires, et ce même de la part du producteur. Nous disposons néanmoins de fourchettes. Suivant l’état des cinquante-huit réacteurs et de chacun de leurs éléments – cuve, enceinte de confinement, etc. –, ce coût pourrait osciller entre 350 et 600 millions par centrale ! Comment parvenir à une estimation globale sur le fondement de telles données ? Mais, dans la mesure où elle se met au travail alors qu’est déjà intervenue la décision de fermer Fessenheim – quelques semaines seulement après que l’ASN, seule compétente, avait autorisé à prolonger l’activité de cette centrale ! –, votre commission d’enquête aura peut-être la chance de recueillir des éléments plus précis sur le coût total de cette opération. Ce serait en tout cas mon souhait, car l’impossibilité d’obtenir cette information a provoqué en moi un sentiment de frustration !

M. le président François Brottes. Messieurs, je vous remercie. Nous devions commencer nos travaux en vous entendant sur un travail dont l’intérêt et l’exhaustivité ne nous ont pas échappé.

Audition de M. Thierry Morello, chief operating officer et membre du directoire d’EPEX Spot

(Séance du jeudi 16 janvier 2014)

Un document mis à la disposition de la commission d’enquête est accessible à la fin de la version PDF du présent compte rendu, à l’adresse suivante :

www.assemblee-nationale.fr/14/pdf/cr-cenucleaire/13-14/c1314005.pdf

M. le président François Brottes. Comme nous l’avions indiqué la semaine dernière, nos séances sont désormais retransmises en direct sur l’Internet.

Le programme de nos auditions, je le rappelle également, est conçu pour aller du général au particulier. Nous nous efforçons donc, dans un premier temps, de resituer la filière nucléaire dans le fonctionnement d’ensemble du système électrique français et européen, pour déterminer quelle place elle y tient et quel y est son avenir.

Nous accueillerons successivement ce matin M. Thierry Morello, directeur général des opérations et membre du directoire d’EPEX Spot, bourse européenne des marchés spot de l’électricité, M. Pierre Bornard, vice-président du directoire de RTE, et M. Jean Philippe Bucher, président-directeur général de l’entreprise électro-intensive FerroPem.

L’entreprise EPEX Spot, monsieur Morello, contribue à la négociation entre les producteurs et fournisseurs d’électricité et les négociants intermédiaires – dont vous faites d’ailleurs partie – avant que l’électricité ne soit livrée sur le réseau aux clients finaux. Vous nous expliquerez le rôle qui est le vôtre dans ce marché très interconnecté aussi bien sur le plan du business que sur celui de la technique. Peut-être nous direz-vous aussi dans quelle mesure les prix de l’électricité, n’en déplaise à M. le rapporteur, sont à la baisse. Est-ce à cause du gaz de schiste – ou grâce à lui –, comme certains l’affirment ? L’envahissement du marché mondial par le gaz de schiste américain semble avoir redonné quelques lettres de noblesse au charbon et pose des problèmes aux centrales thermiques à gaz en France et en Europe, qui ne sont plus aussi réactives qu’attendu. Leurs difficultés se répercutent-elles sur votre activité ?

Au-delà de ces aspects, votre regard sur l’évolution du marché de l’électricité en fonction de phénomènes mondiaux qui ne nous épargnent pas sera utile à notre réflexion.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Thierry Morello prête serment)

Je vous donne maintenant la parole pour un exposé introductif.

M. Thierry Morello, directeur général des opérations et membre du directoire d’EPEX Spot. Nous vous remercions de nous donner l’occasion de contribuer à vos débats. Par rapport au sujet principal de votre commission, les informations que nous pourrons vous apporter concernent le contexte.

EPEX Spot est une plateforme de commercialisation d’électricité en Allemagne, en France, en Autriche et en Suisse. Elle est au cœur du marché européen de court terme. Elle procède essentiellement à la facilitation des échanges d’électricité convenus la veille pour une livraison le lendemain et des échanges infrajournaliers.

Notre activité consiste à collecter les ordres de nos clients – pour l’essentiel des producteurs et fournisseurs européens, ainsi que quelques traders, banques et institutions financières spécialisées – et à leur servir de plateforme d’échanges. Notre société est née de la libéralisation des marchés de l’électricité. Après les deux étapes les plus importantes de cette libéralisation – la fin du monopole de la commercialisation et de la distribution d’électricité dans les différents États européens, la séparation entre la production, le transport et l’ensemble constitué par la commercialisation et la fourniture – il s’est créé un vide que le législateur n’avait pas vraiment prévu à l’époque : la séparation d’entreprises auparavant complètement intégrées a conduit les producteurs à se demander s’ils devaient poursuivre une activité de commercialisation et si, dans ce cas, leur parc de production était suffisant pour faire face à la diversité de la demande des clients.

M. le président François Brottes. C’est la Commission européenne et non pas le législateur qui a imposé ce mode de fonctionnement et omis certaines exigences propres au marché de l’électricité.

M. Thierry Morello. En effet, mais la législation française ne l’avait pas prévu non plus. La loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité n’envisage aucun système de bourse. Il n’y est pas question, une fois les entités séparées, de cette fonction intermédiaire qui existe pour toutes les autres marchandises de la planète : le marché de gros, par lequel les acteurs équilibrent en permanence l’offre et la demande. Or la dimension d’échange commercial, inhérente à toute marchandise librement négociée, est encore renforcée par le caractère non stockable de l’électricité. Les producteurs et les commercialisateurs, contraints par la nature du réseau de transport et de distribution, doivent équilibrer en permanence l’injection et le soutirage.

M. le président François Brottes. En d’autres termes, il faut négocier le couteau sous la gorge : on n’a d’autre choix que de trouver une solution !

M. Thierry Morello. Pour éviter d’avoir le couteau sous la gorge, la plupart des producteurs possèdent une unité de négoce qui traite leurs emplois de ressources en portefeuille, de manière à calculer en permanence leurs engagements et la manière dont ils pourront les servir : nature de leur portefeuille de clients, besoins prospectifs desdits clients et moyens de production susceptibles d’être mis en face de ces besoins, qu’il s’agisse de leur propre production ou de moyens alternatifs – par exemple le recours à des achats sur le marché si le prix de marché est inférieur à leur coût de production.

Notre rôle d’intermédiaires est donc de permettre aux producteurs et aux fournisseurs de s’équilibrer sur tous les horizons temporels. Il existe des bourses de futures qui organisent le marché des dérivés, tel EPD (EEX Power Derivatives) en Allemagne et en France. Nous nous occupons pour notre part du marché à court terme, où l’urgence se fait plus sentir puisque, l’échéance de la livraison se rapprochant, il faut absolument être équilibré au moment de la fourniture sur le réseau de transport. L’essentiel de notre liquidité se situe donc au niveau de l’équilibrage. Comme vous l’expliquera M. Pierre Bornard, le réseau de transport est une « plaque de cuivre » à laquelle se superpose une plaque « commerciale », un hub, où interviennent les responsables d’équilibre – producteurs, fournisseurs ou toute entité raccordée directement au réseau de transport. Pour parvenir à l’équilibre auquel ils sont tenus, ces responsables calculent la veille pour le lendemain quels seront les équilibres entre emplois et ressources heure par heure, et même, en Allemagne, quart d’heure par quart d’heure. S’ils constatent un déséquilibre, qu’il s’agisse d’un excédent ou d’un déficit, ils le font passer sur notre plateforme.

On le voit, notre existence est inhérente à ce système d’échange libéralisé où les fonctions de production et de commercialisation sont séparées. Dans la chaîne de valeur énergétique, nous jouons le rôle de « troisième pilier ». Nous intervenons sur le marché du jour au lendemain – day-ahead – et sur le marché infrajournalier – intraday –, juste avant le marché d’ajustement en temps réel.

Outre notre rôle de facilitateur auprès des responsables d’équilibre, la collecte de l’offre et de la demande nous permet de diffuser un prix de la marchandise électricité toutes les heures, voire tous les quarts d’heure. Comme vous le savez, l’électricité livrée sur le réseau un jour d’hiver à dix-sept heures n’a pas du tout la même valeur que l’électricité livrée un jour d’été à trois heures du matin, lorsque la demande est très faible. La marchandise n’étant pas stockable, sa valeur est extrêmement variable dans le temps.

Une des fonctions importantes de la bourse d’électricité, peut-être pas vraiment prévue au départ, est donc la diffusion de prix de référence. Notre but est d’organiser une confrontation de l’offre et de la demande aussi large que possible pour que nos prix reflètent l’état du marché au moment où nous les diffusons. Les tarifs réglementés étant appelés à disparaître progressivement, ces prix servent par exemple de référence pour l’indexation de contrats ou pour le marché de l’ajustement.

M. le président François Brottes. Il doit être bien entendu qu’ils sont fonction de l’offre et de la demande et n’ont rien à voir avec le mode de production de l’électricité.

M. Thierry Morello. En effet. Sur le réseau de transport, les électrons sont tous les mêmes et n’obéissent qu’aux lois de la physique, qu’ils soient d’origine éolienne ou nucléaire ! Et nos marchés, qui cherchent avant tout à favoriser la liquidité de manière à accroître la possibilité d’équilibrage entre les acteurs, ne font pas non plus la distinction. Si nous avions, par exemple, à organiser un marché de l’électricité verte, il porterait sur le « coupon vert », le certificat d’énergie verte, et nous veillerions à ne pas trop déstabiliser un marché global où un mégawattheure d’électricité verte équivaut à un mégawattheure d’électricité d’origine nucléaire ou thermique.

En revanche, la zone de livraison a une importance considérable. L’Europe n’a pas attendu les marchés pour interconnecter ses réseaux. Le bouquet et les besoins énergétiques variant d’un pays à l’autre, l’objectif du réseau de transport est de couvrir le territoire le plus large possible de manière à aboutir à une sorte de mutualisation du parc de production. Ainsi, la France utilise depuis longtemps les réserves hydrauliques de la Suisse pour faire face à ses besoins de pointe.

M. Bernard Accoyer. Et, la nuit, la Suisse reconstitue lesdites réserves avec de l’électricité nucléaire importée de France !

M. Thierry Morello. Exactement. L’eau est remontée dans les barrages par pompage. Mais c’est un stockage que l’on ne peut faire à grande échelle et les contraintes environnementales sont importantes.

Le Conseil européen a décidé, dans sa séance du 4 février 2011, de renforcer l’interdépendance électrique européenne par la mise en place, à l’horizon 2014, d’un marché intérieur de l’électricité. Nous sommes un instrument important de cette intégration puisque nous organisons, avec d’autres bourses européennes, un « couplage de marchés », c’est-à-dire l’utilisation de la capacité d’interconnexion disponible telle qu’elle est prévue par les réseaux de transport de la veille pour le lendemain pour équilibrer au maximum les prix entre les différentes zones de livraison. À l’interconnexion physique des réseaux s’ajoute ainsi un marché commercial européen. On ne peut plus raisonner en termes uniquement nationaux : la France n’est pas un îlot électrique, elle est au centre d’un grand marché européen.

Je terminerai mon propos en évoquant les inquiétudes que nous inspirent la disparité des politiques nationales et ses répercussions sur la liquidité de chaque marché.

Au moment où les tarifs vert et jaune vont disparaître, la France a besoin d’un marché de détail compétitif qui ne peut lui-même exister sans un marché de gros compétitif. Or le marché de gros français a beaucoup pâti du dispositif de l’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique) instauré par la loi NOME (nouvelle organisation du marché de l’électricité). Selon les chiffres de la Commission de régulation de l’énergie, les volumes négociés sur marché de gros sont passés d’environ 700 TWh en 2011 à 600 TWh en 2012, soit une perte correspondant au volume de l’ARENH, tandis que le marché allemand s’élève à 10 000 TWh. La différence est encore plus grande sur les marchés de dérivés : pendant que l’Allemagne traite 100 TWh par mois, la France en traite à peine 3. Alors que le volume de consommation et le niveau technique des acteurs sont tout à fait comparables, le marché allemand, extrêmement liquide, devient la référence européenne et le marché français se trouve marginalisé du fait de dispositifs qui « verticalisent » la production en la captant dès sa source : lorsqu’elle sort de la centrale, l’électricité réservée à l’ARENH est déjà engagée chez un client ou chez un fournisseur, elle ne passe pas par le marché de gros.

M. le président François Brottes. L’électricité fournie dans le cadre de l’ARENH est peut-être perdue pour le marché de gros, mais pas pour ceux qui l’utilisent de façon captive. C’est un choix que l’on a fait. Il ne faudrait pas donner le sentiment que les consommateurs y perdraient !

Pour en revenir à ma remarque précédente, le coût et le mode de production vous importent peu : ce qui compte, c’est le besoin au moment où il s’exprime. Soutenir, comme on le fait parfois, que le prix de l’électricité est facturé au consommateur en fonction du mode de production tient de l’arnaque ! En réalité, ce prix s’établit en fonction d’un marché qui, comme tout marché, obéit à la loi de l’offre et de la demande et monte lorsque l’on est en tension.

M. Thierry Morello. Tout à fait. À titre d’exemple, l’entreprise EDF traite elle-même ses productions en portefeuille. Au niveau de la commercialisation, donc, elle ne fait pas véritablement de distinction entre les différentes origines. Pour le négociant, l’important est de savoir quel est le coût marginal de production de ses centrales et quelles sont les centrales disponibles. Si les besoins dépassent ses capacités de production, il ira chercher sur le marché les approvisionnements qui suppléeront ses capacités de production. De même, si le prix de marché est de 40 euros et son coût marginal de production de 45 euros, il cherchera à s’approvisionner sur le marché pour éviter de mettre en activité une centrale qui lui coûtera plus cher.

Cela étant, il est possible d’encourager la production d’électricité verte tout en conservant un marché de gros très liquide. L’Allemagne a mis en place à cet effet un dispositif financier garantissant aux producteurs d’électricité verte un certain prix. Le réseau de transport prend en charge cette électricité et la met à la disposition du marché. Le prix de marché auquel elle est vendue vient en déduction de la charge que représente le dispositif pour la communauté – en l’occurrence les consommateurs, qui acquittent une charge spécifique.

M. le président François Brottes. Ce qui signifie que le prix de marché est inférieur au prix garanti…

M. Thierry Morello. Nettement inférieur : celui de l’électricité éolienne est d’environ 90 euros le MWh, celui du marché de 43 euros en moyenne. Le consommateur paie la différence, mais cette électricité est tout de même vendue et occasionne un revenu.

M. Denis Baupin, rapporteur. Les prix de l’électricité seraient à la baisse « n’en déplaise au rapporteur », affirme le président Brottes. Que je sache, notre commission d’enquête travaille sur les coûts, pas sur les prix ! C’est, du reste, toute la difficulté : dans un même temps, les prix diminuent et les coûts augmentent.

Pour l’observateur que vous êtes, cette évolution des prix à la baisse sur la plaque européenne paraît-elle durable ? Est-elle le signe d’une surproduction électrique ?

Lorsque des installations produisent de l’électricité à un prix plus élevé que celui du marché, leur rentabilité baisse. En matière nucléaire notamment, pensez-vous que la diminution des prix de marché pèse sur la rentabilité des centrales ?

Vous évoquez aussi la place différente que la France et l’Allemagne occupent sur les marchés. Je ne suis pas un grand adepte des marchés mais, en tout état de cause, c’est leur logique qui s’impose ici. Le handicap de la France par rapport à son voisin tient-il, selon vous, à la centralisation – caractéristique de l’énergie nucléaire – de notre production électrique et à l’importance du pôle EDF ? Dans un marché qui évolue tous les quarts d’heure, est-il pertinent de construire des installations de production électrique dont on ne pourra évaluer la rentabilité que sur soixante ans de fonctionnement, quand la durée de vie et l’équilibre financier d’installations d’énergies renouvelables se calculent sur dix, quinze ou vingt ans ? Le fait de ne pouvoir équilibrer une installation que sur une durée très longue ne la rend-elle pas plus vulnérable au marché ?

Alors que l’Allemagne subventionne ses énergies vertes, le récent accord signé entre la France et la Grande-Bretagne pour la vente de deux EPR prévoit, pendant trente-cinq ans, un prix garanti plus élevé encore que celui qui est prévu en Allemagne pour les éoliennes. Cette clause risque-t-elle de provoquer une distorsion du marché ?

Ma dernière question concerne les équipements de production en pointe et les marchés de capacité. Pour les centrales à cycle combiné gaz conçues pour intervenir en appoint en période de pointe, la rentabilité est déjà faible eu égard au temps durant lequel l’énergéticien vend son électricité, et d’autant plus faible que les prix baissent. Quel regard portez-vous sur cette situation ? Vous avez beau être « neutre » quant au mode de production de l’électricité que vous vendez, la capacité à fournir ce produit à chaque instant en fonction des besoins ne peut pas vous être indifférente. Que pensez-vous du fonctionnement du système actuel ? Des interventions des pouvoirs publics sont-elles nécessaires pour permettre la pérennisation de la fourniture d’électricité aux particuliers et aux acteurs économiques ?

M. Thierry Morello. Je crains que mes réponses ne soient partielles car beaucoup de sujets échappent largement à notre compétence. Sans doute convient-il de ne pas se focaliser sur les prix du moment. Ainsi, la courbe des prix de l’électricité en Allemagne, en Suisse et en France sur le marché du jour au lendemain depuis juin 2000 fait apparaître d’importantes variations, et ces variations seraient encore plus importantes si l’on tenait compte des prix horaires maximum et minimum. Pourtant, les prix actuels – 43 euros par MWh en France, 37 euros en Allemagne, 44 euros en Suisse – ne sont pas très différents de ceux de 2009. On ne saurait donc parler de baisse tendancielle, même si nous sommes sur un plateau de prix plus bas que celui que nous avons connu en 2008-2009 ou que celui qui a suivi l’accident de Fukushima et l’arrêt de sept centrales nucléaire nucléaires en Allemagne. Comme dans tout dispositif de marché, les amplitudes de prix sont importantes. Sans que ce soit extrêmement marqué, la tendance de période actuelle est plutôt baissière et les causes en sont connues : premièrement la conjoncture économique, mais aussi – et c’est heureux – des dispositifs d’économies qui font que la demande est moins forte ; deuxièmement l’exploitation du gaz de schiste aux États-Unis, qui fait de ce pays un exportateur de charbon et entraîne une baisse des prix mondiaux du charbon ; troisièmement les prix des quotas d’émission de CO2, qui ont atteint des niveaux tellement dérisoires que, contre toute attente, les centrales à charbon sont devenues très rentables, tandis que d’autres centrales sont mises sous cocon par leurs exploitants ; quatrièmement, les énergies renouvelables affluent sur les marchés, ce qui est une bonne nouvelle, mais à n’importe quel prix puisqu’elle est subventionnée en amont. Il faut ajouter que l’Allemagne accorde à ces énergies la préséance sur toutes les autres : pour soutenir la production renouvelable et la transition énergétique, le législateur a souhaité qu’elle ait la priorité sur le marché quelle que soit la situation. Dans la mesure où ces sources représentent 30 % de l’électricité en Allemagne et où les marchés sont interconnectés, l’effet est évidemment baissier.

Cette conjonction de phénomènes est circonstancielle. Je ne pense pas qu’elle soit durable, même si je serais bien incapable de vous dire si les prix vont repartir à la hausse ou à la baisse – ce n’est d’ailleurs pas notre rôle et ceux qui se risquent à de telles prévisions se trompent une fois sur deux !

De même, il nous est très difficile de nous prononcer sur la rentabilité du nucléaire. À l’évidence, les producteurs ne voient pas d’un bon œil les baisses de prix, qui réduisent leur marge bénéficiaire, et occasionnent même des déficits lorsque le prix passe sous le coût marginal de production. Pour notre part, nous en sommes plus préoccupés pour des raisons de sécurité du marché que pour des raisons de prix. Mais nous n’avons pas connu, jusqu’à présent, de périodes d’assèchement de l’approvisionnement. La production a plutôt tendant à être excédent en période de faible consommation. En hiver, néanmoins, il peut arriver que le prix de l’électricité atteigne 300 ou 400 euros par MWh.

M. le président François Brottes. Il n’y a donc pas de surproduction ?

M. Thierry Morello. Non, et rien aujourd’hui ne le laisse à penser : pour faire face aux pointes de consommation en hiver, la France doit importer de l’électricité.

M. le rapporteur. Ma question portait sur une éventuelle surproduction au niveau européen.

M. Thierry Morello. Je ne crois pas qu’il y ait surproduction. Le parc européen actuel fait face à la demande. Les prix bas s’expliquent moins par une hypothétique surproduction que par l’ordre de préséance économique. Certains investissements, notamment dans des unités de production au gaz, se sont révélés malheureux du fait d’une conjoncture imprévisible qui a rendu le charbon plus économique.

M. le président François Brottes. Plus polluant également.

M. Thierry Morello. Bien sûr. Normalement, le prix de la tonne de la CO2 devrait repartir à la hausse et le charbon devenir moins avantageux.

S’agissant d’une éventuelle distorsion des prix au sujet de l’EPR, je connais très mal l’accord passé avec la Grande-Bretagne et il ne m’appartient pas, de toute façon, de le commenter. Mais, dès lors que l’électricité passe par le marché de gros, il n’y a pas vraiment lieu de parler de distorsion des prix. Les prix du marché de gros ne sont que le reflet de l’état des fondamentaux – météo, état du parc de production – et des décisions politiques. Si l’autorité politique décide de favoriser les énergies renouvelables en les subventionnant en amont, celles-ci arrivent sur le marché à bas prix et ont un effet déflationniste.

Enfin, je ne pense pas que la différence entre les marchés français et allemand puisse s’expliquer par la centralisation de la production en France. Il faut certes souligner la plus grande diversité des acteurs en Allemagne, où les municipalités, les Stadtwerke, plus nombreuses et plus actives sur les marchés qu’en France, jouent un rôle important. Nous sommes toujours favorables à la diversité des acteurs. Cela étant, lorsque les marchés sont relativement concentrés comme en Italie ou en Suisse, les marchés de gros connaissent eux aussi un essor. Le marché du jour au lendemain traite 45 % de la consommation allemande, 30 % de la consommation suisse, et seulement 13 % de la consommation française. Ce sont les dispositifs de commercialisation, en particulier ceux qui « verticalisent » la production, qui engendrent une palette de prix non fixés par le marché.

M. le rapporteur. Pourriez-vous préciser votre réponse concernant les prix garantis par l’accord sur la construction d’EPR en Grande-Bretagne ?

M. Thierry Morello. Si cette électricité est commercialisée sur le marché de gros, il n’y aura pas de distorsion de prix. Si elle est « verticalisée », c’est-à-dire préemptée par des clients donnés, une partie de l’offre et de la demande échappera au marché.

M. le président François Brottes. Comme dans le cas de l’ARENH.

M. Thierry Morello. Exactement.

M. Bernard Accoyer. La question du stockage de l’énergie est un problème majeur. La commission Lauvergeon l’a d’ailleurs retenue parmi les « Ambitions 2030 ». Quel jugement portez-vous sur la technique existante, qui consiste à remonter l’eau dans les barrages ? Alors que des oppositions se sont manifestées, pensez-vous qu’il s’agit d’une technique d’avenir pour un pays possédant un parc électronucléaire important ?

Estimez-vous que la « grande panne » fantasmée par certains puisse se produire en Europe et en France ?

D’après vos données, la différence de prix de l’électricité en Allemagne et en France a singulièrement diminué entre 2011 et 2013. J’y vois l’effet du développement des centrales à charbon en Allemagne et de la baisse du prix du charbon depuis que les États-Unis exploitent leur gaz de schiste. Cette situation se traduit par une augmentation importante des rejets de CO2 et de microparticules. Pensez-vous qu’elle puisse être durable ? De la réponse à cette question dépend le jugement que l’on pourra porter sur la décision de l’Allemagne de sortir du nucléaire.

M. Thierry Morello. L’utilité des dispositifs de pompage de l’eau pour remplir les barrages ne fait pas de doute. L’importance que le solaire et l’éolien ont prise en Allemagne aboutit en effet à des phénomènes dits de ramping : la montée progressive – la « rampe » – de la production photovoltaïque au cours de la journée ne correspond pas forcément avec celle de la demande, qui commence un peu avant le jour. Le pompage et le relâchage de l’eau sont très utiles pour équilibrer ces rampes. Dans le marché infrajournalier, du reste, les acteurs nous ont demandé de développer des produits calculés sur un quart d’heure et non plus sur une heure. Ainsi, comme dans un jeu de Lego, le détenteur d’un portefeuille de production photovoltaïque pourra se fournir par quarts d’heure pour compenser sa « rampe ».

On le voit, ces dispositifs contribuent à l’équilibrage du réseau, donc à celui du marché. Est-il opportun, compte tenu des contraintes environnementales et autres, de poursuivre leur développement ? Il ne m’appartient pas de répondre à cette question. Je ne peux que constater que des énergies renouvelables comme l’éolien et le photovoltaïque ne permettent pas de maîtriser exactement les rampes de production et donnent d’autant plus de valeur aux outils de « flexibilité ». En Allemagne, par exemple, on voudrait éviter de mettre sous cocon les centrales traditionnelles au gaz ou au charbon, très utiles pour compenser les rampes, mais les exploitants estiment qu’il n’est pas rentable de les faire fonctionner à cette seule fin.

M. François Brottes. Si l’on pousse le raisonnement jusqu’au paradoxe, il ne pourrait pas y avoir de renouvelable s’il n’y avait pas de charbon…

M. Thierry Morello. L’Europe a la chance d’avoir un bouquet énergétique très diversifié.

M. le rapporteur. La réponse est plus nuancée que la question ! (Sourires.)

M. Thierry Morello. Le sujet excède nettement notre compétence.

Quant à la « grande panne », les prémices en sont indécelables dans nos courbes. Nous avons une grande confiance dans les dispositifs destinés à la prévenir. Il est clair que l’usage du chauffage électrique en France provoque des pics de demande en hiver et met le système en tension, mais celui-ci a pour l’instant très bien tenu, grâce aux moyens de délestage et au développement de l’effacement. Le marché est à cet égard très utile car il permet une valorisation de cet effacement.

M. le président François Brottes. Dans l’hypothèse d’un développement du stockage et de l’arrêt d’une partie du parc nucléaire français, quelle serait l’évolution du marché ?

M. Thierry Morello. Le marché valoriserait le stockage et ce serait une très bonne chose : nous deviendrions un marché lambda, un marché où la relation entre les prix au comptant et les prix à terme serait très facile à établir puisqu’il suffirait de prendre en compte le coût et le financement du stockage, selon la relation de cash & carry des marchés de dérivés. Le marché s’exprimerait encore mieux du fait de la continuité qui s’établirait entre les différents compartiments. Aujourd’hui, l’offre et la demande sont différentes selon que l’on est sur les marchés de dérivés, qui portent sur des horizons temporels longs, ou sur des marchés fonctionnant quasiment en temps réel. Le stockage permettrait de les lisser et détendrait considérablement les contraintes liées au temps réel.

M. le président François Brottes. Et dans l’hypothèse où le stockage ne progresserait pas et où l’énergie fournie en base par les centrales nucléaires connaîtrait une forte diminution ?

M. Thierry Morello. On assisterait à des pics de prix pendant les heures de base, ce qui n’est pas le cas aujourd’hui. C’est plutôt l’inverse qui se produit : la forte différence de prix entre les périodes de pointe et les périodes de creux – c’est-à-dire, dans les journées d’hiver, entre l’intervalle 8h-20h et l’intervalle 20h-8h – s’est réduite grâce au photovoltaïque, ce qui a d’ailleurs posé des difficultés aux Suisses qui, pour leur part, jouaient sur cette différence. Le solaire, par définition, produit de l’électricité pendant la journée. Sous cet aspect, il suit bien la demande.

M. le président François Brottes. Que pensez-vous de l’éventuelle décision de la Commission européenne requalifiant en aides d’État les tarifs d’achat de l’électricité renouvelable ou les tarifs du nucléaire en Grande-Bretagne ? Bien que le marché, selon vous, soit indifférent à ces soutiens, leur suppression pourrait-elle avoir des conséquences ?

M. Thierry Morello. Il y aurait assurément des conséquences sur l’ordre de préséance économique, puisque le coût d’exploitation serait de nouveau pris en compte. Mais cela ne changerait pas grand-chose en ce qui concerne le photovoltaïque et l’éolien, ces dispositifs réclamant des investissements importants mais peu de dépenses d’exploitation. Le marché existant reflète assez bien les coûts d’exploitation, car les aides portent surtout sur la dimension de l’investissement.

M. le président François Brottes. Je vous remercie pour cet échange.

Audition de M. Pierre Bornard, vice-président du directoire de RTE, directeur général délégué chargé de l’économie, des marchés et de l’innovation

(Séance du jeudi 16 janvier 2014)

M. le président François Brottes. Nous sommes heureux d’accueillir M. Pierre Bornard, vice-président du directoire de RTE (Réseau de transport d’électricité) et directeur général délégué chargé de l’économie, des marchés et de l’innovation.

En plus d’en être le numéro deux – le président Maillard n’a pu être avec nous ce matin –, vous êtes en quelque sorte un membre fondateur de cette maison, monsieur Bornard. Vous en connaissez parfaitement le fonctionnement depuis sa création, c’est-à-dire depuis la partition qui a fait de RTE un acteur autonome, indépendant d’EDF et en situation de monopole pour le transport de l’électricité.

Vous avez la responsabilité de maintenir constamment en équilibre le réseau électrique français. On dit que RTE est le meilleur opérateur européen en ce domaine et on lui demande de réaliser des prouesses.

Bien que notre commission d’enquête porte plus spécialement sur le coût de la filière nucléaire, nous avons souhaité avec le rapporteur commencer par un tour d’horizon du système électrique avant d’en arriver à la filière elle-même. Nous venons d’entendre un acteur du marché spot, avec lequel vous êtes particulièrement en contact lorsque la production est abondante ou lorsque le réseau est au contraire en demande. Mais RTE est lui-même un organisateur : la loi lui donne le pouvoir d’utiliser des outils comme l’effacement ou de mobiliser la production à certains moments pour éviter une panne de réseau majeure.

Nous sommes dans une période d’évolution significative. Le réseau est alimenté par des sources d’énergie beaucoup plus nombreuses que par le passé et la tendance du marché de l’électricité est à la baisse.

Notre commission devant étudier les coûts de production de la filière nucléaire, de son démantèlement éventuel, ou encore de la prolongation de la durée de vie des centrales, elle sera heureuse de recueillir, après que vous aurez rappelé le quotidien de votre métier, votre sentiment sur ces questions, en particulier sur la production en base que l’énergie nucléaire, avec l’hydraulique au fil de l’eau, est la seule à fournir.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Pierre Bornard prête serment)

Je vous donne maintenant la parole pour un exposé introductif.

M. Pierre Bornard, vice-président du directoire de RTE, directeur général délégué chargé de l’économie, des marchés et de l’innovation. Je vous prie d’excuser le président du directoire de RTE, M. Dominique Maillard, qui préside ce matin à Bruxelles une réunion sur la coordination opérationnelle des opérateurs européens.

Comme vous l’avez indiqué, monsieur le président, RTE est un des opérateurs du système européen, dont il faut rappeler que c’est en réalité une immense machine qui s’étend de la frontière entre la Pologne et la Biélorussie jusqu’à la Tunisie. Il s’agit d’un seul ensemble physique que les différents opérateurs pilotent en se coordonnant : quand une centrale tombe en panne en Pologne, cela se répercute instantanément sur la prise de courant à Tunis !

Outre la forte coordination que cette configuration impose, la dimension de l’optimisation est très importante et suscite des échanges croissants entre pays.

La situation française a ses spécificités, certes, mais notre réseau est un morceau d’un ensemble plus important où les enjeux sont à la fois techniques – un incident à un endroit donné peut se propager et toucher tout le monde – et économiques – une électricité bon marché s’obtient en optimisant le mix énergétique à l’échelle d’un continent.

Selon les statistiques récemment publiées, le nucléaire représente 73,3 % de l’électricité produite en France en 2013. L’hydroélectricité arrive en deuxième position avec 13,8 %, puis viennent charbon avec 3,6 %, le gaz avec 3,5 %, l’éolien – qui continue sa croissance – avec un peu moins de 3 %. Le fioul représente 1 %, le photovoltaïque arrive juste derrière, et le dernier pourcent regroupe la cogénération et toutes les autres énergies renouvelables.

Il faut être bien conscient que la puissance instantanée est tout aussi importante que l’énergie annuelle consommée. Ce n’est pas parce que l’on dispose d’une capacité de production correspondant à la consommation moyenne en une année que l’on peut satisfaire les besoins en électricité à tout instant. L’équilibrage à chaque seconde est fondamental, particulièrement en France où la dynamique de consommation est supérieure au reste de l’Europe. Le seul pays européen comparable est la Norvège, où l’on constate aussi un fort usage du chauffage électrique, entraînant une plus grande sensibilité de la consommation à la température.

D’après les observations que nous avons réalisées ces dernières années, la puissance maximale appelée au cœur de l’hiver par des températures froides s’accroît en France deux fois plus vite que la consommation annuelle. Comme il faut équilibrer à chaque moment la puissance fournie et la consommation, cela se traduit par la nécessité d’investir – suivant la logique traditionnelle – dans des moyens supplémentaires de production en pointe comme les turbines à combustion. Or ces équipements sont coûteux et on n’a besoin de les faire fonctionner que peu de temps, si bien que peu d’opérateurs ont envie de les construire.

Cette situation est très préoccupante pour RTE mais les parlementaires s’en sont aussi souciés. Deux mesures législatives visent à corriger cet effet : l’une, dont les textes d’application sont en cours de finalisation, instaure un mécanisme de capacité permettant aux fournisseurs de se procurer en puissance ce qu’ils ont vendu à leurs clients pour un meilleur équilibrage de la consommation et de la production.

M. le président François Brottes. La distinction entre puissance et quantité d’énergie est très importante. Il arrive souvent que l’on mentionne la capacité de production d’énergie en omettant totalement la question de la puissance. Je vous remercie de faire de la pédagogie à ce sujet !

M. Pierre Bornard. C’est en effet une question fondamentale. Dans une région comme la Bavière, qui a beaucoup développé le photovoltaïque, la production peut être très abondante à des moments où l’on n’en a pas vraiment besoin et absente à des moments où l’on en a besoin. Cette énergie est très utile pour le système électrique européen, mais elle n’est pas sans conséquences sur l’équilibrage et les flux d’énergie. Cette année, à la fin du printemps et au début de l’automne – périodes où cette production est la plus importante –, on a constaté des productions photovoltaïques dans le Sud de l’Allemagne de l’ordre de 22 000 ou 23 000 MW vers 13 heures 30, ce qui a pour effet d’inverser les flux d’énergie entre la France et l’Allemagne avant qu’ils ne repartent dans l’autre sens le soir. Bref, si l’apport du photovoltaïque en énergie est important, on ne peut non plus ignorer la question de la synchronisation avec le besoin de puissance.

La deuxième évolution législative récente, à laquelle vous n’êtes pas étranger, monsieur le président, est la création d’un cadre juridique visant à développer les effacements de consommation. Ce terme d’« effacement », quelque peu restrictif, mérite explication : dans un monde qui, je l’espère, est derrière nous, l’équilibrage entre production et consommation se faisait en laissant libre cours à la consommation et en s’efforçant de produire exactement ce qu’il fallait pour l’alimenter ; on a désormais conscience qu’il faudra de plus en plus de souplesse et qu’un moyen d’égaliser en permanence la production et la consommation est de jouer aussi sur la consommation. Une grande partie des usages de l’électricité peuvent être différés de quelques minutes, de quelques heures ou de quelques jours. Sans doute pas l’éclairage de cette salle, mais son chauffage et sa climatisation pour quelques minutes. De même, un congélateur pourra fonctionner un peu plus entre quatre et cinq heures du matin en accumulant du froid, sans aucune perte de confort pour le consommateur et sans modification des coûts de production et du process pour l’industriel.

Cette adaptation de la consommation à la production est un facteur de souplesse considérable. Nous comptons bien l’utiliser pour limiter la progression de la puissance de pointe consommée et pour faciliter l’intégration de nouveaux mix énergétiques. En Allemagne et en Espagne, où l’on a développé très fortement les filières éolienne et photovoltaïque, cette intégration soulève de nouveaux défis. Ces énergies, qui dépendent de paramètres physiques tels que la vitesse du vent et l’ensoleillement, sont dites « fatales » : le volume de la production ne peut qu’être constaté en fonction des conditions météorologiques. Bien que ces conditions se prévoient assez bien, elles impliquent le développement de nouveaux mécanismes, notamment en matière de flexibilité. Pour reprendre l’exemple du photovoltaïque en Bavière, la production est nulle à huit heures du matin, elle peut atteindre 22 000 MW à 13 heures 30 pour revenir à zéro à 19 heures. Pour s’adapter à cette forte variabilité, il faut ménager de la souplesse. Historiquement, c’était un des rôles des centrales à gaz, mais des incertitudes pèsent aujourd’hui sur leur développement en Europe.

M. le président François Brottes. En raison du gaz de schiste.

M. Pierre Bornard. À l’origine, en effet, l’exploitation du gaz de schiste aux États-Unis a fait chuter les prix du charbon, si bien que les producteurs européens ont eu intérêt à privilégier une production de bord de mer au charbon. C’est le cas en Allemagne, mais aussi en France, où la production au charbon dépasse la production au gaz quand il fait moyennement froid.

Quant aux défis de l’intégration des énergies renouvelables, ce sont des défis d’ingénieurs et ils doivent être traités comme tels. J’ai évité à dessein l’expression un peu trop générale de « réseaux intelligents » – smart grids –, mais il existe bien, derrière cette notion, l’idée que l’on peut piloter le système électrique de manière plus fine et plus intelligente, en utilisant des ressources que l’on ne pouvait pas exploiter autrefois.

Nous sommes particulièrement attentifs à l’évolution du mix énergétique. Dans ce domaine technique complexe, les ingénieurs savent trouver des solutions à peu près à tout. Pour RTE, donc, le mix énergétique de demain relève de la décision politique. Quoi que l’on décide, nous saurons le faire techniquement. Il y a néanmoins des précautions à prendre. Le choix d’un mix énergétique donné emporte des conséquences précises. L’électricité, produit qui ne se stocke pas ou très mal, se caractérise par des contraintes très forte. La production et la consommation doivent s’équilibrer en permanence et respecter des règles physiques strictes, faute de quoi des événements catastrophiques de type black-out risquent de survenir. On ne peut donc ignorer les ressources et les conditions nécessaires au fonctionnement d’un mix énergétique. La seule cause d’échec, c’est le déni de réalité : il faut absolument envisager et traiter l’ensemble des conséquences de tel ou tel choix. Dans le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France que nous publions annuellement, nous envisageons à la fois l’évolution, relativement prévisible, du mix énergétique dans les prochaines années, mais nous élaborons aussi des scénarios à l’horizon 2030. Ces scénarios sont contrastés mais cohérents : si l’on prend telle décision concernant le mix énergétique, il convient de traiter les conséquences que cela entraîne, notamment en matière d’infrastructures.

C’est pourquoi je veux insister sur l’aspect temporel de la question. Certaines décisions sont à effet immédiat, d’autres – par exemple le changement des règles de marché pour développer l’effacement – sont l’affaire de trois ou quatre ans. Le développement d’énergies renouvelables peut se faire rapidement : en Italie, à la suite de la fixation de tarifs de rachat peut-être mal ajustés, on a construit dans la seule année 2012 une capacité de 9 000 MW d’électricité photovoltaïque. En revanche, la construction d’une ligne de grand transport prend huit à dix ans, si bien que nos collègues italiens ne savent pas très bien quoi faire de l’électricité photovoltaïque produite dans le Sud du pays tant qu’ils ne disposeront pas des infrastructures permettant de l’acheminer. Il est possible de gérer les problèmes, mais à condition d’anticiper et de bien articuler les différentes temporalités. Une décision prise aujourd’hui portera différents fruits à différentes échéances.

M. Denis Baupin, rapporteur. Ce que vous dites du charbon casse certaines idées reçues : l’augmentation de l’utilisation du charbon en Allemagne mais aussi en France n’est pas liée aux choix de mix énergétique dans ces pays, elle tient bien plus au contexte international affectant le gaz et le charbon.

Je vous sais également gré d’avoir indiqué que le choix du mix électrique, pour peu que l’on prenne les précautions que vous avez mentionnées, ne posait pas, comme on l’objecte souvent, de problèmes techniques insurmontables – même s’il ne s’agit nullement, de ma part, d’en nier la complexité.

Pensez-vous que la tendance à la baisse des prix de l’électricité constatée actuellement s’inscrira dans la durée ? Est-elle liée à des phénomènes de surproduction sur la plaque européenne ?

La variabilité de la consommation est particulièrement préoccupante en France. Alors que le photovoltaïque et l’éolien engendrent une variabilité de la production, nous avons pour spécificité des variations de consommation qui sont fonction de la météo, du fait de l’usage du chauffage électrique. La part que ce mode de chauffage a prise en France ne se traduit-elle pas par une vulnérabilité particulière ? Vous avez évoqué différents moyens d’y répondre – effacement, marché de capacité, centrales à cycle combiné gaz –, mais ne conviendrait-il pas de s’attaquer au problème à la source, par des politiques de diversification du chauffage et d’isolation thermique des logements ? Que peut-on attendre de ces initiatives dans l’évolution des problèmes de pointe électrique ? Dans ces périodes hivernales de pointe, il est rapporté que la France représente la moitié de la pointe européenne.

Qu’en est-il également de la variabilité en cas d’arrêt fortuit d’une centrale nucléaire, comme cela se produit de plus en plus souvent ? Selon la Commission de régulation de l’énergie, que nous avons auditionnée la semaine dernière, ces arrêts ne correspondent pas à des choix destinés à peser sur le prix de l’électricité, mais bien à des incidents. Comment les gérez-vous, sachant que, certains jours, ce sont plusieurs fois 900 MW qui s’arrêtent ?

Le plan d’investissements de RTE prévoit la construction d’environ 2 000 km de lignes à haute tension dans les dix prochaines années. Les chiffres sont sensiblement les mêmes en Allemagne, à ceci près que, chez nos voisins, le plan s’inscrit dans la transition énergétique (Energiewende) : l’éolien produit de l’électricité en quantité dans le Nord et il faut la transporter vers le Sud. On le voit, c’est la modification de la politique électrique qui explique cet investissement massif. Ce n’est pas le cas en France, où aucune décision n’a été prise quant à une éventuelle réorganisation de la production électrique. Dès lors, quels sont les motifs de ces investissements dans des lignes à haute tension ? S’agit-il d’une anticipation des besoins futurs ?

Enfin, RTE sera-t-il capable de faire face à l’arrêt définitif de la centrale de Fessenheim en 2016 et de continuer à assurer, sur le territoire concerné et sur l’ensemble du territoire, l’acheminement de l’électricité ? Confirmez-vous que vous serez prêts à la date fixée par le Président de la République et par le Gouvernement ?

M. Pierre Bornard. La formation des prix de l’électricité est une mécanique européenne, du moins pour l’Europe de l’Ouest et du Nord. L’Espagne et l’Italie sont dans une situation un peu à part : en raison notamment des insuffisances d’interconnexion, les échanges ne sont pas libres avec ces deux pays qui, du coup, jouent un rôle plus limité dans la formation des prix.

Le grand marché du Nord-Ouest européen, qui a été conçu dans les années 2000 en suivant un modèle où la production n’était pas subventionnée, se trouve aujourd’hui dans une situation quelque peu différente puisque deux modes de production aux logiques économiques distinctes y coexistent. À côté d’une production qui suit les règles anciennes s’est développée, en particulier en Allemagne, une production renouvelable subventionnée dont la mise sur le marché se fait en général selon des règles dites « à tout prix », c’est-à-dire même si son prix est nul, voire négatif.

M. le président François Brottes. Pourriez-vous expliquer brièvement le mécanisme des prix négatifs ?

M. Pierre Bornard. En raison des inerties propres au système électrique, on peut être confronté, pendant quelques heures dans la journée ou dans l’année, à une surproduction que l’on ne peut réduire. Le jour de Noël, par exemple, la consommation en Europe est très basse, mais elle reprend dès le 26 décembre. La plupart des grandes centrales – dont les centrales nucléaires – ne pouvant être arrêtées et redémarrées du jour au lendemain, elles doivent continuer à produire un minimum technique. En ajoutant à cette production les productions fatales hydrauliques, éoliennes et photovoltaïques, la quantité produite dépasse la consommation. Aussi les producteurs sont-ils prêts à payer pendant quelques heures pour ne pas arrêter leurs centrales, car leur indisponibilité au moment où les besoins augmenteront de nouveau aurait un coût économique supérieur. Dans cette configuration, les prix deviennent négatifs : le consommateur est payé pour consommer et le producteur doit payer pour produire.

Ce phénomène a parfois pris de l’ampleur. Il traduit le déséquilibre de l’offre qui, à un moment donné, excède la demande sans que l’on puisse la réduire.

Il y a là une explication des prix bas. De nombreux producteurs européens s’en émeuvent, affirmant que cela met leur avenir économique en danger. Au-delà de ce constat, je ne peux guère apporter d’appréciation sur l’évolution des prix. Tout au plus peut-on signaler que le marché européen est dit energy only, ce qui signifie que l’on ne commercialise que des KWh. La puissance à un instant donné et la flexibilité sont réputées sans valeur économique et ne font pas l’objet d’une commercialisation. Pourtant, nous l’avons vu, il arrive que l’on manque de puissance ou de flexibilité, ce qui conduit à penser que ces caractéristiques physiques ont une valeur économique et que, logiquement, elles devraient être valorisées et intégrer le prix de l’énergie. Dans le prix du kilowattheure acquitté par le consommateur final, le coût de la sécurité d’approvisionnement devrait être intégré : on a développé le parc de production et les mécanismes de souplesse de la consommation pour s’assurer que l’on pourra s’adapter à tous les aléas possibles.

Cette évolution possible du modèle de marché européen, sur laquelle la France peut avoir ses propres positions, s’inscrit dans une logique qui est celle du continent. La Commission européenne et les autres pays y travaillent. Nous devons parvenir à une certaine harmonisation car la qualité économique des échanges avec nos voisins est cruciale pour disposer d’une électricité sûre et bon marché. Les décisions nationales ont évidemment un poids important, mais la dimension européenne est fondamentale.

Quant à la surproduction, il peut arriver en effet que ce produit non stockable qu’est l’électricité soit en fort excédent. Pour autant, cela ne signifie pas que nous soyons en surcapacité structurelle : à d’autres moments, on manquera au contraire de capacité. Les prix bas peuvent donc caractériser des moments de surproduction, mais ce n’est pas contradictoire avec les périodes de forte tension.

S’agissant de la variabilité, vous avez raison de souligner que l’aléa le plus important en France est celui de la température. En hiver, lorsque la température baisse d’un degré, la consommation d’électricité augmente d’environ 2 300 MW. Si la France est loin de représenter la moitié de la pointe européenne, elle entre en revanche pour plus de la moitié dans la sensibilité européenne globale à la température : lorsque la température moyenne européenne baisse d’un degré, la consommation européenne augmente d’un peu plus de 4 000 MW, dont 2 300 en France. Mais la pointe européenne dépasse largement les 300 000 MW tandis que celle de la France est de 100 000 MW.

Les aléas climatiques auxquels le système électrique est soumis se prévoient assez bien, même s’il arrive que Météo France se trompe sur la vitesse de progression d’un front froid. D’autres aléas peuvent concerner la production : une centrale qui tombe en panne, une production éolienne ou photovoltaïque différente des attentes… Le brouillard, par exemple, peut faire baisser sensiblement la production photovoltaïque attendue.

Le facteur temps est de toute façon très important dans la gestion des aléas. Un aléa connu quelques heures à l’avance est très différent d’un événement qui se produit brutalement. Pour nous, les conséquences techniques et économiques de la déconnexion d’une centrale ne sont pas du tout les mêmes selon que nous sommes prévenus un peu auparavant ou que la déconnexion est instantanée.

Le chauffage électrique constitue-t-il une vulnérabilité ? De notre point de vue, c’est une question qu’il faut traiter et il existe des solutions techniques pour le faire. Quant à savoir si cela est souhaitable ou pas, c’est un autre sujet sur lequel l’opérateur n’a pas à se prononcer directement. Nous constatons seulement que la nouvelle réglementation thermique des bâtiments, mise en œuvre en 2012, a fait considérablement diminuer l’équipement en chauffage électrique des logements nouveaux. Mais je doute que ces mesures aient une incidence sur le chauffage électrique d’appoint dans les logements collectifs équipés du chauffage central.

Quoi qu’il en soit, nous approuvons et suivons avec un grand intérêt tout ce que l’on peut faire en matière d’isolation et d’économies d’énergie en général. Je l’ai dit, la maîtrise de la demande d’énergie et la maîtrise de la puissance sont deux choses distinctes et complémentaires. Dans le premier cas, il s’agit de faire baisser la consommation globale, dans le second, il s’agit de faire varier la consommation à des moments donnés.

Comme toutes les autres installations de production, il arrive que les centrales nucléaires tombent en panne. J’y insiste, la situation est très différente selon que le réseau est prévenu ou que la déconnexion est brutale. RTE a beaucoup insisté pour que l’on établisse une transparence complète en la matière. Ainsi, depuis quelques années, nous publions sur notre site Internet, en accord avec les producteurs qui nous fournissent les données, toutes les prévisions d’arrêt des centrales pour cause de maintenance, de défaillance, etc., et tous les incidents : la survenue d’une panne sur une centrale y est indiquée en temps réel.

La panne inopinée reste le point le plus sensible. Le système électrique, qui est un ensemble extrêmement complexe, y est exposé quelle que soit la nature de la production. Les règles d’exploitation lui confèrent néanmoins une certaine robustesse : s’il y avait une grande défaillance ou un black-out chaque fois qu’une centrale tombe en panne, ce serait intolérable !

Les opérateurs européens se sont mis d’accord pour définir des règles de sécurité prévoyant notamment des réserves disponibles instantanément. Le système actuel est conçu et exploité pour faire face à tout moment, d’une seconde à l’autre, à une panne de production de 3 000 MW survenant en n’importe quel point du réseau. Si une telle panne se produit, toutes les centrales se mettront automatiquement et immédiatement à produire un peu plus. Au bout de quelques minutes, d’autres réglages prendront le relais pour que le pays qui en est à l’origine compense la défaillance lui-même et que les autres reviennent à leur point d’équilibre.

C’est, hélas, d’une grande banalité dans les systèmes électriques : il arrive que les centrales tombent en panne. Il n’y a rien nouveau de ce point de vue et la question est maîtrisée. L’augmentation de la taille unitaire des centrales peut cependant soulever des questions. C’est le cas de l’EPR, mais un seul modèle est pour l’heure en construction et les opérateurs européens dans leur ensemble estiment que la problématique n’en est pas affectée et qu’il n’est pas nécessaire de changer les règles.

Des questions se posent également pour l’éolien, où l’aléa le plus fort n’est pas l’absence de vent mais son excès. En cas de tempête dans le Nord de l’Allemagne, la production éolienne atteint son maximum puis, quand le vent dépasse 90 km/h, les éoliennes s’arrêtent pour se mettre en sécurité. Le phénomène n’est pas absolument instantané, mais les baisses de puissance peuvent atteindre 5 000 à 6 000 MW en l’espace de quinze ou vingt minutes. Après de savants calculs, on a établi toutefois que cela ne justifiait pas de changements dans le dimensionnement des réserves. Le délai d’extinction est suffisant pour la mise en œuvre de la capacité de réaction actuelle du réseau.

Pour conclure s’agissant des aléas, le nucléaire ne représente pas une problématique nouvelle ou spécifique.

Mme Sabine Buis, vice-présidente, remplace M. François Brottes à la présidence de la commission d’enquête.

M. le rapporteur. Confirmez-vous l’augmentation des arrêts fortuits que fait apparaître votre site ?

M. Pierre Bornard. Je ne sais pas si cela tient à l’établissement d’une transparence complète où à une véritable augmentation de la fréquence de ces arrêts. Par ailleurs, tout arrêt non programmé est défini comme un arrêt fortuit. Mais la réalité est pour nous très différente selon que nous avons ou non le temps de prendre des mesures. De par mon expérience, je peux dire que nous ne constatons pas d’augmentation des difficultés. Les pannes de centrales nucléaires ne sont pas plus nombreuses. Si c’était le cas – je n’ai pas ici les chiffres –, je le saurais !

Quant aux investissements prévus dans les infrastructures de transport en Allemagne et en France, ils ne sont pas tout à fait comparables même s’ils concernent dans tous les cas la très haute tension – 225 000 et 400 000 volts.

À ma connaissance, les 2 000 km programmés en Allemagne sont uniquement des couloirs nord-sud. L’Allemagne connaît un déséquilibre structurel entre un Nord producteur – notamment en raison de l’éolien – et un Sud davantage consommateur. L’interconnexion entre ces deux zones étant insuffisante, le plan Energiewende prévoit la mise en place de couloirs spécifiques pour faire face aux urgences. Mais il faut y ajouter des ouvrages plus conventionnels destinés à répondre au développement de la production et de la consommation à certains endroits. En France également, bien que la hausse de la consommation soit très faible, les disparités régionales s’accroissent. Certaines régions consomment de plus en plus, d’autres de moins en moins, on assiste à des déplacements de populations, etc.

Le détail des investissements de RTE figure dans notre schéma décennal de développement, publié tous les ans. Comme pour tout le réseau européen, il y a trois principales raisons à notre développement : le changement de forme de la consommation ; le changement de forme de la production, que l’on constate en dépit de l’absence de grande décision sur le futur mix énergétique ; l’amélioration de l’interconnexion du réseau, qui nous amène, entre autres, à développer l’interconnexion avec l’Espagne et l’Italie de manière à tirer le meilleur parti de la production.

À titre d’exemple, nous sommes en bonne voie pour achever une liaison avec l’Espagne, où, à l’heure actuelle, il n’est pas rare que la production d’électricité renouvelable soit arrêtée. C’est arrivé lors de la semaine de Pâques 2013 pour l’ensemble de la production éolienne et pour une partie de la production photovoltaïque, qui se trouvaient alors gratuites et abondantes du fait de la situation de quasi-île électrique de l’Espagne.

M. le rapporteur. Ce n’était donc pas un arrêt pour des raisons météorologiques mais un arrêt volontaire du fait d’une surproduction.

M. Pierre Bornard. Le système devenait ingérable. Il fallait arrêter ces productions pour éviter le black-out.

L’interconnexion de l’Italie est également insuffisante, avec les mêmes excédents de production renouvelable à certains moments mais aussi des excédents de production thermique au fioul que l’on pourrait économiser.

Dans le même ordre d’idées, RTE travaille actuellement à un projet avec l’Irlande, où l’éolien connaît un grand essor mais où la production de base est insuffisante. Relier l’Irlande au continent via la France serait une bonne décision pour la collectivité.

Enfin, notre schéma décennal prévoit le renouvellement d’ouvrages vétustes.

Mme Sabine Buis, présidente. Qu’en est-il des conséquences de la fermeture de la centrale de Fessenheim ?

M. Pierre Bornard. Cette centrale injectant de la puissance dans une zone où d’autres fermetures ont eu lieu du côté allemand, des enjeux de gestion du réseau se posent. En conséquence, RTE a décidé d’installer sur ses lignes des contrôleurs-déphaseurs de manière à contrôler les flux, qui risquent de devenir excessif sur les lignes nord-sud en Alsace en raison de la situation en Allemagne. Ces « robinets » devraient être en fonction en 2016.

Du point de vue de l’équilibre entre l’offre et la demande, nous avons publié l’analyse des conséquences de l’arrêt de deux réacteurs de 900 MW dans notre bilan prévisionnel de 2013. Même si, globalement, les marges de sécurité se réduisent, nous continuons à respecter le critère de sécurité d’approvisionnement tel que la loi française le définit. Nous menons en outre des études poussées avec nos collègues allemands pour identifier qui sera touché et pour trouver des solutions communes.

Mme Sabine Buis, présidente. Vous avez mentionné le décalage entre le développement de la production d’électricité photovoltaïque en Italie et la construction d’infrastructures de transport. Une des réponses ne pourrait-elle pas être l’autoproduction et l’autoconsommation ?

M. Pierre Bornard. C’est un sujet dont on parle beaucoup. Le concept est très séduisant. Il faut à la fois en explorer toutes les implications techniques et le considérer avec un peu de recul. Beaucoup de graphiques existent sur les moments où l’on produit de l’énergie solaire et les moments où on la consomme. En poussant le raisonnement jusqu’à la caricature, lorsque la personne est partie en vacances, le panneau photovoltaïque installé sur son toit produit beaucoup et l’autoconsommation est nulle. De même, si elle rentre du travail à 19 heures, elle aura besoin d’une énergie que le panneau ne peut plus produire.

En résumé, je considère les dispositifs d’autoconsommation avec beaucoup de sympathie s’ils sont globaux, avec beaucoup d’antipathie s’ils sont locaux. Sur un maillage aussi large que possible – le niveau pertinent est l’Europe –, on peut utiliser très intelligemment cette énergie produite en milieu de journée et lui substituer une autre source à 19 heures. Mais l’idée assez répandue d’une autarcie énergétique à un niveau très local conduit à de grandes difficultés à la fois techniques – sans moyens économiques de stockage, les défaillances seront inévitables – et économiques – sans le foisonnement et l’optimisation d’ensemble, les coûts augmenteront fortement.

Cette idée recèle cependant de vrais gisements. Il convient de consommer localement autant que possible et certaines utilisations sont tout à fait pertinentes. En Italie du sud, il n’est pas absurde qu’un supermarché alimente sa climatisation par des panneaux photovoltaïques, puisque sa consommation correspondra aux moments où le soleil et la chaleur sont à leur maximum. Il faut porter un regard lucide sur les différents cas de figure. Comme je l’ai dit, on peut tout faire ; la seule erreur, c’est le déni de la réalité.

Mme Sabine Buis, présidente. Vous l’avez dit dans votre intervention liminaire : « Le mix énergétique de demain relève de la décision politique. Quoi que l’on décide, nous saurons le faire techniquement. » On devrait donc pouvoir avancer sur tous les terrains !

M. Pierre Bornard. J’aurais pu ajouter un codicille : tout a un coût ! Nous avons des ingénieurs brillants, capables de trouver des solutions à tout, mais ces solutions peuvent revenir très cher. La décision doit donc être globale.

M. le rapporteur. Le problème des périodes de pointe a aussi un coût !

M. Pierre Bornard. Lorsque j’ai commencé ma carrière, la France était alimentée essentiellement par des petites centrales à charbon ou au fioul, d’une puissance comprise entre 125 et 250 MW. Après que l’on eut pris la décision de passer à un vaste programme nucléaire, mes collègues plus âgés étaient persuadés que cela ne marcherait pas. Ils estimaient que de grosses installations n’auraient pas la souplesse nécessaire. Or nous l’avons fait ! De même, il m’est arrivé d’entendre qu’il devenait impossible d’exploiter un système électrique à partir de 10 % d’énergies renouvelables. Nos collègues allemands – et nous-mêmes à certains endroits – ont démontré le contraire. Bien sûr, il existe des conditions dans lesquelles on n’y arrive pas. L’objectif est de les anticiper et de les modifier.

Mme Sabine Buis, présidente. Je vous remercie pour la clarté de votre présentation et de vos réponses.

Audition de M. Jean-Philippe Bucher, président-directeur général de FerroPem

(Séance du jeudi 16 janvier 2014)

Un document mis à la disposition de la commission d’enquête est accessible à la fin de la version PDF du présent compte rendu, à l’adresse suivante :

www.assemblee-nationale.fr/14/pdf/cr-cenucleaire/13-14/c1314007.pdf

Mme Sabine Buis, présidente. Nous avons le plaisir d’accueillir M. Jean-Philippe Bucher, président-directeur général de FerroPem, accompagné de MM. Laurent Neulat, directeur énergie, et Benoist Ollivier, directeur des opérations France.

Nous serons heureux, monsieur Bucher, d’entendre le point de vue d’un industriel électro-intensif sur le fonctionnement du marché de l’électricité. Ces entreprises ont en effet plus que toutes les autres besoin de disposer d’électricité à un prix modéré et stable, la part de la fourniture d’énergie dans leur facture d’électricité pouvant atteindre les quatre cinquièmes, soit une proportion très nettement supérieure à celle des autres composantes – transport, distribution, commercialisation et taxes. Se pose donc pour elles la question du coût auquel elles peuvent accéder à l’électricité nucléaire historique.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demanderai, monsieur Bucher, de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Jean-Philippe Bucher prête serment)

M. Jean-Philippe Bucher, président-directeur général de FerroPem. Je représente effectivement ici un gros consommateur d’électricité, et je suis là pour témoigner du fait que le prix de l’électricité en France constitue pour notre entreprise un enjeu de survie – d’ici à deux ans.

FerroPem est une PME dont le chiffre d’affaires s’élève à 400 millions d’euros par an environ. Nous exportons 85 % de notre production et nous sommes leader mondial dans notre secteur, la production de silicium – le silicium est notamment utilisé comme matière première par l’industrie du photovoltaïque, marché, vous ne l’ignorez pas, en plein développement. Nous sommes donc aujourd’hui apparemment une société prospère.

Mais notre compétitivité dépend de trois facteurs dont la maîtrise nous échappe : le taux de change entre euro et dollar ; les protections douanières contre les pratiques agressives de la Chine, qui cherche à s’assurer une suprématie mondiale dans le domaine des métaux – celles dont nous bénéficions aujourd’hui ont été arrêtées par l’Union européenne il y a vingt-cinq ans ! ; enfin, le prix de l’énergie, qui représente environ 30 % de nos coûts.

Notre survie est en jeu à échéance de deux ans parce que la compétitivité de notre électricité est doublement menacée. D’une part, alors que nous sommes l’un des derniers industriels à avoir conservé les tarifs publics régulés d’EDF, ceux-ci vont disparaître à la fin de l’année prochaine. D’autre part, les contrats hydrauliques dont nous bénéficions pour des raisons historiques disparaissent aujourd’hui progressivement. Nos coûts d’électricité sont déjà en train d’augmenter mais vont subir une hausse brutale au 31 décembre 2015.

Or les solutions de remplacement existantes, comme l’ARENH (accès régulé à l’électricité nucléaire historique), condamnent notre compétitivité.

Nous intervenons sur un marché mondial extrêmement concurrentiel. Aujourd’hui, nous ne sommes plus en mesure d’investir pour nous développer en France, par manque de visibilité sur le prix de l’énergie ; si nous passons des tarifs verts à l’ARENH au 31 décembre 2015, les simulations que nous avons faites avec EDF nous font passer, en termes de compétitivité, du premier tiers aux tout derniers rangs. Nous serons dès lors les premiers à disparaître en période de crise. C’est aussi simple que cela !

Depuis des dizaines d’années, nous avons travaillé avec EDF, puis par nos propres moyens, à améliorer le profil de notre consommation. Ressemblant en cela aux industriels de l’aluminium, nous avons un facteur de charge très important : quand nos usines tournent, c’est en moyenne à 85 % de la puissance maximale, mais dans des conditions de stabilité qui facilitent l’exploitation des réseaux et des centrales, notamment nucléaires. Nous avons également investi dans des technologies qui nous permettent, à l’inverse, d’être extrêmement flexibles et de disparaître du réseau en quelques secondes si on nous le demande ; cet effacement peut durer quelques secondes, quelques minutes, quelques heures, voire quelques mois. Enfin, notre industrie est née en même temps que l’hydroélectricité et nos usines, installées dans les vallées des Alpes principalement mais aussi des Pyrénées, se sont développées il y a une centaine d’années en même temps que la houille blanche, de manière à pouvoir consommer l’électricité à l’endroit même où elle produite… Notre proximité avec les sources d’énergie fait que nous n’avons pas de coûts de transport, techniquement parlant, et indépendamment de la politique tarifaire – quelques centrales d’EDF sont même intégrées à nos sites.

Mais, comme je l’ai dit, nous ne nous développons plus en France. Chargé au sein de notre actionnaire FerroAtlantica des développements stratégiques du groupe, je négocie l’accès pour notre industrie à des contrats d’énergie dans tous les pays du monde qui disposent de ressources énergétiques importantes. Pour être compétitifs, il nous faut en effet un prix du mégawattheure rendu aux bornes de nos usines qui se tienne en dessous de 30 dollars – au delà, tout développement est exclu. Pour simplement maintenir notre activité, ce prix ne doit pas dépasser quelque 40 dollars, soit 30 euros.

En France, l’enjeu pour nous est par conséquent de travailler avec les pouvoirs publics et avec les opérateurs de l’énergie à des solutions qui nous permettent d’atteindre, au 1er janvier 2016, sinon le niveau autorisant un développement de notre entreprise, à tout le moins le niveau qui lui permette de survivre. Nous nous présentons donc devant vous comme une PME dont les comptes sont aujourd’hui rassurants, mais qui se dirige tout droit vers un gouffre.

Il est possible, nous en sommes convaincus, de trouver ces solutions, mais elles ne dépendent pas de nous. Ce qui est en jeu, je le répète, c’est l’entreprise avec ses usines et ses emplois, mais c’est aussi l’exploitation de certaines ressources nationales : si nous sommes leader mondial, c’est parce que notre pays dispose de réels atouts – minerai, proximité des clients, réseau de transport structuré, bonne infrastructure de recherche et développement… Notre disparition reviendrait à gâcher ces ressources !

Autrefois filiale de Pechiney, nous en sommes parvenus à un stade auquel ne sont pas arrivés les industriels de l’aluminium. Grâce au repreneur que nous avons trouvé en 2005, FerroPem est devenue une PME, avec des coûts de structure réduits et une forte concentration sur son métier. Cette taille d’entreprise nous convient bien et notre actionnaire joue le jeu, mais nous n’avons d’autre ressource pour survivre que de régler ce problème du coût de l’énergie.

Mme Sabine Buis, présidente. Merci de cette description aussi claire qu’inquiétante. Les PME sont nombreuses dans le secteur énergétique et il nous paraît très important de leur permettre de faire entendre leur voix.

En Allemagne, les industries électro-intensives sont exonérées, au moins en partie, des coûts de transport. Est-ce une possibilité que vous excluez pour la France ?

M. Jean-Philippe Bucher. Les solutions pour atteindre un niveau de 30 euros par mégawattheure rendu aux bornes de nos usines sont certainement multiples, et je ne suis pas entré dans le détail.

Compte tenu de notre proximité avec l’industrie hydraulique, nous aurions souhaité prendre part au processus de renouvellement des concessions hydroélectriques d’EDF. Nous sommes également prêts à contribuer le cas échéant, y compris en capital – à notre mesure, bien entendu –, au financement de la prolongation de la vie des centrales nucléaires. Pour ce qui est des coûts de transport, la référence à l’Allemagne ne me semble pas de mise : nous sommes désormais le seul électrométallurgiste de taille critique en Europe, nos concurrents se trouvant aujourd’hui en Amérique du nord, en Asie et au Moyen-Orient. Le seul pays européen où l’énergie est encore compétitive, c’est l’Islande, qui dispose d’énergie hydraulique à profusion mais qui est coupée des marchés et de l’approvisionnement en matières premières.

Pour parler franchement, je n’ai pas la compétence pour dire exactement comment il faut agir. Nous savons ce que nous pouvons apporter au réseau grâce à notre flexibilité et à la régularité de notre consommation, et nous pouvons encore améliorer le profil de celle-ci. Pour le reste, la mise au point de solutions sous l’angle technique ou administratif ne dépend pas de nous. Il n’y a certainement aucune recette magique, ne serait-ce qu’en raison de la surveillance exercée par l’Union européenne – surveillance qui n’existe pas sur les autres continents, où je négocie avec des gens qui cherchent plutôt à proposer des prix situés en deçà des tarifs publics.

Nous continuons de parler avec les responsables d’EDF, avec qui nous collaborons depuis cinquante ans, mais, aujourd’hui, nos intérêts sont contradictoires : ils nous considèrent comme de mauvais clients car, à leurs yeux, nous ne payons pas l’électricité assez cher.

M. Denis Baupin, rapporteur. Merci de votre témoignage : la question des industries électro-intensives, et plus largement énergo-intensives, doit effectivement être prise en considération pour mener à bien la transition énergétique.

Comme l’Allemagne, la France a adopté certaines mesures en faveur des industriels électro-intensifs, mais ces dispositions sont aujourd’hui fragiles juridiquement, différents recours ayant été déposés auprès de la Commission européenne pour distorsion de concurrence. Il faudra donc élaborer un dispositif juridiquement solide.

On entend souvent dire que l’électricité est très peu chère en France ; or vous semblez dire le contraire : pourriez-vous développer ce point ?

Je ne comprends pas du tout pourquoi vous vous vous déclarez prêt à participer au financement de la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires : en quoi cela influerait-il sur le coût de l’électricité, et donc sur le prix que vous payez ?

M. Jean-Philippe Bucher. Nous sommes conduits à nous intéresser aux prix de l’électricité à l’échelle mondiale pour mener à bien notre développement stratégique et nous avons établi une short list de pays et de régions où nous pourrions obtenir de l’électricité à bon marché. Y figurent l’Islande, le Canada et les États-Unis, le Moyen-Orient, la Russie dans sa partie sibérienne, la Malaisie. La plupart ont en effet fortement investi dans la production hydraulique – c’est le cas en Sibérie, au Québec et en Malaisie – ou thermique – ainsi les États-Unis, avec le gaz de schiste, et le Moyen-Orient.

Je ne peux pas donner trop de détails car nos contrats comportent des clauses de confidentialité, mais on peut trouver, même dans certains pays européens, des prix inférieurs à 30 dollars par mégawattheure et, dans le Golfe persique, des tarifs de 15 euros ! En tout état de cause, aucun des pays que j’ai cités ne pratique des prix supérieurs à 40 dollars et, la plupart du temps, il s’agit de tarifs publics, non négociés donc, accordés aux industriels grands consommateurs d’électricité pour les alimenter en tension de l’ordre de 200 kiloVolts. Je précise qu’il s’agit à chaque fois de prix aux bornes de l’usine, donc transport compris.

Nous arrivons également à négocier des clauses d’indexation sur vingt ans, avec des plafonds d’augmentation de 2,5 % par an. C’est pour nous la garantie d’un prix compétitif sur toute la durée d’un investissement. On peut certes s’interroger sur la stabilité des prix que peut garantir un pays comme les États-Unis, où la pérennité de l’exploitation des gaz de schiste fait question, mais aucune volatilité de ce genre n’est à redouter lorsqu’il s’agit d’énergie hydraulique.

Les pays que j’ai cités offrent donc des tarifs, et souvent, je le redis, des tarifs publics, bien plus faibles que l’ARENH.

L’idée de contribuer à la prolongation de la vie des centrales nucléaires françaises est une vieille idée. Le groupe FerroAtlantica est un groupe familial, non coté en bourse, qui exploite des centrales hydrauliques et des centrales thermiques à gaz, mais dont le dirigeant, aujourd’hui âgé de 82 ans, admire depuis longtemps le programme nucléaire français et regarde avec envie notre situation en matière énergétique ; soucieux de garantir durablement l’approvisionnement de son groupe mais aussi de prendre part à ce qu’il regarde comme une aventure prestigieuse, il est disposé, non seulement à participer au processus de renouvellement des concessions hydrauliques, mais aussi à investir personnellement dans cette prolongation de la vie de nos centrales. Ce projet peut prêter à polémique mais c’est dire que nous ne sommes pas venus ici seulement pour pleurer et tendre la main : j’ai reçu aussi pour mandat de faire état de cette proposition de mobiliser du capital pour trouver des solutions.

(Présidence de M. François Brottes, président de la commission d’enquête).

M. le président François Brottes. Il faut absolument que nous prenions tous conscience qu’aujourd’hui, la France et l’Europe ont beaucoup perdu de leur attractivité pour des industries très énergivores : le risque de délocalisation est dès lors bien réel, comme le montre votre propos.

M. Jean-Philippe Bucher. Nous ne pouvons effectivement envisager aucun développement en France, et des délocalisations sont bien sûr à craindre si les choses devaient tourner au pire pour nous.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Il faut aussi souligner que vos usines, installées dans des fonds de vallée, ont également, de ce fait, des charges de transport importantes, puisque vos usines sont situées sur des sites reculés.

Vous avez dit votre volonté de poursuivre votre partenariat historique avec l’industrie hydroélectrique : sachez que je me penche sur ce dossier avec le président Brottes et que nous serons très attentifs à ce point.

Pour anticiper la fin des tarifs préférentiels, condamnés par l’Europe, vous pratiquez depuis plusieurs années une forte politique d’effacement, souvent sur de longues périodes, mais cette politique n’a-t-elle pas atteint aujourd’hui ses limites ?

M. Jean-Philippe Bucher. Nous avons collaboré avec EDF sur ce dernier sujet pendant de nombreuses années, ce qui nous a permis de bénéficier de tarifs d’effacement de longue durée. Nous continuons à bénéficier des tarifs EJP (effacement des jours de pointe). Nous pratiquons également la saisonnalisation, c’est-à-dire l’arrêt de nos activités l’hiver – avec les contraintes que cela emporte pour nous – afin de permettre un effacement complet de longue durée.

Je voudrais remercier ici le président Brottes pour son rôle dans la promotion des effacements de courte durée.

M. le président François Brottes. C’est maintenant tout le Parlement qu’il faut remercier !

M. Jean-Philippe Bucher. Nous travaillons sur ces effacements de courte durée, effectués sans préavis, depuis plusieurs années. Mais alors que la législation semble aller dans le bon sens, la réalité nous déçoit : les appels d’offres pour les effacements de l’année 2014 et probablement de l’année 2015 marquent une régression. Nous vivons plutôt mal d’en avoir été écartés au profit d’entreprises utilisant des groupes électrogènes diesel déjà amortis : c’est un non-sens économique et une absurdité du point de vue environnemental.

La politique d’EJP, c’est-à-dire la valorisation de l’effacement, ne cesse de s’affaiblir depuis dix ans. Nous sommes convaincus qu’à terme les effacements prendront toute leur valeur, mais nous pensons qu’il ne faudrait pas laisser la part belle aux producteurs : c’est en effet les inciter à investir dans des moyens destinés à faire face aux périodes de pointe, moyens qui, amortis ou non, finiront par être intégrés dans le réseau de production d’électricité, contribuant à tarir encore l’aide accordée aux industries électro-intensives tout en provoquant des dommages à l’environnement.

M. le président François Brottes. Merci de cet hommage rendu aux vertus de l’effacement, que j’ai effectivement pris l’initiative, dans une proposition de loi, de valoriser. Je me suis récemment ému d’un avis de l’Autorité de la concurrence, qui considérait que cette pratique pouvait porter préjudice aux producteurs, comme si le meilleur moyen de tuer un tel dispositif n’était pas, précisément, d’y laisser entrer les producteurs – mais quand ceux-ci ne peuvent pas entrer par la porte, ils passent par la fenêtre ! Je m’en suis expliqué avec le président de l’Autorité de la concurrence, dont la position devrait être revue, mais cela montre les résistances que peut rencontrer tout nouveau dispositif, fût-il destiné comme celui-ci à économiser l’énergie. Pour l’imposer, la loi ne suffit pas toujours…

M. Yves Blein. Le problème des industries qui consomment beaucoup d’énergie est effectivement majeur, puisque l’électricité coûte de plus en plus cher en France et en Europe – et on ne voit pas comment cette tendance pourrait s’inverser compte tenu de la diversification en cours de notre bouquet énergétique – tandis qu’on trouve ailleurs des prix du mégawattheure quasi dérisoires, auxquels nous ne pouvons espérer descendre : 15 euros parfois, avez-vous dit, quand on en est chez nous à 43 euros, transport non compris.

M. le président François Brottes. Avec le transport, on en arrive à un rapport de un à cinq. Si l’on veut réindustrialiser, c’est un problème dont il faut s’occuper.

M. Jean-Philippe Bucher. Au Québec, le tarif consenti aux industriels électro-intensifs se situe aux alentours de 40 dollars par mégawattheure mais, pour le gouvernement québécois avec lequel je négocie actuellement, il ne s’agit que d’une référence plafond. Les responsables avec qui je discute sont prêts à faire des efforts substantiels pour attirer les entreprises.

Pour nous, je le redis une dernière fois, le coût de l’électricité est une question de survie à très court terme. J’agite donc un chiffon rouge, alors même que nos résultats financiers sont tout à fait rassurants. Nous sommes une industrie cyclique : nous arrivons à gagner un peu d’argent en bas de cycle – et, bien sûr, beaucoup plus en haut de cycle – et nous avons traversé la crise de 2009 sans enregistrer de pertes. Cela risque de ne plus être le cas dès demain matin.

M. le président François Brottes. Voilà qui doit nourrir notre réflexion : il en va de la survie de l’industrie en Europe.

Audition de M. Andreas Rüdinger, chercheur « Politiques climatiques et énergétiques » à l’IDDRI (Institut du développement durable et des relations internationales)

(Séance du jeudi 23 janvier 2014)

Un document mis à la disposition de la commission d’enquête est accessible à la fin de la version PDF du présent compte rendu, à l’adresse suivante :

www.assemblee-nationale.fr/14/pdf/cr-cenucleaire/13-14/c1314008.pdf

M. le président François Brottes. Nous avons le plaisir d’accueillir M. Andreas Rüdinger, chercheur en politiques climatiques et énergétiques à l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI).

Notre commission entame ainsi l’étude de la place présente et future de la filière dans différents pays voisins. Nous évoquerons d’abord le cas de l’Allemagne, puis ceux de la Grande-Bretagne et de la Belgique.

Le rapporteur et moi-même avons souhaité organiser ces auditions de manière à permettre l’expression simultanée de deux voix : celle d’un expert, dont nous attendons qu’il décrive de façon aussi objective que possible la situation dans le pays concerné, et celle d’un acteur opérationnel, qui nous dira comment, le cas échéant, il s’adapte aux nouvelles conditions d’exercice de son métier.

Cependant, les interlocuteurs que nous avons sollicités pour représenter le secteur électrique allemand nous ont fait savoir que le gouvernement de leur pays consacrera demain une réunion importante à ce sujet, qui infléchira sans doute la trajectoire et changera la perspective. Ils ont jugé peu opportun de présenter à notre commission des analyses qui risqueraient de devenir sans objet le lendemain même. Nous les entendrons donc plus tard.

M. Rüdinger connaît bien le contexte énergétique allemand et est l’auteur de nombreuses publications sur la transition énergétique.

Avant de vous donner la parole, monsieur, je vous demande, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Andreas Rüdinger prête serment)

M. Andreas Rüdinger, chercheur en politiques climatiques et énergétiques à l’Institut du développement durable et des relations internationales (IDDRI). Je remercie votre commission de me donner l’occasion de présenter ces travaux de recherche. J’espère qu’ils lui seront utiles.

Cette audition vient à point nommé : non seulement nous avons fêté hier le cinquante et unième anniversaire du traité de l’Élysée, mais beaucoup de choses se passent actuellement en Allemagne concernant la transition énergétique.

Je commencerai par un rappel historique des principales étapes du tournant énergétique allemand et du rôle qu’y joue la sortie du nucléaire. J’aborderai ensuite l’évolution du système électrique allemand dans le contexte, pour le moins turbulent, du marché européen de ces dernières années. Je terminerai par quelques réflexions sur les aspects économiques.

La décision de l’Allemagne de sortir du nucléaire remonte à la coalition SPD-Verts de 1998. Elle trouve sa traduction dans deux textes principaux. Le premier est l’accord passé en 2000 avec les industriels de l’électricité pour poser le principe d’une sortie définitive et pour mettre en œuvre un mécanisme de flexibilité qui permettait aux opérateurs de prolonger certaines centrales au-delà de la durée de vie maximale de trente-deux ans en leur transférant le « productible restant » d’autres centrales, à des fins d’optimisation du parc.

M. le président François Brottes. Que signifie le « productible restant » ?

M. Andreas Rüdinger. En principe, les centrales ne doivent pas dépasser une durée de vie de trente-deux ans. On a cependant souhaité optimiser ce parc vieillissant en donnant la possibilité aux opérateurs exploitant plusieurs centrales d’en fermer une plus tôt et de transférer le quota restant sur une autre centrale pour en prolonger d’autant le fonctionnement au-delà de trente-deux ans.

Dans ce dispositif, la date définitive de sortie dépend en partie des choix réalisés par les opérateurs et ne peut donc être strictement établie. D’après le calendrier fixé en 2002 sur la base de ce mécanisme, il était néanmoins estimé que la sortie serait complète vers 2024.

M. le président François Brottes. J’imagine qu’une autorité indépendante se prononce aussi, à partir de données techniques, sur la prolongation des centrales.

M. Andreas Rüdinger. Il faut bien entendu l’autorisation de l’autorité allemande de sûreté. Mais c’est l’accord politique qui avait posé le principe des trente-deux ans de durée moyenne. Le choix par l’opérateur de transférer le productible d’une centrale à une autre n’équivaut pas à la décision, en France, de prolonger la durée de vie d’une centrale.

Le second grand texte est la réforme de la loi sur le nucléaire menée en 2002, qui confirme l’objectif de sortie complète vers 2024.

Dès le début des années 2000, donc, on parle en Allemagne d’un « tournant énergétique » comprenant trois objectifs globaux : la réduction des émissions de gaz à effet de serre, le développement des énergies renouvelables et l’amélioration de l’efficacité énergétique. Dans cet ensemble, la sortie du nucléaire est un symbole très fort, mais n’est pas le seul enjeu. Je tiens à le préciser, car on lit souvent des articles consacrés au « coût de la sortie du nucléaire » en Allemagne alors qu’il est pratiquement impossible d’isoler un tel élément. L’évaluation économique doit prendre en compte l’ensemble de la transition.

J’en veux pour preuve, d’ailleurs, les décisions prises après 2002. La coalition CDU-FDP formée en 2009 décide par exemple de retarder de douze années en moyenne la sortie du nucléaire, pour une sortie définitive en 2036, mais ne remet pas en cause le principe même de la sortie, eu égard à l’analyse des risques et aux alternatives disponibles. En contrepartie de cette prolongation, le gouvernement allemand demande aux grands électriciens une contribution financière qui emprunte deux circuits : d’une part, pour une recette estimée à 2,3 milliards d’euros sur la base de la production nucléaire de 2009-2010, la taxe sur le combustible nucléaire, toujours en vigueur aujourd’hui et qui fait l’objet de recours juridiques ; d’autre part une contribution exceptionnelle au financement de la transition énergétique, qui est restée dans les limbes puisque la nouvelle réforme de la loi sur le nucléaire, votée à la fin de l’année 2010, a fait l’objet de trois recours devant la Cour constitutionnelle allemande pour vice de procédure – en particulier parce que la chambre haute n’avait pas été saisie.

M. le président François Brottes. De qui les recours émanaient-ils ?

M. Andreas Rüdinger. Le premier a été formulé par la société civile le 3 février 2011. Un deuxième a été déposé le même mois par six Länder et un troisième par des partis d’opposition, le SPD et Les Verts.

M. le président François Brottes. Portaient-ils sur cette contribution en tant que telle ?

M. Andreas Rüdinger. Ils portaient sur la réforme dans son ensemble et sur la décision de retarder la sortie de 2024 à 2036.

M. le président François Brottes. En d’autres termes, si l’on n’a pas mis en place la contribution, c’est parce que l’arrangement global n’a pas été validé.

M. Andreas Rüdinger. On a en effet mis en suspens l’application de cette loi dans l’attente de la décision de la Cour constitutionnelle. C’est alors qu’est survenu l’accident nucléaire de Fukushima. Trois jours après, la chancelière Merkel décidait de fermer les huit réacteurs les plus anciens en Allemagne, ceux dont la construction était antérieure à 1980. On a beaucoup parlé en Europe de cette décision, qualifiée d’abrupte et de radicale, mais ces centrales auraient de toute façon dû fermer avant la fin de 2012, en application de l’échéancier initial de sortie du nucléaire. Certes, il y avait là quelque chose de radical, mais on ne peut affirmer que cela n’aurait pas pu être anticipé. Le système allemand était préparé pour répondre à une telle éventualité.

Le nouveau paquet législatif adopté en juin 2011 comportait six textes, dont une nouvelle réforme de la loi sur le nucléaire, un dispositif d’accélération du développement des infrastructures de réseau et des mesures relatives aux pouvoirs des collectivités en matière de transition énergétique. Il a fait l’objet d’un quasi-consensus, puisque 83 % des députés l’ont voté. Seul le Parti de gauche s’y est opposé, mais parce qu’il estimait qu’il fallait mettre en œuvre encore plus rapidement la sortie du nucléaire.

Comment le système électrique allemand a-t-il répondu à ce défi ?

Je veux tout d’abord réfuter l’idée selon laquelle l’arrêt des centrales nucléaires aurait été compensé par une hausse de la production d’électricité à partir de combustible fossile, en particulier de charbon.

M. le président François Brottes. Vous voulez dire que l’Allemagne produit son électricité sans charbon ?

M. Andreas Rüdinger. Non, bien sûr, mais je veux démontrer que la hausse de cette production ne vient pas compenser la réduction de la production d’origine nucléaire.

Entre 2010, dernière année de pleine production nucléaire en Allemagne, et 2013, la part du nucléaire dans le mix énergétique baisse de 43,6 TWh. Elle est presque intégralement compensée, du moins en volume, par l’augmentation de la production renouvelable, qui atteint 42,3 TWh. Dans le même temps, la consommation intérieure d’électricité se réduit de 19 TWh, soit l’équivalent de deux réacteurs nucléaires, et ce en dépit d’un rattrapage économique fort après la crise de 2008 et de trois années successives de croissance en Allemagne. Dès lors, on peut estimer que l’efficacité énergétique connaît, au moins en partie, une amélioration structurelle dans le secteur de l’électricité.

Le solde exportateur net d’électricité de l’Allemagne a également connu une augmentation significative ces trois dernières années, pour atteindre en 2013 un record historique de 33 TWh. Ce n’est d’ailleurs pas forcément une bonne chose.

M. le président François Brottes. La cause en est sans doute la production importante d’énergie « fatale ».

M. Andreas Rüdinger. Non, ou pas uniquement.

Enfin, selon les statistiques de Réseau de transport d’électricité (RTE), l’Allemagne a été exportatrice nette vis-à-vis de la France tous les mois de l’année 2012.

Pour en revenir à l’électricité issue du charbon, cette production a augmenté, en Allemagne, de 9 % entre 2010 et 2013. Je pourrai également, si vous le souhaitez, vous communiquer un bilan de la production d’électricité en Allemagne selon les sources pour les dix dernières années. Cependant, dans le même temps, la production d’électricité thermique à partir d’énergies fossiles – charbon, gaz et fioul cumulés – n’a pas augmenté : elle a même baissé de 2 TWh. Voilà pourquoi je dis que ce n’est pas le charbon qui a compensé le nucléaire : en l’état, et toutes choses égales par ailleurs, il aurait fallu non seulement que la production au charbon augmente, mais que ce soit également le cas de l’ensemble de la production d’électricité à partir d’énergies fossiles.

Ce qui se dessine en arrière-plan est un phénomène plus global – notamment en Europe – de transfert de la production au gaz vers la production au charbon. Les experts de RTE et de la bourse EPEX Spot vous ont déjà décrit le fonctionnement du marché et l’évolution des fondamentaux, avec l’afflux de charbon sur les marchés mondiaux sous l’effet de l’exploitation du gaz de schiste aux États-Unis. Parmi les autres facteurs, la demande chinoise de charbon a été moins forte ; le prix du gaz, du fait de l’indexation sur le prix du pétrole, a augmenté en Europe ; enfin, le prix des certificats d’émission de CO2 a chuté, ce qui a considérablement amélioré le bénéfice procuré par la production au charbon par rapport aux années précédentes. En revanche, la rentabilité de la production au gaz, qui se mesure à partir de la différence entre le prix du gaz à l’achat et le bénéfice que l’on peut tirer de l’électricité vendue sur le marché, n’a pas seulement baissé, elle est devenue négative. Les opérateurs s’exposent donc à perdre de l’argent en produisant de l’électricité à partir de gaz.

Le phénomène, plus ou moins accentué selon le mix électrique des pays, touche l’ensemble de l’Europe. En Allemagne, la production au gaz a diminué de 23,3 TWh entre 2010 et 2013, tandis que la production au charbon augmentait de 23,1 TWh, soit presque le même volume.

M. le président François Brottes. Sans doute faut-il y voir l’effet gaz de schiste.

M. Andreas Rüdinger. Pas uniquement. Une analyse économétrique serait nécessaire, mais elle est très difficile à envisager du fait de l’absence de référentiel, c’est-à-dire de scénario alternatif permettant d’évaluer exactement le poids de chaque facteur. Toujours est-il que le gaz de schiste n’explique pas tout. Son effet sur le prix du charbon aurait pu, en théorie et si nous avions eu la réactivité nécessaire au niveau européen, être compensé par une hausse substantielle du prix des certificats d’émission de CO2. Or ce prix a chuté simultanément, augmentant le différentiel entre charbon et gaz.

L’Europe devrait également peser davantage pour négocier à la baisse les contrats d’approvisionnement en gaz de l’Europe – actuellement gérés de façon bilatérale – dans un contexte d’augmentation de la production mondiale.

M. le président François Brottes. En résumé : le charbon tue le gaz ; si le charbon a baissé, c’est à cause du gaz de schiste ; nous aurions pu nous défendre, mais nous ne l’avons pas fait.

M. Andreas Rüdinger. On aurait pu trouver une réponse politique.

M. le président François Brottes. Il n’en reste pas moins que le fait générateur de la baisse du prix du charbon est bien l’avènement du gaz de schiste sur le marché mondial.

M. Andreas Rüdinger. Le gaz de schiste joue un rôle important, mais il ne faut pas négliger la faiblesse structurelle de l’ETS (Emissions Trading System). Lorsque l’on a fixé le prix initial de la tonne de CO2 à 25 euros, on tablait sur une hausse des quotas. Or ils se sont totalement effondrés, atteignant un niveau de 3 à 4 euros la tonne l’année dernière.

L’augmentation de la production au charbon, je l’ai dit, n’est pas un phénomène allemand, mais européen. En France, où le parc de production fossile est beaucoup moins important, la production au gaz a diminué de 7,3 TWh entre 2011 et 2012, tandis que le charbon augmentait de 5 TWh. Quant à la Grande-Bretagne, que l’on oppose souvent à l’Allemagne dans ses choix de transition énergétique et que l’on cite en exemple dans la lutte contre le changement climatique, la production au charbon a augmenté de 32 TWh entre 2011 et 2012 – soit beaucoup plus qu’en Allemagne, alors que la consommation est nettement inférieure – et la production au gaz a baissé de 47 TWh. En Espagne, le charbon augmente sur la même période de 11,2 TWh, et le gaz diminue de 12 TWh. Il y a donc eu substitution entre ces deux sources de production en Europe. Le charbon a remplacé le gaz dans l’ordre de mérite des centrales.

M. le président François Brottes. Revenons-en aux chiffres qui, selon vous, montrent que la hausse du renouvelable aurait compensé la baisse de la production nucléaire en Allemagne. Que reflètent-ils ? Ce qui est produit et consommé sur le territoire allemand, ou ce qui est produit en Allemagne sans y être forcément consommé, qu’il s’agisse de l’électricité exportée ou de celle que produisent les éoliennes à des moments où on n’en a pas besoin ? Il faut comparer ce qui est comparable.

M. Andreas Rüdinger. Comme je l’ai bien précisé, ces chiffres traduisent l’évolution du volume de la production totale annuelle entre 2010 et 2013. Pour le reste, il est impossible de détecter l’origine d’un électron sur le réseau. On ne peut donc savoir si l’intégralité de la réduction de la production nucléaire a été compensée par la hausse du renouvelable. Cela dépend des dynamiques sur le marché européen, sachant qu’auparavant une grande partie de l’électricité nucléaire allemande était déjà exportée. Mais, à ce stade, je ne peux donner qu’un bilan statique en volume. Les énergies renouvelables comprennent assurément un facteur de variabilité important, qui demande un effort de flexibilité supplémentaire dans le réseau. L’argument selon lequel ce sont les centrales à charbon qui assurent cette flexibilité ne me semble cependant pas tout à fait fondé. Si tel était le cas, on assisterait à une évolution du facteur de charge de ces centrales : là où elles fonctionnent en base, elles devraient désormais moduler leur production en fonction de la production d’énergie renouvelable intermittente. Il n’en est rien. Dans la période considérée, leur facteur de charge n’a que légèrement augmenté pour des raisons économiques. Produire de l’électricité à partir de charbon en Europe est très rentable et les opérateurs font fonctionner leurs centrales autant qu’ils peuvent, que ce soit pour la consommation intérieure ou pour l’exportation.

M. le président François Brottes. En France, il ne nous reste plus beaucoup de charbon !

M. Andreas Rüdinger. L’Allemagne importe aussi une grande partie de son charbon.

M. le président François Brottes. Avez-vous analysé les courbes de production d’électricité et d’utilisation des différentes sources heure par heure ? RTE propose sur son site une application pour téléphone mobile qui permet de suivre en temps réel d’où vient l’électricité que l’on consomme. C’est le seul moyen de déterminer si une source en compense une autre. Les volumes annuels en disent beaucoup moins.

M. Andreas Rüdinger. J’ai ces chiffres, mais je pense que le fait de disposer du profil de consommation ne permet pas de mener l’évaluation jusqu’au bout. Si, comme c’est le cas en Allemagne, le parc fossile ne s’adapte pas entièrement à la variabilité des énergies renouvelables, doit-on considérer que ce sont les électrons « renouvelables » qui seront exportés ou les électrons « thermiques » ? Quoi qu’il en soit, je maintiens que le parc allemand de centrales à charbon a maintenu, voire augmenté son facteur de charge, et qu’il manque de flexibilité, aujourd’hui et dans les dix prochaines années, pour faire face à cette variabilité. C’est bien pourquoi nous avons besoin de centrales à gaz très performantes, avec un effet de rampe beaucoup plus rapide leur permettant de passer à 50 % de leur capacité de production en dix minutes et à 100 % en vingt minutes, ce qui est impossible pour des centrales à charbon vieilles de vingt ans.

M. le président François Brottes. Quelle est la part du lignite dans la production d’électricité en Allemagne ?

M. Andreas Rüdinger. En 2013, le lignite représentait 162 TWh, soit 26 % de la production totale d’électricité, et la houille 124 TWh, soit 20 %. La part du charbon est donc de 46 %.

La question du charbon est très importante, mais elle l’est pour toute l’Europe et pas seulement pour l’Allemagne. Il faut trouver d’urgence les moyens politiques d’assainir ce marché en augmentant le signal prix des quotas de CO2, afin notamment de structurer les décisions d’investissements futurs et pour instaurer une visibilité qui fait aujourd’hui défaut sur ce marché. On s’attendait à la disparition des capacités des centrales thermiques vieilles et polluantes sous l’effet conjugué de la directive sur les polluants atmosphériques et de la directive ETS. Or cela ne s’est jamais produit. Le parc des centrales à charbon ne s’est pas réduit en Europe. Il n’y a donc pas de place pour d’autres moyens de production décarbonés.

M. le président François Brottes. Ne pensez-vous pas que le phénomène a tout de même partie liée avec la décision de réduire le parc nucléaire ? Si l’on instituait une taxe carbone d’un montant plus vertueux, cela ne servirait-il pas les intérêts du nucléaire ? Si l’on ne s’y résout pas, c’est peut-être que l’on est dans une phase de transition où d’autres énergies renouvelables ne sont pas arrivées à maturité. Si l’Allemagne, la France et quelques autres grands pays étaient favorables à une hausse de la taxation des émissions de CO2, l’Europe devrait pouvoir y arriver. Cela ne dépend ni des Américains ni des Chinois !

M. Andreas Rüdinger. En théorie, l’augmentation du coût des émissions de CO2 devrait évidemment avantager le nucléaire, mais tout autant les énergies renouvelables.

Je rappelle que les mesures proposées par le nouveau ministre allemand de l’environnement, M. Sigmar Gabriel, visent à diminuer le surcoût des énergies renouvelables à l’avenir : elles n’affectent pas le surcoût historique, qui s’élève à 23 milliards d’euros au total. Pour diminuer le poids de cette charge historique, il faut d’abord influer sur le prix du marché européen, qui a atteint il y a quatre ans 70 euros le MWh pour retomber aujourd’hui au-dessous de 40 euros. Si ce prix revient à un niveau plus sain, la charge des énergies renouvelables baissera automatiquement, puisqu’elle est calculée sur la différence entre le prix du marché de gros et le tarif d’achat. L’Allemagne aurait tout intérêt, pour ce qui concerne du moins le coût des énergies renouvelables, à un assainissement du marché européen et à un renforcement des quotas de CO2. Mais, bien entendu, ce n’est pas l’intérêt des opérateurs de centrales à charbon.

M. le président François Brottes. Ces opérateurs ont-ils à voir avec la filière nucléaire ?

M. Andreas Rüdinger. Ce sont les mêmes : Vattenfall, qui est détenu par l’État suédois, RWE, EON et EnBW. Tous quatre exploitent à la fois des centrales nucléaires et des centrales thermiques à charbon. RWE possède même le plus grand parc de centrales à charbon d’Europe.

M. le président François Brottes. Mis à part EON, dont le projet de production à partir de la biomasse fait débat, ils sont peu présents en France.

Mais revenons-en à la réduction de la consommation intérieure allemande de 19 TWh. Quelle est la recette d’une telle prouesse ?

M. Andreas Rüdinger. C’est en grande partie une conséquence du signal prix très élevé.

M. le président François Brottes. Pour les particuliers. Les industriels allemands, en revanche, bénéficient de nombreux avantages. Ils ne paient pas le transport de l’électricité, par exemple.

M. Andreas Rüdinger. Ils ont beaucoup d’avantages par rapport aux ménages allemands. Par rapport aux industriels des autres pays, l’analyse mérite d’être approfondie…

Le prix moyen de l’électricité pour les particuliers atteint 26 à 27 centimes par kWh, alors que le tarif réglementé est en moyenne de 14,3 centimes en France. La différence est presque du simple au double. Elle a évidemment un effet sur les comportements, notamment sur les achats d’équipements. Une étude comparative des systèmes énergétiques français et allemand publiée en 2011 par l’IDDRI et l’association Global Chance a montré que la consommation d’électricité « spécifique » – appareils électriques et éclairage, mais pas chauffage et chauffe-eau – par habitant était au même niveau dans les deux pays en 1998.

C’est à cette date que commence le tournant énergétique allemand, avec l’instauration d’une taxe « écologique » sur l’électricité dont les recettes – 6 milliards d’euros par an – sont affectées à l’abaissement des charges sociales sur le travail. L’Allemagne a ensuite connu une augmentation régulière des tarifs de l’électricité, imputable au surcoût des énergies renouvelables à hauteur de 40 % environ, à deux hausses de la TVA, à la hausse d’autres contributions, à une légère hausse des charges de réseau et à une augmentation de la marge bénéficiaire des opérateurs. Lorsque le prix du kilowattheure atteint 27 centimes, on comprend bien que la décision d’acheter un réfrigérateur ou un lave-linge de catégorie « A++ » est plus facile à prendre. Un même équipement se rentabilise en dix ans en France, en cinq ans en Allemagne.

Selon l’étude citée, la consommation des ménages français en électricité spécifique a donc poursuivi sa trajectoire après 1998, tandis que celle des ménages allemands s’est stabilisée, si bien que la seconde est aujourd’hui de 30 % inférieure à la première.

Après la publication de ces résultats, l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) a commandé aux cabinets Sowatt et Enerdata une étude qui met en évidence la différence du taux de pénétration d’équipements très performants entre la France et l’Allemagne. On le voit, le signal prix affecte les décisions d’achat des ménages, et l’on peut supposer qu’il a aussi induit des usages plus sobres.

M. le président François Brottes. Cela ne peut expliquer à soi seul les 19 TWh d’économies. Il y a forcément eu des transferts de consommation. On aura remplacé sa cuisinière électrique par une cuisinière au gaz, on se chauffe au bois plutôt qu’à l’électricité, etc. Avez-vous des éléments à ce sujet ?

M. Andreas Rüdinger. Pas directement, car il est très difficile d’isoler les effets de transfert. Il existe des dynamiques d’évolution tendancielle des besoins par énergie, mais certains usages peuvent en effet donner lieu à des substitutions.

M. Denis Baupin, rapporteur. Le groupe de travail « Compétitivité » du débat national sur la transition énergétique a relevé que les dépenses d’énergie du logement – en dépit de débats sur ce que l’on mesurait réellement – représentaient 4,8 % des revenus, aussi bien pour les ménages allemands que pour les ménages français.

Votre présentation, monsieur Rüdinger, montre l’ampleur et la complexité de la transition énergétique. Je ne reviendrai pas sur la question du charbon, au sujet duquel nous partageons tous les mêmes préoccupations : malgré le rôle de ce mode de production sur le dérèglement climatique, les choses ne risquent pas de s’arranger tant que l’on ne mènera pas une politique climatique au niveau européen.

Les sénateurs Jean Desessard et Ladislas Poniatowski, que nous avons entendus, affirment dans leur rapport d’enquête sur « le coût réel de l’électricité afin d’en déterminer l’imputation aux différents agents économiques » que, si le prix de l’électricité en France est parmi les plus bas d’Europe, le montant des factures est en revanche sensiblement le même. Il serait même plus élevé en France qu’en Allemagne. Qu’en pensez-vous ?

Une partie importante de l’électricité renouvelable est produite par l’éolien en mer dans le nord du pays, alors que les besoins de consommation se trouvent surtout dans le Sud. Il semblerait que les projets de ligne d’acheminement entre ces deux secteurs rencontrent des difficultés. Quelle est votre analyse ?

On dit que les grands producteurs d’électricité en Allemagne sont en difficulté. La part de production d’énergie renouvelable serait plus le fait de petits producteurs – producteurs locaux, coopératives, mouvements associatifs – que des industriels. Quelles sont les conséquences de cette situation en matière de politique industrielle ?

Vous avez par ailleurs constaté – ce qui ne fait pas débat – que les électro-intensifs allemands ont des avantages clairs par rapport aux ménages. En revanche, vous estimez qu’il faut approfondir la comparaison avec les autres industriels européens. Votre analyse nous serait utile, car les éléments que l’on nous a fournis sur la situation des électro-intensifs français et allemands ne sont pas totalement concluants. L’atténuation de la contribution au service public de l’électricité (CSPE) dont bénéficient les entreprises françaises est-elle comparable aux avantages dont bénéficient les entreprises allemandes ? Le prix final est-il sensiblement le même dans les deux pays ou les Allemands sont-ils avantagés ? Selon que l’on écoute le MEDEF ou d’autres sources, les échos ne sont pas les mêmes.

Le Président de la République a indiqué il y a quelques jours qu’il souhaitait le renforcement de la coopération franco-allemande par un « Airbus de l’énergie ». Parmi les pistes évoquées figuraient les énergies renouvelables et le stockage de l’électricité. Comment cette proposition est-elle accueillie du côté allemand ? Est-elle compatible avec la voie choisie pour la transition énergétique en Allemagne ? Quels pourraient en être les axes prioritaires ?

S’agissant enfin de la centrale de Fessenheim, qui est très proche de l’Allemagne, une étude réalisée par l’Öko-Institut pour le Land de Bade-Wurtemberg fait apparaître que l’installation ne pourrait fonctionner si elle se trouvait de l’autre côté de la frontière, car elle n’est pas conforme au référentiel de sûreté allemand. Ces différences de référentiel à quelques centaines de mètres de distance ont de quoi étonner. Pourriez-vous apporter des précisions ?

M. le président François Brottes. On parle d’une éventuelle agence franco-allemande de la sécurité d’approvisionnement. Ce projet pourrait-il s’intégrer à l’« Airbus de l’énergie » ?

M. Andreas Rüdinger. L’effet économique de la hausse du prix de l’électricité a été très fort en Allemagne. Pourtant, les statistiques officielles françaises et allemandes indiquent exactement les mêmes valeurs : la part des dépenses d’énergie dans le logement – incluant l’électricité – est de 4,8 % des dépenses totales, et elle atteint 8,4 % si l’on y ajoute le carburant et les transports. Mais le niveau des loyers est plus bas en Allemagne, de même, en général, que les prix de l’immobilier.

Peut-être la facture d’un ménage français est-elle plus élevée, monsieur le rapporteur. Encore faudrait-il parvenir à comparer ce qui est comparable, c’est-à-dire extraire la part du chauffage et des chauffe-eau électriques, voire prendre en compte l’électrification supérieure des logements en France – fours électriques, etc. Je ne peux donc me prononcer sur ce sujet et je m’en tiens aux données disponibles : l’effort énergétique des ménages est le même en France et en Allemagne. Il faudrait approfondir les analyses pour déterminer si les Allemands réduisent leur consommation en réaction à l’augmentation de leur facture ou si d’autres facteurs jouent, comme la substitution d’autres énergies non prises en compte.

Le réseau est le talon d’Achille du tournant énergétique allemand, d’où les mesures successives prises en 2011, 2012 et 2013. L’Agence des réseaux évalue le besoin en infrastructures à moyenne et haute tension à 2 600 km de lignes nouvelles, notamment selon un axe nord-sud pour faire face au différentiel croissant entre une production renouvelable majoritairement installée sur les côtes de la mer du Nord et les centres de consommation, notamment industrielle, concentrés dans le Sud, et à 2 500 km de renforcement et d’optimisation de lignes existantes, sachant que les opérateurs de réseau allemands ont adopté le principe NOVA (Netz-Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau¸ c’est-à-dire « optimisation du réseau avant de le renforcer et de le développer »). À peine un dixième de ce programme, qui s’échelonne jusqu’en 2022 et est actualisé chaque année, a été réalisé.

M. le président François Brottes. Est-il facile de construire des lignes à haute tension en Allemagne ?

M. Andreas Rüdinger. Les problèmes d’acceptabilité sont les mêmes qu’en France. Peut-être arrive-t-on à les atténuer dès lors que l’on fait passer le message que ces lignes servent avant tout le tournant énergétique et le développement des énergies renouvelables. Cela dit, de nombreux problèmes se posent au niveau local. La réforme de la procédure administrative d’étude d’impact et de consultation fait de l’Agence des réseaux un guichet unique, ce qui devrait en théorie accélérer le processus.

La dernière mesure en date, annoncée par le précédent ministre de l’environnement Peter Altmaier, visait à permettre aux citoyens concernés au niveau local de participer financièrement au développement des réseaux, le rendement de l’investissement dans ces infrastructures étant garanti par l’Agence des réseaux à hauteur de 9 % par an. Cette idée s’inspire du succès rencontré ces dernières années par les projets citoyens en matière de développement des énergies renouvelables.

M. le président François Brottes. L’acceptabilité par l’actionnariat, en somme. Pourquoi ne pas l’envisager aussi pour les centrales nucléaires ? (Sourires.)

M. Andreas Rüdinger. Je doute moi aussi de l’efficacité de ce dispositif. Pour en savoir plus, votre commission pourra contacter l’Agence des réseaux. Le problème se pose également pour le développement de l’éolien en mer : l’installation des câbles a pris un retard considérable.

Pour ce qui est des consommateurs électro-intensifs, je vous renvoie à une étude comparative de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) qui compare les mécanismes qui, en France et en Allemagne, avantagent les industriels. Ainsi, 20 % de la consommation française bénéficie d’un taux privilégié de CSPE, et 20 % de la consommation allemande est partiellement exonérée de la contribution pour le développement des énergies renouvelables. L’analyse intègre le dispositif Exeltium, consortium constitué par les électro-intensifs français pour obtenir des prix à la fois bas et stables sur des périodes allant jusqu’à vingt ans. Elle conclut que les niveaux de prix sont très semblables dans les deux pays. L’avantage relatif de l’un par rapport à l’autre dépend de l’évolution du prix de gros sur le marché européen – je rappelle que ce prix est identique en France et en Allemagne pendant 92 % du temps. Si ce prix dépasse 44 euros le MWh, les électro-intensifs français sont légèrement avantagés. Dans le cas contraire, ce sont les électro-intensifs allemands, qui s’approvisionnent directement sur le marché.

M. le président François Brottes. Il faut aussi poser la question du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE). Les industries allemandes ne paient pas le transport de l’électricité.

M. Andreas Rüdinger. Elles le paient peu, ce qui est un problème en soi. Tout dépend de la frontière que l’on pose entre avantage relatif et avantage indu. Si l’on considère que, par nature, les Allemands devraient payer plus cher leur électricité, le niveau de prix similaire qu’acquittent aujourd’hui les industriels allemands et français est un avantage indu. C’est une position qui se défend. La Commission européenne venant d’engager une procédure contre l’Allemagne pour établir si les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables constituent des aides d’État, je pense que nous aurons bientôt des éclairages sur ces questions.

M. le président François Brottes. Des industriels électro-intensifs français nous ont affirmé que la différence de prix était de 7 à 13 % par rapport à leurs concurrents allemands. Les Länder ont-ils un rôle d’atténuation des prix ?

M. Andreas Rüdinger. Non. Le pouvoir politique intervient au niveau national via les dispositifs d’exonération. Les Länder n’ont aucun moyen d’influer sur les prix. Pour le reste, comment reconstruire un coût relatif et tirer des conclusions globales quant à la compétitivité des industriels, sachant que les entreprises allemandes s’approvisionnent individuellement sur le marché ou, de plus en plus, produisent leur propre électricité ? Auditionné l’année dernière dans le cadre du débat national français sur la transition énergétique, le ministre allemand de l’environnement Peter Altmaier a remarqué que les industriels électro-intensifs français et allemands se reprochaient mutuellement les avantages qui leur sont accordés. Une analyse claire et objective de la question est difficile !

M. le président François Brottes. La France débat avec l’Union européenne du tarif réglementé et des concessions hydrauliques, l’Allemagne des aides d’État aux énergies renouvelables ou du TURPE. Si chaque pays va au bout de ces contentieux et les perd, la donne s’en trouvera-t-elle significativement modifiée pour les consommateurs ?

M. Andreas Rüdinger. Les contextes sont différents. Une remise en cause des tarifs réglementés pourrait affecter les petites entreprises et les ménages français. Dans le cas de l’Allemagne, le plus probable est que la Commission considérera que les conditions d’éligibilité aux différents mécanismes d’exonération sont trop larges. La presse s’en est d’ailleurs fait l’écho : l’année dernière, on s’est aperçu que des terrains de golf ou des boucheries, nullement soumis à la concurrence internationale, bénéficiaient de ces avantages du fait de l’abaissement du seuil de 100 GWh à l’origine à 1 GWh aujourd’hui, ce qui a contribué à dégrader l’image du dispositif aux yeux de la population. La Commission demandera sans doute que l’on revoie, non pas le mécanisme lui-même, mais les conditions d’éligibilité, afin de les harmoniser avec celles qui prévalent dans l’ETS, où les États peuvent justifier dans certaines conditions d’une compensation du surcoût lié au prix des émissions de CO2 en faveur des industriels non producteurs d’électricité.

M. le président François Brottes. Ce mécanisme ne rencontre pas un grand succès.

M. Andreas Rüdinger. On n’en sait rien, dans la mesure où le prix des quotas ne l’a jamais déclenché. Le principe en est assez simple : on a défini les conditions d’éligibilité en fonction de l’exposition des entreprises à la concurrence internationale et de l’intensité de leur consommation énergétique par rapport à la valeur ajoutée, puis on a défini des benchmarks se référant aux émissions de CO2 des entreprises européennes les plus performantes secteur par secteur, de manière à favoriser les industries les moins polluantes. Ce dispositif qui retient les critères de l’exposition à la concurrence internationale, d’intensité énergétique et de performance énergétique, est aisément transposable aux exonérations liées au prix de l’électricité en Allemagne.

Vous pourrez recueillir directement l’avis des producteurs allemands d’électricité si vous les auditionnez par la suite. Je crois que la faiblesse du prix de marché fait que la situation est assez désastreuse pour les grands opérateurs, d’autant que certains d’entre eux
– notamment EON – ont massivement investi dans les centrales à gaz et ont perdu, avec la fermeture des centrales nucléaires, des actifs à forte rentabilité. Il faut ajouter qu’ils ont refusé pendant longtemps de prendre au sérieux les décisions du tournant énergétique. Jusqu’en 2006, ils ont soutenu des recours devant les instances européennes, arguant que le dispositif de tarif d’achat violait les règles du marché. Ils se sont donc battus contre le développement des énergies renouvelables sans y prendre part. Tout en restant ultra-dominants sur le marché de la production d’électricité, dont ils conservent 75 %, les quatre grands électriciens n’ont construit que 6 % des 60 GW – l’équivalent de la puissance du parc nucléaire français – de capacité électrique renouvelable installée en Allemagne entre 2000 et 2010. Pendant ce temps, les petits producteurs, notamment les projets citoyens, ont connu un fort essor. La moitié de la capacité renouvelable est détenue par des propriétaires privés, qu’il s’agisse du citoyen qui s’engage financièrement via une coopérative ou du boulanger qui décide d’installer des panneaux photovoltaïques sur son toit.

M. le président François Brottes. Finalement, il serait logique qu’il en aille de même pour les réseaux.

M. Andreas Rüdinger. Cela a en effet grandement contribué à faire accepter les coûts de la transition énergétique. Sans cette forme d’appropriation citoyenne, l’opposition à la charge du renouvelable aurait été beaucoup plus forte. Le citoyen n’est plus seulement payeur, il est également bénéficiaire d’un processus auquel il participe activement.

Pour en venir à l’« Airbus de l’énergie », l’idée n’est pas nouvelle. L’année dernière, à l’occasion de la célébration du cinquantenaire du traité de l’Élysée, le ministre Peter Altmeier avait fait une annonce similaire dans un entretien accordé au Monde. Savoir si cela est réaliste est une autre question. Existe-t-il une volonté politique et économique de construire une entreprise comparable à Airbus, dont la gestation a tout de même duré plusieurs décennies ? Une telle démarche est-elle pertinente dans le secteur des énergies renouvelables ? Je rappelle qu’un projet associant les plus grands centres de recherche allemands, français et suisses sur le photovoltaïque – Fraunhofer, Institut national de l’énergie solaire et Centre suisse d’électronique et de microtechnique – est actuellement en cours pour étudier la possibilité de créer un grand pôle de recherche et d’industrie commun à ces trois pays. L’objectif est de réaliser des économies d’échelle dans un centre de production de panneaux photovoltaïques de taille suffisante pour rivaliser avec la concurrence chinoise, mais également d’accélérer le transfert entre la recherche et l’industrie.

Si la volonté de renforcer la coopération franco-allemande dans le secteur de l’énergie a été saluée par le gouvernement allemand, la référence au symbole que constitue Airbus a néanmoins suscité quelques critiques, puisque ce sont principalement des PME qui sont actives dans le secteur des énergies renouvelables en Allemagne et que l’on y considère l’intervention de la puissance publique de manière plus circonspecte. Le tissu économique allemand semble un peu réticent à l’idée d’un « Airbus » des énergies renouvelables.

M. le président François Brottes. Airbus n’en est pas moins une entreprise performante.

M. Andreas Rüdinger. Je pense que le projet est réalisable et que ce serait un symbole fort de la coopération franco-allemande, laquelle est déjà étroite. L’année dernière, l’Office franco-allemand des énergies renouvelables a augmenté significativement ses activités et élargi son champ d’action. L’Allemagne nourrissait même le projet de transformer le site de Fessenheim en laboratoire franco-allemand de la transition énergétique. Je rappelle que la centrale appartient à EDF, mais aussi à l’allemand EnBW et à des groupes suisses. En cas de fermeture, la transformation en pôle de recherche ou en pôle industriel permettrait de sauvegarder l’emploi et constituerait un symbole fort. Le ministre de l’environnement, du climat et de l’énergie du Land de Bade-Wurtemberg, M. Untersteller, a activement soutenu le projet auprès de responsables publics français.

Quant à l’étude de l’Öko-Institut que vous mentionnez, monsieur le rapporteur, je ne peux pas la commenter, car je ne l’ai pas lue et ne suis pas expert en sûreté nucléaire.

S’agissant enfin du projet d’agence franco-allemande de la sécurité d’approvisionnement, monsieur le président, il faudrait d’abord savoir s’il concerne uniquement l’électricité ou toutes les énergies. En soi, c’est une avancée souhaitable qui pourrait par la suite prendre une dimension plus européenne, en commençant par le Benelux.

Mme Frédérique Massat. L’Allemagne détient le record européen d’émissions de CO2, avec 728 millions de tonnes rejetées en 2012 contre 472 millions pour la Grande-Bretagne, 366 millions pour l’Italie et 332 millions pour la France. La politique de transition énergétique s’accompagne-t-elle d’une politique de réduction des émissions de CO2 ?

Qu’en est-il du développement des véhicules électriques en Allemagne ?

En matière de réseau, applique-t-on des règles d’automaticité de raccordement du producteur ou existe-t-il des délais ?

Mme Sabine Buis. Hier, la Commission européenne a annoncé un nouveau cadre pour le paquet énergie-climat. Comment analysez-vous les conséquences de ce nouveau dispositif qu’il faudra décliner au niveau national ? Contribuera-t-il à la réussite, que nous souhaitons tous, de la vingt et unième conférence sur le changement climatique que la France accueillera en 2015 ?

M. le président François Brottes. La technique du véhicule à hydrogène semble être arrivée à maturité en Allemagne. Quel est votre avis sur ses qualités et ses défauts, y compris au regard des émissions de CO2 ?

M. Andreas Rüdinger. L’Allemagne a toujours été et reste le premier émetteur de CO2 en Europe. Mais il faut également se référer au bilan tous GES (gaz à effet de serre) par habitant. Pour le seul CO2, les émissions atteignent 5,6 tonnes par habitant en France et 9 pour l’Allemagne ; si on intègre tous les GES, on passe à 11,2 tonnes en Allemagne et à près de 9 tonnes en France. L’écart se réduit considérablement. En France, le CO2 ne représente que les deux tiers des émissions de GES ; du fait de l’élevage, le méthane a une part importante.

M. le président François Brottes. Et vous être plus nombreux que nous…

M. Andreas Rüdinger. Plus pour longtemps ! (Sourires.)

Par ailleurs, l’Allemagne mène des politiques sur le climat, du reste beaucoup plus affirmées au niveau local qu’au niveau national, où la question de l’électricité et des énergies renouvelables occulte souvent, dans le débat politique, d’autres domaines tout aussi importants pour la transition énergétique comme le transport et le bâtiment. Les villes allemandes sont très impliquées dans la Convention des maires. Environ un tiers des bassins de vie font partie d’une association de collectivités qui vise une transition énergétique beaucoup plus forte et un taux de pénétration des renouvelables beaucoup plus élevé. Il existe également un projet pilote de « villes libres de CO2 » à bilan d’émission neutre.

On peut cependant regretter l’absence de nouvelles mesures au niveau national pour traiter de la question du charbon. La Grande-Bretagne a proposé pour sa part de mettre en place un standard national de performance en matière d’émissions, ce qui revient à imposer la régulation la plus dure possible au secteur de l’électricité : à un moment donné, on n’autorisera plus les centrales qui dépassent un certain seuil d’émissions par kilowattheure produit. On a d’ailleurs envisagé la même chose aux États-Unis pour les nouvelles centrales.

En Allemagne, certains partis d’opposition réclament une loi sur le climat et des budgets spécifiques. La question du climat fait clairement partie du tournant énergétique, mais elle pourrait être mieux valorisée dans le contexte politique actuel.

Cela dit, l’Allemagne s’est toujours fixé des objectifs ambitieux au plan européen. Son objectif de réduction de 40 % des émissions de CO2 à l’horizon 2020 – contre 20 % pour la France et pour l’Europe – est le plus fort de tous les pays.

M. le président François Brottes. Cela reste des objectifs.

M. Andreas Rüdinger. Certes, mais l’Allemagne avait tout de même atteint, à la fin de 2012, une réduction de 26 % par rapport à 1990. Pour l’instant, la trajectoire est tenable. Elle le sera moins si l’on ne trouve pas une solution à la question du marché électrique européen et de l’ETS.

Le véhicule électrique fait partie des choix politiques allemands, avec un objectif de 1 million de véhicules en circulation en 2020. Les chiffres actuels sont très faibles – quelques dizaines de milliers de véhicules vendus. Dans le contexte de crise, les industriels se soucient surtout du présent et veillent à ce que les objectifs européens d’émissions des véhicules traditionnels n’augmentent pas trop. Je pense qu’il y a une opportunité de coopération franco-allemande renforcée dans le domaine du véhicule propre, où nous avons beaucoup d’expertise à partager.

Pour en venir aux véhicules à hydrogène, je crois que l’euphorie suscitée par cette technique il y a quinze ans est retombée. Alors que tous les grands constructeurs menaient des projets dans ce domaine, ils se tournent maintenant vers les hybrides et les véhicules électriques. L’hydrogène présente des difficultés techniques et des risques du fait de sa compression dans les réservoirs et de la nécessité de développer des stations spécifiques. La piste n’est donc pas entièrement poursuivie, même s’il existe des projets : on prévoit par exemple que les véhicules qui circuleront dans le nouvel aéroport de Berlin seront à hydrogène ; c’est le français Air Liquide qui a la charge du projet.

S’agissant du raccordement au réseau des producteurs d’énergie renouvelable, je vous renvoie à l’Office franco-allemand des énergies renouvelables, qui a consacré plusieurs études au sujet et dispose de tous les chiffres. La procédure est légèrement différente en Allemagne et le partage des coûts est, pour l’instant, plus favorable à l’installateur qu’en France. Le délai au-delà duquel une absence de réponse de l’administration vaut autorisation est également plus court.

Comme vous l’avez indiqué, madame Buis, la Commission européenne a fait des premières annonces au sujet du paquet énergie-climat pour 2030. En première analyse, il me semble que la proposition représente la limite basse des ambitions disponibles en Europe. On peut l’attribuer à une stratégie politique de la Commission, qui voudrait, en ne plaçant pas la barre trop haut, arriver directement à un consensus.

Au-delà, une grande hésitation est perceptible dans la politique européenne, d’autant que la mise en œuvre du paquet 2020 se heurte à de grandes difficultés. Sur le plan économique, on ne sait pas comment réagir au problème des prix de l’énergie. Sur le plan politique, le débat s’est cristallisé sur une question trop restreinte à mon sens : faut-il fixer un seul objectif ou trois ? Le choix des mécanismes que l’on met en œuvre ou que l’on renforce a parfois plus d’utilité que la définition d’objectifs. La Commission n’aborde pas vraiment cet aspect.

Cela dit, il s’agit là de premières propositions qui seront négociées au Conseil européen. On peut s’attendre à des évolutions. En matière d’énergies renouvelables, une coalition d’États, dont la France, s’est engagée pour des objectifs contraignants. En l’état, les annonces d’hier ne sont pas assez ambitieuses si l’on veut démontrer une réelle volonté politique avant la Conférence sur le changement climatique qui se tiendra à Paris en 2015. L’objectif interne de réduction de 40 % des émissions de GES à l’horizon 2030 n’est pas suffisant, en soi, pour restaurer le signal prix de l’ETS, loin de là ! La Commission n’apporte de réponse concrète ni à la question de l’assainissement du marché ni à celle, centrale, de l’efficacité énergétique.

Or l’efficacité énergétique reste le premier potentiel en Europe. En France et en Allemagne, pays pourtant très performants sur le plan industriel et économique, on constate des gisements d’économies de 50 % et plus dans le bâtiment. C’est dire l’étendue du potentiel dans les autres États !

M. le président François Brottes. Certains annoncent une baisse du prix du pétrole de 20 à 30 % dans les deux ou trois prochaines années. Cette hypothèse est-elle crédible ? Arrangera-t-elle les affaires de ceux qui veulent un mix différent ?

M. Andreas Rüdinger. J’avoue ne pas avoir d’avis complet sur la question. Les scénarios de l’Agence internationale de l’énergie ou de l’OCDE n’ont pas, jusqu’à présent, intégré cette éventualité.

Structurellement, je ne crois pas que les fondamentaux qui définissent le marché du pétrole aient beaucoup changé avec l’apparition des huiles de schiste.

M. Patrice Prat. À la lumière de votre analyse du cas allemand et de ce que vous nous avez dit sur la difficulté à déterminer le coût de la sortie du nucléaire, quels paramètres devrions-nous retenir pour évaluer un tel coût en France et quels obstacles devrions-nous surmonter pour réussir cette sortie ?

M. Andreas Rüdinger. En premier lieu, je vous renvoie aux travaux du Débat national sur la transition énergétique, notamment ceux des groupes de travail « Mix et scénarios énergétiques » et « Coûts et financement ». Un plan français de sortie du nucléaire serait un défi très important, car le secteur de l’énergie est incertain à un horizon de trente ou quarante ans. Les scénarios montrant la faisabilité technique d’une telle sortie existent néanmoins. Le Débat national a permis de commencer différents exercices d’évaluation économique de ces scénarios. Ces documents, qui sont disponibles, montrent que cela peut marcher, sachant que les incertitudes pèsent de toute façon, quel que soit le mix énergétique.

À mon sens, le premier enjeu d’un tel objectif est l’effort de maîtrise de la demande énergétique. Pour le reste, le potentiel naturel de la France en matière de vent, de biomasse, d’hydraulique et d’ensoleillement est supérieur à celui de l’Allemagne. Le pays détient toutes les clés de la réussite. De même, le réseau à très haute tension est mieux structuré en France qu’en Allemagne. Si l’on associe une politique de réduction progressive du nucléaire à une planification du développement des énergies renouvelables et à une valorisation des points d’accès au réseau qui se libèrent, le potentiel est considérable.

À ce propos, l’ADEME a lancé une étude visant à modéliser un système électrique alimenté à presque 100 % par les énergies renouvelables en 2050 en France. Il s’agit non seulement d’une évaluation technique, mais aussi d’une évaluation économique.

M. le président François Brottes. Au nom de l’ensemble de la commission d’enquête, je vous remercie pour la clarté de vos réponses.

Audition du Pr. Stephen Thomas, professeur en études énergétiques à l’Université de Greenwich, et de M. Humphrey Cadoux-Hudson, directeur exécutif « Nouvelles constructions nucléaires », EDF Energy

(Séance du jeudi 23 janvier 2014)

M. le président François Brottes. Nous avons le plaisir d’accueillir M. Stephen Thomas, professeur en études énergétiques à l’université de Greenwich, et M. Humphrey Cadoux-Hudson, directeur exécutif « Nouvelles constructions nucléaires », EDF Energy au Royaume-Uni.

Cette commission d’enquête, constituée à l’initiative du groupe écologiste et en particulier du rapporteur Denis Baupin, tâche d’examiner la manière dont fonctionne le réseau européen, comment les pays voisins de la France s’adaptent politiquement, techniquement et financièrement aux conditions d’exploitation de l’énergie nucléaire. Nous venons d’entendre un expert allemand sur la sortie du nucléaire et, en attendant de recevoir nos amis belges, dont le pays dispose d’un parc important, nous allons écouter aujourd’hui des experts britanniques, le Royaume-Uni ayant, semble-t-il, décidé de redonner vie à cette filière.

Au terme d’un processus de plusieurs années, le Royaume-Uni a en effet engagé le renouveau de son programme nucléaire. Cette décision paraît s’inscrire dans une stratégie de réduction du contenu en carbone de la production d’énergie et de construction ou de reconstruction d’une filière industrielle nucléaire capable de servir un marché national renaissant et de se développer à l’international. Le gouvernement britannique a ainsi fixé, en collaboration avec l’industrie nucléaire, un objectif de 16 gigawatts (GW) de capacités nucléaires nouvelles d’ici à 2030, soit douze réacteurs sur cinq sites d’exploitation. Par ailleurs, les énergies renouvelables devraient représenter 35 GW de capacités supplémentaires. Tout cela se fait dans un contexte où des tarifs d’achat garantis visent à donner aux producteurs d’énergie non carbonée de la visibilité et une rentabilité minimale. Quand on évoque des tarifs d’achat garantis, on a immédiatement à l’esprit des initiatives de la Commission européenne.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(MM. Stephen Thomas et Humphrey Cadoux-Hudson prêtent serment)

M. Humphrey Cadoux-Hudson, directeur exécutif « Nouvelles constructions nucléaires », EDF Energy. Je m’occupe des nouveaux projets nucléaires pour EDF Energy – filiale d’EDF –, le plus grand producteur et fournisseur d’électricité, puisqu’il exploite, en toute sécurité, huit centrales nucléaires. Depuis l’acquisition de British Energy par EDF en 2009, nous avons considérablement investi dans la filière nucléaire, ce qui s’est traduit par une amélioration de la production, passée de 40 TWh en 2008 à 60,5 TWh ; or il faut remonter aux années 2002-2003 pour retrouver le même niveau de production.

EDF propose de construire deux réacteurs EPR, à Hinkley Point, dans le Somerset, puis deux autres réacteurs à Sizewell, dans le Suffolk. Ces projets ambitieux s’appuient sur l’expertise et le savoir-faire du groupe EDF. Plusieurs étapes restent à accomplir, notamment le parachèvement des accords avec nos partenaires industriels, le financement par émission d’actions, par participations croisées et, évidemment, l’obtention de la garantie du Gouvernement pour l’émission d’obligations. Il conviendra d’attendre ensuite les décisions de l’Union européenne en matière d’aides publiques.

Quelque 40 % des sites de production d’électricité au Royaume-Uni doivent être démantelés au cours des quinze prochaines années, le coût de construction des infrastructures de remplacement étant estimé par le gouvernement britannique à quelque 110 milliards de livres sterling. Une nouvelle politique énergétique a été définie au cours de ces dernières années, déclinée selon les différentes technologies dans des Déclarations de politique énergétique nationale qui ont été soumises au Parlement. Aux termes de cette politique énergétique, le nucléaire doit pouvoir répondre au maximum de besoins, qui sont d’environ 10 à 14 GW. La réforme du marché de l’électricité a par ailleurs été engagée pour résoudre ses dysfonctionnements et promouvoir les investissements nécessaires dans le domaine des technologies à faible émission de CO2.

C’est ce contexte d’ensemble qui a permis que nous concluions avec le gouvernement un accord-cadre sur les clauses principales du contrat d’investissement dans Hinkley Point C.

La nouvelle centrale de Hinkley Point C fournira de l’électricité décarbonée à 5 millions de foyers, soit 7 % des besoins en énergie du Royaume-Uni. De grandes étapes ont d’ores et déjà été franchies : le gouvernement a délivré l’autorisation de construction ; pour la première fois depuis vingt-cinq ans, l’organisme de tutelle a accordé les licences nécessaires à l’exploitation d’une nouvelle centrale ; nous avons conclu avec les collectivités locales des accords visant à optimiser l’implantation de l’EPR et à réduire les désagréments ; nous avons également conclu des accords avec les principaux syndicats, afin que le site soit productif et que les personnels soient bien formés. Enfin, nous avons signé des accords de principe avec le gouvernement britannique sur les tarifs garantis pour l’électricité produite pendant la première phase d’exploitation.

Des co-investisseurs pourront par ailleurs se joindre à EDF, notamment deux sociétés chinoises qui apporteront non seulement des fonds, mais également leur expérience issue de la construction de deux réacteurs EPR à Taishan. Nous nous félicitons qu’AREVA ait décidé de s’associer au consortium, non seulement en tant que fournisseur, mais en tant qu’investisseur. Alstom, Bouygues et Laing O’Rourke seront également associés au chantier. Un groupe sera créé qui permettra la participation de PME sous-traitantes aussi bien britanniques que françaises – l’idée étant de renforcer le partenariat entre les entreprises impliquées.

Un accord a été conclu avec le gouvernement britannique pour émarger au dispositif de garanties publiques pour les grands projets d’infrastructures, ce qui facilitera la bonne réalisation de la partie du financement qui sera réalisée par endettement.

Un accord souscrit avec le gouvernement britannique garantit un tarif – le strike price – pour l’électricité produite par la centrale de Hinkley Point C pour les trente-cinq premières années de l’exploitation – sur soixante ans prévus – à 92,5 livres par MWh. Si la construction de Sizewell C est confirmée, des économies d’échelle permettront de le ramener à 89,5 livres. Ce tarif garanti inclut le coût de production, celui de l’élimination des déchets et du démantèlement des centrales. Rappelons, comme point de comparaison, que le gouvernement a fixé le prix de rachat garanti à 140 livres par MWh pour l’électricité produite par les éoliennes offshore pour les projets postérieurs à 2018 et à 90 livres par MWh pour l’éolien terrestre, pour les projets postérieurs à 2017 ; ces deux modes de production devront par ailleurs supporter des coûts d’intégration au réseau et au système électrique d’environ 10%. L’électricité d’origine nucléaire sera donc compétitive avec les autres formes d’électricité sobres en carbone et pourra s’aligner sur les prix de l’électricité produite par le gaz. Les coûts de production sont à peu près similaires dès lors que l’on tient compte des émissions en carbone. Le taux de rentabilité devrait être de 10 %, avec quelque 16 milliards de livres investis dans la construction de la centrale.

Cet accord est le résultat de longues négociations. Le gouvernement britannique a minutieusement étudié les coûts et la rentabilité du projet, en y associant des experts tiers, et a jugé qu’ils étaient raisonnables. Le contrat d’investissement offrira un juste prix à nos clients en les prémunissant contre la volatilité des coûts de l’énergie dans les années à venir ; il sera donc équitable aussi bien pour les clients que pour les investisseurs, condition indispensable à une relation stable à long terme. Il s’appuie sur un mécanisme de marché qui évite la surcompensation. Le Gouvernement ne versera la différence que si le prix du marché est inférieur au prix d’exercice, et toutes les économies réalisées dans la construction seront partagées avec les clients par le biais d’une révision du tarif garanti. EDF et ses partenaires assumeront le risque de la construction, notamment pour les coûts et les délais. Et si le refinancement du projet permet de réaliser des économies, le consommateur pourra également en bénéficier sous forme de baisse du tarif garanti.

L’accord a été soigneusement construit de façon à ne procurer que le soutien indispensable à la viabilité du projet : c’est un accord juste et équilibré.

Nous avons tiré et nous tirerons encore les enseignements des expériences antérieures – Flamanville, Olkiluoto et Taishan – et avons une connaissance approfondie des différentes étapes de la construction d’une telle centrale. Il est fondamental pour l’équilibre économique du projet que le calendrier soit réaliste et solide. Nous bénéficions d’une conception d’ensemble stabilisée, qui a été intégralement examinée par l’autorité de sûreté ; nous avons aussi défini les disciplines fondamentales associées au projet, la clef étant que nous ne commencerons rien tant que nous n’aurons pas la certitude qu’il n’y aura pas lieu de faire machine arrière. Nous disposons, avec nos partenaires industriels, de toute l’expertise nécessaire pour nous assurer que nous pouvons construire la centrale dans les temps et en respectant le budget. Reste qu’il est difficile de comparer les coûts des différents projets : ils sont le produit d’une situation propre à chaque site et de réglementations nationales différentes. Ainsi, la fiscalité locale, qui constitue une part importante des coûts d’exploitation, varie considérablement d’un pays à l’autre. Les coûts propres aux sites varient également : la centrale de Flamanville a été construite sur un site préétabli alors que celle de Hinkley Point le sera sur un site vierge ; la géologie du site est différente ce qui conduit à définir un cadre de protection sismique différent et à augmenter la quantité de béton à couler.

De nombreuses années ont été nécessaires pour arriver à ce point, à commencer par la fixation d’objectifs ambitieux et contraignants visant à réduire de 80% les émissions de CO2 d’ici à 2050. Le gouvernement a examiné les coûts et l’impact sur la sécurité d’approvisionnement des différentes techniques de production à faible teneur en carbone. Il a vu le besoin d’une nouvelle réforme du marché de l’électricité en vue de susciter les investissements nécessaires à la mise en place des infrastructures de production d’énergie faiblement carbonée. Ces décisions ont été prises à l’issue d’un processus démocratique rationnel et exhaustif qui a duré plusieurs années, auquel nous avons pris part.

La loi de 2013 prévoit ainsi une réforme du marché de l’électricité devant favoriser les investissements dans les infrastructures de production d’électricité sobre en carbone, principalement à travers les « contracts for difference ». Outre les contrats pour Hinkley Point C, onze projets de production d’énergie renouvelable sont actuellement engagés dans le même processus. Il s’agit de produire de l’électricité décarbonée au moindre coût. La réforme entend donc conjuguer les meilleurs aspects du marché et de la réglementation, non pour réduire la taille du marché, mais pour améliorer son efficacité.

Le Gouvernement a obtenu l’appui des trois grandes formations politiques pour la réforme du marché de l’électricité et pour le redémarrage du nucléaire : la Déclaration de politique nationale pour la production d’énergie nucléaire a été adoptée par 267 voix contre 14 en juillet 2011 – un moment significatif – et l’amendement du parti écologiste, qui proposait de revenir sur la partie nucléaire de la loi sur l’énergie, a été rejeté par 502 voix contre 20 en juin 2013. Et l’on constate un soutien croissant de l’énergie nucléaire au sein de la population – 67 % des citoyens britanniques sont en effet favorables à ce que l’énergie nucléaire fasse partie de notre futur mix énergétique. Le Premier ministre, David Cameron, s’est rendu à Hinkley Point en octobre dernier, à l’occasion de l’annonce de notre accord avec le gouvernement, et a déclaré au personnel de la centrale existante – Hinkley Point B – que c’était sa participation à l’exploitation sûre de la centrale, jour et nuit, qui avait permis d’envisager la construction d’une nouvelle tranche.

Notre projet est donc en bonne voie. Il offre un parfait exemple de collaboration harmonieuse entre des équipes françaises et britanniques. Les prévisions de budget et de calendrier sont établies sur une base solide et ont fait l’objet d’examens soignés aussi bien de la part de nos équipes que du Gouvernement et des investisseurs. La mise en service de Hinkley Point C sera très bénéfique pour le marché et pour la population britannique.

M. Stephen Thomas, professeur en études énergétiques à l’université de Greenwich. Une récente enquête a montré que les Britanniques accordaient aux fournisseurs d’électricité moins de confiance encore qu’à ces banques qu’il a fallu sauver à coups de milliards ! Pour ma part, je ne le cache pas, je vois d’un œil très critique l’accord dont il est ici question. Ce n’est pas que je m’oppose par principe à l’énergie nucléaire, mais ses aspects économiques m’apparaissent défaillants. Il s’agit d’un accord à haut risque, non seulement pour les consommateurs et les contribuables britanniques, mais également pour EDF.

Les médias se sont fait l’écho du prix très élevé de l’électricité que nous devrons payer : près de deux fois le prix de gros actuel. Cet accord a été conclu pour 9,6 milliards d’euros par réacteur. Un mois auparavant, le prix n’était que de 8,4 milliards d’euros et, il y a cinq ou six ans, quand le ministère a publié le Livre blanc sur le nucléaire, il était admis qu’on pouvait construire un EPR pour 2,4 milliards d’euros. En six ans, le prix du réacteur a donc été multiplié par quatre, avant même que ne débute sa construction ! Le prix des réacteurs de Hinkley Point est supérieur au coût estimé de ceux des centrales de Flamanville ou d’Olkiluoto en Finlande. Nous allons devoir payer pour les deux réacteurs de Hinkley Point plus que ce qu’on coûté deux réacteurs sur lesquels pratiquement tout ce qui pouvait aller de travers est effectivement arrivé. C’est donc une facture particulièrement élevée.

Le risque qui pèse sur les contribuables vient des garanties : deux tiers du coût estimé de la construction de la centrale devant être couverts par un emprunt, 12 milliards d’euros ont été engagés par le Trésor britannique. Si les choses se passent mal, si le consortium fait faillite, c’est le contribuable britannique qui devra payer cette note de 12 milliards d’euros.

En outre, le contrat nous lie jusqu’en 2058 – si toutefois il est réalisé dans les délais et entre en service vers 2023. N’est-il pas extraordinaire de s’engager pour quarante-quatre ans sans prévoir une possibilité de révision des prix ? Si l’on se reporte quarante-quatre ans en arrière, dans les années soixante-dix, on voit que la perception du marché de l’énergie était bien différente : le pétrole et le gaz étaient bon marché et paraissaient inépuisables, personne n’imaginait que le changement climatique s’imposerait comme un problème majeur et, si quelqu’un avait annoncé qu’on aurait bientôt recours à l’énergie éolienne pour produire de l’électricité, on l’aurait pris pour un prophète de malheur prédisant le retour au Moyen Âge !

Pour prendre conscience du risque que court EDF, il convient de revenir sur l’EPR. Les choses se passent très mal à Olkiluoto et à Flamanville. Elles semblent aller mieux en Chine, mais il est difficile de savoir exactement ce qu’il en est, en raison d’une certaine opacité de la société chinoise. Il ne s’agit pas d’un échec isolé : certaines centrales en France – Civaux et Chooz B – ont posé d’énormes problèmes et, du début de la construction jusqu’à la mise en service industriel, il a fallu de onze à quinze ans. Peut-être saura-t-on tirer les leçons de ces expériences et peut-être que tout se passera bien pour la centrale de Hinkley Point C, mais, pour le moment, il ne peut s’agir que d’un pari hasardeux.

Alors que la centrale doit être construite par le consortium NNB Generation Company, les Britanniques ont le sentiment qu’EDF en est seule responsable ; si le projet tournait mal, si ce qui s’est passé à Olkiluoto et à Flamanville se répétait – ce qui est très vraisemblable –, il se pourrait que NNB GenCo fasse faillite, que le consortium s’effondre et qu’EDF se retrouve seule à en assumer les conséquences. Cet accord comporte donc de nombreux risques pour les deux parties.

Il n’est du reste pas complètement conclu, puisqu’il doit être encore validé par la Commission européenne qui déterminera si les aides publiques ne sont pas exagérées. Onze États membres de l’Union européenne ayant indiqué qu’il s’agirait peut-être d’un modèle pour eux, la Commission se doit d’éplucher le dossier, ce qui prendra du temps : un an, peut-être deux. Si elle rejetait l’accord ou imposait de nouvelles conditions – par exemple une réduction à 20 ou 25 ans de la durée du mécanisme de prix garanti –, le projet pourrait ne plus être financé comme prévu ou les coûts pourraient exploser. Rien n’est donc acquis quant à une éventuelle poursuite du projet.

Enfin, ce qui est le plus critiquable est le coût d’opportunité de cet accord. Il est si onéreux qu’il sera probablement le seul contrat de ce type pour le nucléaire au Royaume-Uni ; il interdira toute autre politique de l’énergie pendant plusieurs années. Nous n’avons pas les moyens de tout développer en même temps et nous risquons de négliger d’autres énergies à faibles émissions de carbone.

M. le président François Brottes. On ne pourra pas prétendre que cette commission d’enquête n’entend pas des points de vue contrastés…

M. Denis Baupin, rapporteur. Même si vous avez concentré l’essentiel de votre propos sur la centrale de Hinkley Point, le but de cette commission est de mieux connaître la situation énergétique au Royaume-Uni en général.

Pour quelles raisons le Royaume-Uni a-t-il décidé de fermer quatorze réacteurs nucléaires dans les années qui viennent, après en moyenne trente-cinq années d’activité ?

M. Thomas a rappelé la très forte augmentation du coût de construction du réacteur par rapport aux projets initiaux. On constate le même phénomène en France à Flamanville et en Finlande à Olkiluoto. On nous a expliqué que la centrale de Flamanville était un prototype et que, du fait d’un effet de série, le coût des EPR suivants diminuerait. Mais le retour d’expérience se solde en fait par un renchérissement… De même, pour ce qui est du calendrier, les chantiers français et finlandais ont pris un grand retard. Comment l’expliquez-vous ?

Quelle évaluation faites-vous de l’évolution du coût de ce premier contrat sur l’ensemble du programme nucléaire qu’entend développer le gouvernement britannique ? La décision de construire un certain nombre de réacteurs risque-t-elle d’être remise en cause ?

En cas d’échec du projet, M. Thomas envisage des conséquences pour EDF, société largement détenue par l’État français. Quelles seraient-elles pour le contribuable français ?

J’en viens aux tarifs garantis. Il y a quelques mois, devant la commission d’enquête sénatoriale sur le coût de l’électricité, les représentants d’AREVA évaluaient le coût du MWh autour de 50 euros et non de 110 euros comme ici. Ce qui confirmerait que le coût du nucléaire nouveau aurait très fortement grimpé.

Les tarifs d’achat ne sont pas prévus par la réglementation européenne en ce qui concerne l’énergie nucléaire. Comment comptez-vous réagir à la décision que prendra la Commission européenne ? Existe-t-il des marges de manœuvre ? Le projet pourrait-il être abandonné par EDF ? Quel impact le projet aura-t-il sur le prix de l’électricité pour les ménages britanniques – on parle d’un doublement ? Pensez-vous que le tarif garanti prévu reflétera le prix du MWh produit par la centrale de Flamanville ?

Je terminerai par deux questions plus générales. D’abord, pouvez-vous nous éclairer sur la façon dont le Royaume-Uni va traiter la question des déchets nucléaires ? Enfin, concernant le mix énergétique, il nous a été indiqué tout à l’heure que le transfert d’une partie de la production d’électricité fossile depuis le gaz vers le charbon équivaudrait au Royaume-Uni à 32 TWh, soit une augmentation de 31 % de la part de charbon dans la production d’électricité en 2013. Confirmez-vous ces chiffres ?

M. le président François Brottes. Monsieur le professeur Thomas, selon vous, le programme nucléaire du gouvernement britannique serait cher et loin de pouvoir aboutir. Quelles sont donc vos préconisations et combien coûterait leur réalisation ?

M. Humphrey Cadoux-Hudson. Nous avons en effet estimé l’âge moyen des centrales à trente-cinq ans. Mais nous avons beaucoup travaillé à l’extension de leur durée de vie. Cette décision ne relève pas d’une politique du Royaume-Uni mais du projet industriel de l’exploitant, qui tient compte des coûts de démantèlement et de l’appréciation qu’il fait de l’équilibre économique de la centrale. Nous sommes actuellement autour de trente-huit ans et nous pourrons même peut-être étendre cette moyenne à quarante-deux ans. En ce qui concerne le parc actuel, nous voulons nous assurer que les centrales pourront prolonger leur activité au-delà. À l’origine, il était prévu que les réacteurs AGR (advanced gas-cooled reactors) auraient une durée de vie de vingt-cinq ans, et les perspectives d’extension de la durée de vie sont similaires, en proportion, à celles avancées pour les réacteurs à eau pressurisée.

J’en viens à la variation des estimations de coût. Si je compare ce que l’on peut appeler la conjecture initiale du ministère de l’énergie à l’estimation robuste issue de tous nos travaux, je pense qu’il n’est pas juste d’y voir une augmentation. Nos propres estimations du coût de construction de la centrale de Hinkley Point – fondées sur les données de conception et les informations résultant des appels d’offres auprès des fournisseurs – sont restées très cohérentes au fil du temps et n’ont guère varié au cours des négociations avec les pouvoirs publics. On ne saurait donc parler d’augmentation sensible, même s’il y a eu des spéculations en ce sens à un certain moment. Nous parlons maintenant d’une base de coûts qui a fait l’objet d’un travail détaillé et long et qui a passé avec succès l’examen approfondi du gouvernement, d’experts extérieurs et d’investisseurs.

Le calendrier de construction a également été étudié dans les moindres détails, de l’ingénierie jusqu’à la mise en service, en fonction notamment du calendrier de construction des autres EPR. Ce souci du détail, j’y insiste, est de nature à renforcer la confiance.

La décision est très lourde pour EDF comme pour le Royaume-Uni. Le choix des pouvoirs publics pour les énergies à faible émission de carbone coûte entre 140 livres par MWh pour l’éolien en mer, et 90 livres pour l’éolien terrestre, montants auxquels il faut ajouter le coût systémique de l’intégration au réseau, pour environ 10 livres, ce qui est beaucoup plus cher que le projet de Hinkley Point. Par ailleurs, il est désormais difficile de trouver des sites pouvant se prêter à l’éolien terrestre. Les pouvoirs publics doivent donc parvenir au meilleur équilibre possible et traiter la question du manque de capacité pas à pas. Pour l’heure, le programme britannique prévu par ce contrat est de loin le moins cher.

Cela signifie que, pour EDF, le contrat doit être solide et lui être bénéfique. C’était le principal enjeu du « contract for difference » que d’assurer que les critères d’investissement fixés par le groupe seront bien remplis ; cela prend en compte aussi la perception du risque. L’objectif que nous poursuivons est un dispositif dans lequel nous serons partie prenante au capital ; le mécanisme de garantie publique donnera une assurance de « confort » au capital qui sera apporté et contribuera à la solidité de la structure de capitaux.

Quant au tarif, s’il est de 92,5 livres par MWh pour la première tranche, il devrait baisser pour les suivantes. Le gouvernement britannique et d’autres investisseurs sont très engagés : Hitachi a récemment repris le site de Wylfa au Pays de Galles et investit avec détermination dans la conception du réacteur ABWR. De même, Toshiba a annoncé que Westinghouse nouait des partenariats pour développer le site de NuGen. Ce sont donc deux autres projets qui sont dans les tuyaux au Royaume-Uni.

Les besoins sont tels que nous ne pouvons pas nous permettre d’attendre. Il faut prendre des décisions, sinon les foyers ne seront plus éclairés ! Nous devons fournir l’électricité à nos clients en émettant le moins possible de dioxyde de carbone grâce à un système sûr et fiable et cela suppose de construire des équipements.

L’examen du projet par la Commission européenne est un passage obligé. Il a déjà commencé et la première phase a été assez courte. Nous pensons que les étapes suivantes avanceront de façon satisfaisante et nous restons relativement optimistes quant au résultat de la procédure. Il ne s’agit d’ailleurs pas seulement de Hinkley Point C, mais, au-delà, de la fourniture en temps et heure d’électricité à faible émission de CO2 et nous sommes tenus d’atteindre l’objectif légalement contraignant de 80 % d’ici à 2050. Nous entendons donc suivre à la lettre les orientations de l’Union européenne.

Comme je l’ai dit, l’accord que nous avons conclu avec le gouvernement nous amène simplement au point où l’investissement devient envisageable et cela doit être pris dûment en considération par l’Union européenne. Nous sommes convaincus que le « contract for difference », dans sa forme actuelle, est essentiel pour la réalisation de notre investissement.

Nous tâchons de tirer tous les enseignements des projets existants. Il convient de tenir compte du contexte de chaque site si l’on souhaite se lancer dans des comparaisons, les situations n’étant pas les mêmes en France, en Finlande et au Royaume-Uni.

En ce qui concerne le mix énergétique, il y a au Royaume uni un marché à court terme qui détermine le mode de production d’énergie à partir de son coût marginal. Le prix du charbon étant inférieur à celui du gaz au Royaume-Uni, la part du charbon a augmenté récemment, ce qui ne fait qu’exacerber le problème puisque les centrales à charbon ont une durée de vie limitée. Il faut garder à l’esprit la nécessité de remplacer le charbon tout en maintenant la fourniture d’électricité. National Grid, qui est responsable de la distribution, a indiqué que, si l’hiver devait être rigoureux, la marge de capacité serait inférieure à ce qui est généralement attendu.

M. Stephen Thomas. Les déclarations sur la durée de vie de nos réacteurs nucléaires sont quelque peu trompeuses : on prétend que sept centrales sur huit seront arrêtées d’ici à 2023. Ce n’est pas vrai. Ce qui est le plus vraisemblable est que les deux plus vieux réacteurs AGR seront arrêtés en 2023, après quarante-sept ans de service. Il est difficile d’établir des comparaisons avec les centrales à eau pressurisée, car les technologies française et britannique sont très différentes et les paramètres qui déterminent la durée de vie des centrales ne sont pas les mêmes : les différences s’expliquent, me semble-t-il – je ne suis pas expert en la matière –, par la présence ou l’absence de modérateur graphite.

M. Cadoux-Hudson estime la durée de vie moyenne d’une centrale à quarante-deux ans. Deux seraient par conséquent arrêtées en 2023, trois en 2027 et deux autres en 2031. Le réacteur le plus récent, à eau pressurisée, serait, lui, arrêté en 2037, ou 2057 s’il tient soixante ans. Le déclin de la capacité nucléaire est donc beaucoup plus progressif que ce l’on veut bien nous faire croire. L’urgence n’est pas telle qu’on nous la présente.

Selon une idée reçue, la courbe du coût des technologies en général et de l’industrie nucléaire en particulier serait orientée à la baisse sur le long terme – phénomène qui ne s’est jamais vérifié pour l’industrie nucléaire au cours des soixante dernières années. Ainsi la dernière centrale construite en France a-t-elle coûté beaucoup plus cher que la première, malgré les économies d’échelle et les progrès technologiques. Cela ne signifie pas que le prix ne finira pas par baisser un jour, mais certains facteurs n’incitent pas à le croire, surtout si l’on se réfère à la catastrophe de Fukushima qui a rebattu toutes les cartes. Tous les enseignements de la catastrophe de Tchernobyl n’ont pas été tirés dans la conception des réacteurs qui sont sur le point d’être lancés et il faudra donc un certain temps pour intégrer les leçons de Fukushima. Il paraît donc improbable que les coûts diminuent.

L’échec total du programme de Hinkley Point C n’entraînerait pas la faillite d’EDF, qui est un groupe solide, mais il aurait une incidence très négative sur son image. Il y a cinq ans, EDF projetait de devenir le fournisseur d’énergie nucléaire du monde entier avec cinq marchés cibles : l’Italie et les États-Unis – deux pays où ce marché a disparu –, l’Afrique du Sud et l’Inde – qui restent une perspective très distante –, et le Royaume-Uni. Si ces derniers marchés cibles devaient disparaître, la réputation d’EDF serait gravement compromise. De même, si la centrale de Hinkley Point C n’est pas construite dans les délais et les limites budgétaires prévus, la notation du groupe en serait affectée et il lui serait plus difficile de lever des fonds.

On ne peut parler du coût de l’énergie nucléaire sans tenir compte des deux paramètres essentiels que sont le coût de construction et le coût du capital. Si le coût d’endettement est faible pour le projet de Hinkley Point C, c’est parce que les garanties couvrent l’intégralité de l’emprunt : en raison de la garantie publique, les prêts accordés par les banques au projet seront équivalents à des prêts au gouvernement britannique, dont la signature est excellente, ce qui permet de réduire le taux d’intérêt. Mais, sans ces garanties, le coût de l’énergie de Hinkley Point C serait bien plus élevé et atteindrait sans doute les niveaux de l’éolien en mer.

Quant aux projets d’élimination des déchets hautement irradiés nous ne prévoyons pas de prendre de décisions ou de chercher des sites avant une cinquantaine d’années. Ce que nous avons à gérer, à plus brève échéance, est un vaste stock de plutonium ; sur ce sujet, le débat est loin d’être clos quant à ce qu’il convient de faire des 116 tonnes de plutonium qui ont été séparées. Trois possibilités s’offrent à nous. En mélangeant ce plutonium avec de l’uranium pour obtenir du MOX, on peut l’utiliser comme combustible dans les réacteurs à eau pressurisée, mais je ne crois pas qu’EDF ait donné son accord ; il faut rappeler que le Royaume-Uni a construit une usine de production de MOX qui n’a guère fonctionné, ne produisant, en dix ans, que 4 tonnes de ce combustible au lieu des cent tonnes qui étaient escomptées chaque année. On peut ensuite construire un ou deux petits réacteurs destinés à brûler le plutonium. Une option consisterait à mettre au point et construire un réacteur à neutrons rapides d’un type totalement nouveau ; l’autre option consisterait à adapter les technologies à eau lourde canadiennes.

Il paraît assez injuste de dire que l’Allemagne utilise beaucoup plus de charbon parce qu’elle a décidé d’avoir recours aux énergies renouvelables, sans souligner que le Royaume-Uni en utilise également davantage parce qu’il a choisi la voie du nucléaire. N’ayons pas la vue courte : on ne passe pas d’une situation à l’autre du jour au lendemain. Peut-être sera-t-il nécessaire ou économique d’utiliser davantage de charbon dans un premier temps, mais il convient de se projeter dans une dizaine d’années pour évaluer le succès de la transition.

La question de savoir quelles sont les solutions de rechange à l’énergie nucléaire suppose a priori que le nucléaire est une solution ; or je n’en suis pas du tout convaincu, compte tenu des coûts et des risques. Du reste, il n’est pas exclu que toute l’industrie nucléaire soit remise en question si le projet dont nous parlons échouait. Nous devons avant tout rechercher l’efficacité énergétique, et une entreprise britannique, Npower, filiale de RWE en Allemagne, a déclaré hier que, si les factures d’électricité sont aussi élevées au Royaume-Uni, c’est à cause d’un gaspillage considérable. La qualité du bâti, de l’isolation thermique, des chaudières est mauvaise. Nous pourrions préserver notre confort tout en consommant moins d’électricité grâce à des appareils électroménagers moins gourmands.

M. Cadoux-Hudson a souligné le coût élevé de l’énergie produite par les éoliennes offshore ; c’est qu’on ne leur offre pas les mêmes conditions qu’au nucléaire, avec des contrats à trente cinq ans et des garanties d’emprunt… Je me demande si, toutes choses égales par ailleurs, la différence de coût serait aussi importante entre les deux sources d’énergie. J’ajoute que, contrairement au nucléaire, la courbe du coût de l’éolien connaît une véritable inflexion.

M. le président François Brottes. Monsieur Thomas, dans votre analyse, vous n’établissez aucune distinction entre les technologies respectives de Tchernobyl, de Fukushima ou de l’EPR ?

M. Stephen Thomas. Le réacteur de la centrale de Tchernobyl n’avait rien de commun avec ceux construits en Occident. Pourtant, l’influence de la catastrophe a été considérable sur la façon dont les autorités de tutelle ont repensé la sûreté des réacteurs. Ainsi a-t-on conçu des systèmes pour éviter qu’une défaillance du circuit de refroidissement n’entraîne la fusion du cœur de la centrale et la sortie du corium hors de l’enceinte de confinement. Quant au réacteur de la centrale de Fukushima, s’il est très différent d’un réacteur à eau pressurisée, il en est beaucoup plus proche que du réacteur de Tchernobyl.

M. le rapporteur. Je reviens sur le tarif garanti sur trente-cinq ans pour l’EPR britannique. Peut-on le considérer comme un bon indicateur du coût de l’électricité que produira la centrale de Flamanville ?

M. Humphrey Cadoux-Hudson. Ne connaissant pas suffisamment le dossier de Flamanville, je ne suis pas en mesure de répondre.

Je ne pense pas, par ailleurs, que les développeurs d’éoliennes off shore pensent qu’elles tiendront trente-cinq ans. Aucune n’a été conçue avec un tel objectif. Par ailleurs, la durée d’application du tarif garanti pour Hinkley Point – 35 ans – ramenée à la durée totale de fonctionnement – 60 ans – est, en proportion, équivalente à celle dont bénéficient les éoliennes pour lesquelles les tarifs sont garantis pendant 15 ans. D’ailleurs, le Département de l’énergie a cherché à mettre au point des solutions équilibrées entre les différentes sources d’énergie.

M. Stephen Thomas. Je serais, pour ma part, très malheureux de penser que le coût de production à Flamanville serait très inférieur à celui de Hinkley Point. Après tout, les coûts de construction sont analogues – peut-être légèrement inférieurs dans le cas de Flamanville –, et le coût du capital est similaire. Si le coût de production de la centrale de Hinkley Point était en revanche très inférieur à celui de Flamanville, cela signifierait qu’on ferait payer au consommateur britannique un surcoût injustifié.

M. le président François Brottes. Pensez-vous que la catastrophe de Fukushima a eu un impact sur le chantier de la centrale de Flamanville ? Les exigences nouvelles posées par les autorités de sûreté ont-elles pu avoir un rôle dans l’apparition de retards ou de surcoûts ? Peut-on vraiment comparer les choses compte tenu de la séquence des événements que nous observons depuis 4 ans ?

M. Stephen Thomas. Nous ne savons pas encore exactement ce qui s’est passé à Fukushima et il nous faudra un certain temps pour disposer d’un scénario complet. C’est cinq ans seulement après l’accident survenu à Three Mile Island que l’on a constaté qu’il y avait eu une fusion du cœur du réacteur ; or les dégâts à Fukushima ont été bien plus importants. Il nous faudra donc un certain temps avant d’en tirer tous les enseignements et de pouvoir les intégrer dans la réglementation. Les autorités de sûreté seront donc contraintes de donner le feu vert au projet de Hinkley Point et les éléments nouveaux devront être intégrés au fur et à mesure.

M. Humphrey Cadoux-Hudson. Le Royaume-Uni a demandé au directeur de l’autorité de sûreté d’enquêter sur les circonstances de l’accident de Fukushima. Son rapport prévoit certaines mesures pour le parc existant, mais aussi pour Hinkley Point C. Parallèlement, nous avons nous-mêmes étudié de près l’architecture de la centrale en la comparant à ce que nous savions de celle de Fukushima ; nous avons revu la conception du réacteur EPR au Royaume-Uni et procédé à des adaptations limitées. Sans doute d’autres informations nous parviendront-elles, mais l’enquête nous donne à penser que nous maîtrisons assez bien les incidences des circonstances de l’accident de Fukushima. Nous savons que le cas de Fukushima n’est pas comparable à celui d’autres centrales britanniques.

M. le rapporteur. Pouvez-vous détailler ces modifications ?

M. Humphrey Cadoux-Hudson. Les principales leçons de Fukushima concernent la prise en compte des situations hors dimensionnement. Quand on construit une centrale, on prévoit par exemple les risques d’inondation. Certains événements peuvent se produire après la mise en exploitation. Il est notamment prévu, dans ce cas, de faire parvenir sur le site du matériel d’urgence pouvant se raccorder à la centrale, comme les blocs électrogènes. Il faudrait de très nombreuses années avant qu’un risque théorique se produise. Reste que, aussi bien pour le parc installé que pour celui en construction, ce type de scénario – tout improbable qu’il soit – est prévu. Le moindre événement se produisant quelque part dans le monde est analysé et, si l’on peut améliorer la sûreté, on le fait.

M. le président François Brottes. Il ne s’agit pas de modifications concernant le process industriel, mais de mesures de riposte en cas d’incident, qui correspondent d’ailleurs aux préconisations de l’Autorité de sûreté nucléaire en France pour l’ensemble du parc.

M. le rapporteur. Je n’ai pas tout à fait la même analyse : on compte mille recommandations issues des évaluations complémentaires de sûreté par l’Autorité de sûreté nucléaire, notamment sur la mise à distance des centres de commandes afin qu’ils ne puissent pas être affectés en cas d’accident, mais aussi sur la bunkérisation. Je note du reste que Hinkley Point est au bord de la mer : qu’en est-il de la prise en compte du risque d’inondation ou d’autres risques, même si, bien sûr, on doit écarter l’hypothèse d’un tsunami ? Si je vous ai bien entendu, monsieur Cadoux-Hudson, les seules modifications apportées visent à faire venir des secours supplémentaires ? Vous n’avez prévu aucun changement quant à la configuration du site ? Ces modifications n’ont donc aucun impact sur le coût du chantier.

M. Humphrey Cadoux-Hudson. Il y a une incidence, mais elle reste modeste. Quand on compare les mesures prises en France et au Royaume-Uni, on ne peut pas affirmer la supériorité d’un système sur l’autre : tous deux travaillent à un niveau de précision extrême. Encore une fois, les normes de sûreté en France et au Royaume-Uni sont tout à fait comparables. Le réacteur EPR comporte de nouvelles normes de sûreté qui vont bien au-delà de ce qui avait été prévu initialement, et qui répondent à une nouvelle philosophie en la matière. Il n’est pas nécessaire de revoir de fond en comble la conception de la centrale que nous souhaitons construire. Nous avons tiré tous les enseignements possibles de Fukushima et des autres accidents.

M. le président François Brottes. Nous avons bien compris que, si l’un de vous faisait la promotion de l’évolution du parc nucléaire britannique, l’autre n’avait que peu de sympathie pour la filière nucléaire. Comment la société britannique appréhende-t-elle ces questions ?

M. Stephen Thomas. Il s’agit sans doute de la question la plus difficile. J’ai du mal à m’expliquer le consensus de la société autour de l’industrie nucléaire au Royaume-Uni. Le public ne manifeste pas une grande inquiétude. Il y a certes eu un grand débat après l’annonce du projet de l’EPR, mais il a surtout porté sur les considérations économiques, sur le prix et non pas sur la sûreté ou l’élimination des déchets. Depuis une cinquantaine d’années, le Royaume-Uni parle régulièrement d’un nouveau programme nucléaire sans que rien ne se produise ; le public, qui est peut-être devenu cynique ou sceptique, se dit que, de toute façon, il ne se passera rien.

En outre, on n’annonce la création d’aucun nouveau site : ce sont les sites existants qui seront transformés, ce qui suscite une certaine indifférence du public. Ainsi, à Hinkley Point, le réacteur C devrait prendre la relève en 2023, lorsque le réacteur existant sera arrêté : du point de vue de l’économie locale, la transition devrait se faire en douceur.

M. le président François Brottes. Le prix d’acquisition des sites avait provoqué un grand débat en France.

M. Humphrey Cadoux-Hudson. Il y a tout de même un débat public sur la politique énergétique, sur le fait de savoir si la capacité sera suffisante, sur l’opportunité de construire des centrales au charbon ou au gaz, sur la nécessité ou non d’investir dans l’éolien terrestre. Toutes les sources d’énergie sont contestées, hormis le nucléaire qui semble en effet faire l’objet d’un consensus. Le plus bel exemple en est que le Liberal Democrat Party, qui est, chez nous, celui qui s’apparente le plus à un parti Vert, a récemment changé d’attitude à l’égard de l’énergie nucléaire, à laquelle il est désormais favorable.

Autour de Hinkley Point, tout le monde est favorable au lancement du chantier, qui va créer des milliers d’emplois, sur place mais aussi en France chez les fournisseurs. Nous entretenons un dialogue très constructif avec les syndicats, qui ont compris que nous allions créer des emplois qualifiés et soutenir l’économie – certaines zones proches du site sont en effet sinistrées.

Les gens considèrent que nous allons dans le bon sens dès lors qu’ils ont l’assurance d’être approvisionnés, pour un prix raisonnable, en énergie sobre en carbone. D’après les sondages, et malgré Fukushima, 67 % des personnes interrogées, je le répète, sont favorables à l’énergie nucléaire : ce chiffre ne fait que s’accroître année après année.

Nous sommes à un moment où le pays doit construire de nouvelles capacités et faire les bons choix de mix énergétique. Le nucléaire fait partie de ces choix.

M. le président François Brottes. Au nom du rapporteur et des commissaires, je vous remercie, messieurs, d’avoir fait le voyage jusqu’à nous pour répondre à nos questions.

Audition de M. Manuel Baritaud, analyste senior « Électricité » de l’Agence internationale de l’énergie

(Séance du jeudi 30 janvier 2014)

Un document mis à la disposition de la commission d’enquête est accessible à la fin de la version PDF du présent compte rendu, à l’adresse suivante :

www.assemblee-nationale.fr/14/pdf/cr-cenucleaire/13-14/c1314010.pdf

M. le président François Brottes. Suivant avec attention la couverture de nos auditions par la presse, je vous rappelle, chers collègues, que nous ne tirerons nos conclusions qu’à l’issue de nos travaux. Entre-temps, si chacun est libre de s’exprimer à titre personnel, personne ne peut prétendre le faire au nom de la commission d’enquête.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE), dont M. Manuel Baritaud est un analyste senior, est un observatoire international qui travaille depuis plusieurs années sur un plan d’action pour la sécurité électrique. Dans le cadre de cette étude – demandée lors de la conférence ministérielle de l’AIE de 2011 –, l’agence s’est intéressée à la sécurité et à l’efficacité de la fourniture d’électricité pendant la transition vers des systèmes électriques faiblement carbonés. Ses travaux, qui abordent l’économie globale des marchés de l’électricité dans un contexte de présence croissante des énergies renouvelables, montrent également les répercussions de ces évolutions sur la filière nucléaire. Un opuscule synthétisant les analyses de l’AIE dans ce domaine – dont vous êtes, monsieur Baritaud, le principal concepteur – tire les conclusions de ces travaux et semble suggérer que la santé du marché de l’électricité et de l’énergie contribue à la bonne marche de l’économie dans son ensemble.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Manuel Baritaud prête serment)

M. le président François Brottes. Je vous donne la parole pour un exposé liminaire synthétisant vos travaux.

M. Manuel Baritaud, analyste senior « Électricité » de l’Agence internationale de l’énergie. Je suis ravi d’avoir l’opportunité de vous présenter les travaux de l’AIE en matière de sécurité de fourniture électrique. Le principal objectif de l’agence est de traiter des problèmes de sécurité énergétique ; commençant par le pétrole, les pays membres de l’AIE ont progressivement étendu ses travaux à d’autres aspects de la question – notamment, depuis deux ans, à l’électricité. Je suis chargé des recherches dans ce domaine.

L’AIE étant une émanation de l’OCDE, ses pays membres sont les principaux pays riches de la planète, dotés de marchés de l’électricité libéralisés et développant des politiques en matière de déploiement des énergies renouvelables. Nous analysons l’impact de ce déploiement sur le fonctionnement des marchés de l’électricité et sur leur capacité à assurer la sécurité d’approvisionnement – question fondamentale dans nos sociétés développées où toute l’économie en dépend. Lors de la dernière réunion ministérielle de l’AIE – rendez-vous qui rassemble la quasi-totalité des ministres de l’énergie des pays membres –, en novembre 2013, nous avons publié un résumé de nos travaux depuis deux ans, dont je vous présenterai les principales conclusions.

Dans les prochaines années, le secteur électrique des pays membres de l’AIE sera confronté à trois principaux défis : le vieillissement des infrastructures électriques – centrales et réseaux ; le déploiement des énergies renouvelables variables qui changeront le fonctionnement des marchés ; et enfin l’adaptation au changement climatique et la résilience des systèmes électriques.

Dans les pays de l’OCDE, plus de la moitié de la capacité nucléaire et charbon aujourd’hui en exploitation a plus de trente ans ; 20 % a plus de quarante ans. D’ici à 2035, les nouvelles centrales – à charbon, à gaz ou à l’énergie nucléaire – qui seront construites dans les pays de l’OCDE ne feront que remplacer celles qui seront arrêtées. Seules les nouvelles centrales à énergie renouvelable augmenteront les capacités installées. Ces projections valent pour les États-Unis comme pour l’Union européenne ; en revanche, dans les pays tels que la Chine, en raison de la forte croissance de la consommation d’électricité, on installera des capacités renouvelables, mais également nucléaires et fossiles.

L’introduction des capacités renouvelables – le solaire et l’éolien – dans le système électrique change le fonctionnement de ce dernier dans la mesure où ces installations produisent de l’électricité de façon variable. Dans les pays comme l’Allemagne, où les capacités installées sont d’ores et déjà importantes, on observe des pics de production solaire pendant la journée et une production éolienne fluctuante. L’énergie électrique pouvant difficilement être stockée, le déploiement des renouvelables changera, dans les prochaines décennies, la dynamique des marchés électriques et les besoins d’investissement. En effet, il faudra disposer de suffisamment de capacités de production installées pour faire face aux situations où le vent et le soleil feront défaut – comme au moment de la pointe de consommation électrique qui, en France, se situe en hiver et la nuit. Cet élément apparaît essentiel dans la dynamique de remplacement des infrastructures vieillissantes.

Le dernier défi auquel sont confrontés les systèmes électriques renvoie à la question de la résilience et de l’adaptation au changement climatique. On a tous en tête les images de l’ouragan Sandy qui a plongé la moitié de Manhattan dans le noir ; or les épisodes de ce type, affectant le fonctionnement des réseaux, sont appelés à devenir de plus en plus fréquents. De manière générale, le système électrique sera de plus en plus exposé aux aléas climatiques, tant dans le cas de la production solaire et éolienne que dans celui des installations plus classiques, les éléments climatiques extrêmes risquant de créer des coupures sur le réseau de distribution.

À côté de la sécurité d’approvisionnement et de la soutenabilité du système électrique, le troisième pilier de la politique énergétique est celui de l’efficacité et de la compétitivité. Les travaux comparatifs que l’AIE a menés l’année dernière montrent que le prix de l’électricité est bien plus bas aux États-Unis qu’en Europe, en raison d’un prix du gaz quatre fois plus faible et de l’absence de tarification du CO2. Les prix sont encore inférieurs en Chine. Cet aspect doit également être pris en compte quand on réfléchit aux arbitrages à faire en matière d’évolution du mix électrique.

Les travaux de l’AIE sur cette question explorent quatre principales activités, liées les unes aux autres. Ainsi, nous avons interrogé l’aptitude des marchés électriques à délivrer de bons signaux pour impulser l’investissement dans de nouvelles capacités de production et assurer une exploitation efficace des capacités existantes. La même question s’est imposée à propos des réseaux. Nous avons également étudié le problème – de plus en plus important – de la réponse de la demande d’électricité et celui de l’intégration régionale – et notamment européenne – des marchés électriques. Au centre de tous ces travaux se trouve la question de la préparation aux situations d’urgence, le système devant pouvoir faire face aux coupures d’électricité.

Voici, parmi nos conclusions, celles qui me semblent les plus pertinentes dans le cadre des travaux de votre commission d’enquête. D’abord, les gouvernements des pays membres de l’AIE doivent fournir plus de certitudes concernant leur politique environnementale. Pour bien fonctionner, les marchés de l’électricité doivent connaître les perspectives de déploiement tant des énergies renouvelables que des capacités nucléaires. En effet, les décisions d’investissement s’appuient sur les prévisions d’évolution du marché à l’horizon de dix, quinze ou vingt ans, et les opérateurs ont besoin de disposer d’informations sûres en cette matière.

Il est également très important de disposer de bons signaux-prix sur les marchés électriques. Ainsi, pendant les périodes de rareté, lorsque les marges du système électrique sont faibles, les prix de l’électricité doivent correctement refléter cette situation de tension. Il faut également que les marchés rémunèrent à sa juste mesure la flexibilité – nécessaire pour faire face à la variabilité et au relatif manque de prévisibilité des énergies renouvelables.

Les pouvoirs publics doivent clarifier le cadre réglementaire relatif à la sécurité de l’alimentation électrique. En France, le principe devant guider les investissements dans les moyens de production est celui du maintien du risque de défaillance du réseau en dessous de trois heures par an ou de trente heures tous les dix ans ; mais tous les pays membres de l’AIE ne disposent pas de ce type de critères, qui doivent rester cohérents avec les conditions économiques du secteur électrique. Il est enfin important que ce cadre réglementaire soit correctement reflété dans les signaux-prix sur les marchés.

L’introduction de mécanismes de capacité doit pouvoir être envisagée lorsque le bilan prévisionnel réalisé par les gestionnaires de systèmes électriques fait apparaître des déséquilibres à terme entre l’offre et la demande. La France fait partie des pays qui avancent actuellement dans le processus d’introduction d’un marché des capacités.

Enfin, nous conseillons d’améliorer l’intégration géographique des marchés de l’électricité. Si l’on veut introduire dans le système électrique une part croissante de renouvelables variables, alors ces marchés doivent être suffisamment dynamiques et flexibles pour permettre des échanges d’électricité entre pays, susceptibles de pallier la variabilité du solaire et de l’éolien. Plusieurs pays membres de l’AIE ont œuvré en ce sens ; pour aller plus loin, il est nécessaire de mieux coordonner les activités des gestionnaires de réseaux électriques grâce à l’harmonisation du cadre réglementaire en matière de sécurité d’approvisionnement. À défaut, les coûts de la transition énergétique risquent de s’avérer trop élevés, pesant sur la compétitivité des économies. Il faut donc absolument travailler sur ce sujet pour continuer à développer les énergies bas carbone de façon efficace.

M. le président François Brottes. Les électrons ne connaissent pas les frontières ; au vu de l’étroite intrication des marchés d’énergie internationaux, est-il encore pertinent – voire possible – de mener une politique nationale en matière d’électricité, et plus largement d’énergie ? Vous en appelez à plusieurs reprises aux pouvoirs publics, mais qui visez-vous : l’Europe, le monde, la France, les régions ?

M. Manuel Baritaud. En tant qu’organisation intergouvernementale, l’AIE s’intéresse en priorité à ce que peuvent faire les gouvernements des pays membres. La sécurité électrique repose sur plusieurs piliers dont le premier renvoie à la sécurité de l’alimentation en combustible fossile. À l’échelle européenne, celle-ci est notamment améliorée par la constitution de marchés gaziers, qui permet d’accroître les liquidités et de multiplier les sources d’approvisionnement. Les deux autres piliers sont l’adéquation de la fourniture – il faut disposer en permanence de suffisamment de capacités de production, de transport et d’interconnexion disponibles pour faire face à la demande – et la sécurité du système électrique, les gestionnaires de réseaux devant définir et exploiter les réseaux de façon à éviter les coupures. Or, comme le montre la directive relative à la sécurité de l’approvisionnement en électricité, dans le contexte institutionnel européen actuel, cette compétence relève clairement des États membres. L’introduction des marchés des capacités dans différents pays est d’ailleurs décidée par chaque État membre, et non à l’échelle européenne.

Cette fragmentation pose problème, alors même que l’on essaie de développer un marché européen intégré. En effet, l’absence de coordination entre les investissements de production réalisés dans différents pays risque de multiplier les inefficacités. Il faut donc travailler à une meilleure synchronisation des politiques nationales en matière de sécurité de l’alimentation électrique.

M. le président François Brottes. Ainsi, sans coordination, pas de politique nationale possible !

M. Denis Baupin, rapporteur. Je vous remercie d’avoir dès le départ insisté sur le problème du vieillissement des installations, qui se pose dans beaucoup de pays européens. Quelles que soient les appréciations que l’on porte sur les réponses à y apporter – et notamment sur les différentes solutions technologiques –, l’obsolescence des réseaux et des installations exige des décisions que l’on ne peut pas éternellement repousser. Dans tous les cas, nous devrons consentir des investissements massifs.

Vous avez évoqué la question de la résilience des réseaux face au changement climatique ; mais cette résilience ne concerne-t-elle pas également certaines installations qui, en cas d’événements climatiques extrêmes, peuvent être menacées ? Ainsi, au moment des tempêtes aux États-Unis, certains sites de production ont dû fermer. Quant aux installations nucléaires, qui se situent toujours à proximité de cours ou de plans d’eau, leur fonctionnement peut être perturbé tant par l’élévation du niveau des mers que par les sécheresses.

Toujours en lien avec les enjeux climatiques, si le prix de l’électricité est beaucoup plus faible aux États-Unis qu’en Europe, il ne faudrait pas en conclure que la recherche de la compétitivité exige de le faire baisser chez nous. En effet, ces prix bas s’expliquent par l’absence de la prise en compte du coût du carbone. L’AIE ayant à de multiples reprises attiré l’attention sur le risque climatique et ses conséquences sur la sécurité énergétique et plus globale de nos pays, je n’imagine pas qu’elle puisse suggérer d’imiter les États-Unis en cette matière.

La pointe hivernale constitue indéniablement un élément important de variabilité de la consommation électrique en France. Pour l’affronter, il convient entre autres de travailler directement à la source du problème : le chauffage électrique. Il s’agit donc d’une politique nationale à mener dans le cadre de la transition énergétique.

Dans son rapport de 2011, l’AIE recommandait d’adopter, face aux dérèglements climatiques, une série de mesures dont 70 % concernaient l’efficacité énergétique, 18 % les énergies renouvelables et 3 % le nucléaire. Cette répartition reste-t-elle valable aujourd’hui ?

En matière de sécurité d’approvisionnement, vous avez évoqué, avec raison, la variabilité des énergies renouvelables qui reste problématique tant que l’on ne sait pas correctement stocker l’électricité. Pourtant, lorsque la production est concentrée dans quelques installations de grande puissance, l’arrêt d’une d’entre elles entraîne également des conséquences importantes. La variabilité est donc valable pour toutes les énergies. Ainsi, un accident majeur dans une centrale nucléaire – comme au Japon –, voire un accident générique obligeant à fermer plusieurs installations – scénario mis en exergue par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) française –, auraient un impact très considérable. Comment évaluez-vous, en cette matière, les différentes énergies non carbonées, porteuses de mérites et de vulnérabilités différentes ?

Le président Brottes s’est demandé si l’on pouvait mener une politique énergétique nationale ; que pensez-vous aujourd’hui du marché électrique européen ? Plusieurs de nos auditions ont mis en évidence ses dysfonctionnements, son incapacité à prendre en compte l’adaptabilité aux situations de crise. Comment le rendre plus efficace ?

Enfin, les mécanismes de capacité – compléments permettant de faire face aux moments de pénurie d’électricité lors des pointes –, se limitent pour l’instant en général aux énergies fossiles, et de plus en plus souvent – en raison de son faible prix – au charbon. Or toutes les énergies fossiles ne se valent pas ; d’après vous, lesquelles d’entre elles correspondent le mieux à l’objectif de transition énergétique que se sont fixé les pays de l’Europe et de l’OCDE ?

M. Manuel Baritaud. En matière de résilience des installations nucléaires, EDF est en effet obligée, lors des périodes de sécheresse, de baisser le niveau de production des centrales pour des questions de température de rejet. Ce phénomène bien réel affecte les bilans prévisionnels réalisés par les gestionnaires de réseaux – en France, Réseau de transport d’électricité (RTE) –, qui livrent une estimation de nature probabiliste de la disponibilité du parc nucléaire et plus généralement de la sécurité de fourniture électrique. Ces projections peuvent difficilement se fonder sur des données historiques car on anticipe une multiplication des événements climatiques extrêmes dans les années à venir. Mais la question de l’impact du changement climatique sur l’infrastructure énergétique me paraît bien analysée à ce stade, y compris par l’AIE.

Si l’absence d’une tarification du carbone – et de tout projet de ce type – explique en partie le faible prix de l’électricité aux États-Unis, ce phénomène apparaît secondaire tant le prix du carbone reste faible en Europe. La principale différence vient plutôt du prix du gaz, quatre fois plus faible aux États-Unis. N’étant pas spécialiste de la question, je ne saurais vous dire comment le prix de cet hydrocarbure peut évoluer en Europe, en particulier si l’on y autorise l’exploitation des gaz de schiste. Il est toutefois certain que le marché européen du gaz est affecté à la fois par les dynamiques du marché américain – notamment via l’impact du gaz naturel liquéfié (GNL) – et par celles du secteur électrique, marqué par la forte décroissance de la demande de gaz pour la production d’électricité en Europe.

Selon l’AIE, si l’efficacité énergétique des bâtiments constitue une priorité dans la lutte contre le changement climatique et pour la réduction des émissions de CO2, son impact sur la pointe électrique reste limité. Cela dit, dans les scénarios envisagés par l’agence, la part des différentes énergies bas carbone est appelée à augmenter ou à se maintenir. Ainsi, le nucléaire fait partie du mix électrique que l’on prévoit pour 2035 ou 2050, dans des proportions comparables à aujourd’hui, voire supérieures dans des scénarios ambitieux de décarbonisation du mix, compatibles avec une trajectoire de stabilisation des émissions de CO2 et de réchauffement climatique inférieur à 2°C.

Il apparaît délicat de comparer, comme vous le faites, la variabilité des énergies renouvelables avec les arrêts de centrales nucléaires, ces phénomènes étant de nature différente. L’arrêt d’une centrale concerne une tranche parmi une multitude d’autres - problème que le système électrique sait gérer depuis des dizaines d’années. La variabilité du solaire et de l’éolien affecte, en revanche, de grandes zones géographiques aux conditions climatiques corrélées, où l’on a du vent et du soleil en même temps. L’impact et les implications de ces différentes variabilités sont donc incomparables. De plus, les prévisions de production photovoltaïque et éolienne sont relativement peu fiables deux, voire un jour avant le temps réel ; leur qualité s’améliore au fur et à mesure pour devenir relativement bonne à trois heures du moment effectif de production. Le système électrique comme les marchés de l’électricité doivent s’adapter à ce phénomène en devenant plus dynamiques.

Le processus d’intégration des marchés électriques européens a d’ores et déjà amené énormément de bénéfices. Ainsi, il a amélioré la sécurité d’approvisionnement et de fourniture électrique en permettant à chaque pays de pouvoir compter sur les voisins pour assurer l’exploitation du système. Les échanges commerciaux d’électricité depuis vingt ans ont pratiquement doublé en valeur absolue, ce qui montre bien que les acteurs y trouvent un intérêt. Ces échanges permettent d’assurer une meilleure utilisation du parc en favorisant l’emploi prioritaire des ressources les moins chères. L’approche européenne d’intégration des marchés consiste à procéder par étapes ; cependant, malgré l’adoption de trois paquets de directives relatives à l’électricité, le marché européen semble avoir encore du chemin à faire pour devenir parfaitement intégré et concurrentiel. Pour le rendre plus efficace, il faudrait non seulement renforcer les interconnexions internationales, mais également travailler sur l’harmonisation de la réglementation de la sûreté électrique au niveau européen, de façon à améliorer la coordination entre gestionnaires de réseaux lorsqu’on s’approche du temps réel – seule façon d’intégrer efficacement la variabilité des énergies renouvelables dans les échanges internationaux.

S’agissant des mécanismes de capacité, je ne crois pas me souvenir de décisions récentes de construction de nouvelles centrales, les installations en préparation correspondant aux choix faits il y a plusieurs années, au moment de l’introduction du système d’échange de quotas d’émission de CO2 en Europe. Bien conçus, les mécanismes de capacité ne favorisent pas une technologie au détriment d’une autre, se contentant d’ajuster la réponse de la demande. Il est donc important qu’ils soient neutres d’un point de vue technologique afin de permettre à l’ensemble des procédés de contribuer à assurer l’adéquation du système électrique.

M. le rapporteur. Dans ce cas, ces mécanismes doivent-ils également être neutres en termes de carbone ?

M. Manuel Baritaud. Oui. Chaque question doit être réglée au moyen d’un instrument adapté. Le problème d’émission de carbone ne relève pas du marché des capacités, mais de celui des quotas d’émission du CO2.

M. le président François Brottes. Des mécanismes d’effacement peuvent parfois y être associés.

M. Jean-Pierre Gorges. Je rappelle au rapporteur que cette commission d’enquête est consacrée au coût de la filière nucléaire, et non à la transition énergétique, sans cesse évoquée. Il ne faut pas noyer le poisson. Je souhaite que l’on se concentre sur le sujet afin que le rapport final puisse faire l’objet d’un vote !

M. le président François Brottes. La commission d’enquête est relative à l’électricité nucléaire dans le périmètre du mix électrique ; nous devons donc considérer celui-ci dans son ensemble.

M. Jean-Pierre Gorges. Monsieur Baritaud, vous avez montré l’opposition entre les filières stables – le nucléaire, l’hydraulique, le charbon – et les sources d’énergie variables promues dans le cadre du développement durable – l’éolien et le photovoltaïque. Une modélisation de leurs évolutions sur vingt-cinq ans devrait permettre de chiffrer le surcoût de la désinstallation des centrales nucléaires, qui devra être compensée d’une manière ou d’une autre. Or, comme vous l’avez souligné, la production des filières éolienne et photovoltaïque reste aléatoire et uniquement prévisible dans le très court terme. De plus ni le temps ni la météo ne s’arrêtent aux frontières : même si les pays limitrophes bénéficiaient d’un marché intégré, ils resteraient soumis, à un instant donné, aux mêmes conditions climatiques et lumineuses, le jour et la nuit survenant en même temps en France, en Italie, en Espagne, en Allemagne et dans les autres pays voisins. En croisant la courbe de l’évolution des besoins - en augmentation –, celle de la désinstallation des centrales nucléaires et celle du potentiel d’installation de l’éolien et du photovoltaïque – dont la production estimée doit tenir compte de leur caractère aléatoire –, on doit pouvoir déterminer le manque restant. Pour le combler, l’outil de substitution actuellement mis en œuvre est la centrale à charbon, tant en Allemagne qu’en Chine où ce phénomène explique le bas prix de l’électricité. Calculer, à l’horizon de vingt-cinq ans, le surcoût généré par cette substitution nous ferait réellement entrer dans les coûts de la filière nucléaire.

M. Manuel Baritaud. Plusieurs travaux font cette démarche qui consiste à estimer les coûts du système électrique correspondant à différents niveaux de déploiement des énergies renouvelables variables. Plusieurs facteurs doivent être pris en compte, et tout d’abord le coût du développement des réseaux électriques capables d’intégrer les sites de production des nouvelles énergies, généralement situés loin des centres de consommation. Le phénomène a également un impact sur les coûts globaux du système électrique. En effet, l’augmentation de la part du solaire et de l’éolien dans le système électrique diminue le besoin en électricité de base. Cependant, comme la production des énergies renouvelables est variable, les moyens de production réguliers restent nécessaires pour faire face aux situations où vent et soleil font défaut. Moins utilisées, ces installations classiques coûtent alors plus cher par mégawattheure produit. Ces effets de système ont été analysés, notamment dans un rapport récent de l’Agence pour l’énergie nucléaire (AEN). L’AIE s’apprête également à publier des observations quant à l’impact qu’aura la nécessaire augmentation de la flexibilité des systèmes électriques sur leurs coûts. Notre agence s’est donc intéressée à ces questions de manière générale, même si nous ne les avons pas considérées spécifiquement dans le cas français.

Cela dit, si le recours au charbon tend en effet à croître aujourd’hui en Europe, je pense qu’il s’agit d’un phénomène essentiellement conjoncturel. La technologie des centrales à gaz est mieux adaptée pour compenser la variabilité des énergies renouvelables. Par ailleurs, les réglementations relatives au charbon réduisent les chances de voir construire de nouvelles centrales de ce type, en Europe comme aux États-Unis. À terme, le nombre de capacités à charbon devrait donc décroître.

M. Michel Sordi. Dans son dernier rapport sur les perspectives énergétiques de la planète, paru en novembre 2013, l’AIE prévoit un réchauffement des températures à long terme de 3,6°C si les gouvernements en restent aux objectifs actuellement fixés. Que faut-il penser des décisions politiques consistant à fermer les centrales nucléaires non émettrices de CO2, ces fermetures étant le plus souvent compensées par des centrales à gaz et encore plus souvent à charbon, bien plus polluantes ?

Le calcul des coûts d’amortissement de nos centrales nucléaires se fait à partir de la durée théorique d’exploitation. En France, la centrale de Fessenheim est la première à avoir reçu de l’ASN l’autorisation de continuer à fonctionner au-delà des trente ans. En Suisse, la durée d’exploitation s’élève pourtant à cinquante ans, et aux États-Unis, jusqu’à soixante ans. La France est-elle le seul pays au monde à arrêter prématurément ses installations ?

Quand on sait que le kilowattheure ne coûte que 15 euros dans certaines régions du monde – telles que les États-Unis ou le Canada –, est-il réaliste, à court et moyen terme, de réduire notre part d’électricité provenant du nucléaire ? Cette politique risque d’alourdir encore plus notre facture énergétique et d’amener certaines activités à quitter notre territoire, causant des pertes d’emplois.

M. Manuel Baritaud. En effet, les scénarios du World Energy Outlook qui correspondent aux politiques actuellement menées sont compatibles avec une augmentation élevée de la température. Si nous voulons tendre vers une augmentation ne dépassant pas 2°C, il faut accélérer le développement des énergies bas carbone. Tous les scénarios de l’AIE fondés sur ces objectifs ambitieux donnent une part croissante au nucléaire, y compris dans les pays de l’OCDE. Quant aux pays comme la Chine, même s’ils installent beaucoup de centrales à charbon, ils construisent aussi, d’ores et déjà, beaucoup de centrales nucléaires.

On ne saurait sous-estimer le problème du coût de l’électricité et de la compétitivité. De fait, on arbitre en permanence entre les différents objectifs de la politique énergétique : prix abordable, réduction des émissions de CO2, sécurité de l’alimentation électrique. Actuellement, à cause de la crise économique, les gouvernements sont de plus en plus préoccupés par les questions de compétitivité, la réduction des émissions de CO2 passant au second plan.

Allonger la durée d’exploitation des centrales nucléaires existantes fait clairement partie des solutions les moins chères pour produire de l’énergie bas carbone. Aux États-Unis, la durée de vie de certaines d’entre elles a été prolongée jusqu’à soixante ans.

M. le rapporteur. Sur quels référentiels de sûreté vous basez-vous pour le dire ?

M. Manuel Baritaud. Je ne suis pas un expert en sûreté nucléaire ; je vous fais simplement part des décisions prises aux États-Unis.

M. Bernard Accoyer. Les conditions de travail de notre commission d’enquête laissent à désirer. Il est d’ailleurs paradoxal de nous retrouver, à l’étroit, dans cette salle de l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST), compte tenu de l’attitude de la majorité qui refuse tout progrès scientifique et nous détourne de l’objet de notre commission d’enquête pour nous mener vers une forme d’obscurantisme. Le rapporteur multiplie les interventions personnelles – qui constituent des plaidoyers dogmatiques contre l’énergie nucléaire plutôt que des questions pertinentes – et nous fait perdre beaucoup de temps pour satisfaire à ce caprice de l’écologie politique.

Le coût de l’énergie a des conséquences lourdes sur l’emploi : comme nous pouvons le constater dans nos circonscriptions, la baisse du prix de l’électricité aux États-Unis multiplie d’ores et déjà les fermetures de sites d’industrie chimique. Quant à la remise en cause du nucléaire, portée par le mouvement politique auquel appartient notre rapporteur, elle n’a pour le moment qu’une seule conséquence, bien visible en Allemagne : l’explosion de la consommation de charbon, et donc des émissions de gaz à effet de serre et de la pollution. Les écologistes sont peu diserts sur cette réalité, alors que la surconsommation de cet hydrocarbure à bas prix crée des déséquilibres dont il faudrait connaître le coût.

De toute façon, le solaire ne fonctionnant pas la nuit, l’éolien nécessitant du vent, et l’hydroélectrique des précipitations, nous ferions mieux de parler du mix énergétique plutôt que de nous cantonner à une question purement politique et dogmatique qui constitue l’objet de notre commission d’enquête.

M. le rapporteur. Votre discours, président Accoyer, est évidemment exempt de tout soupçon d’idéologie ! Je vous rappelle cependant que même l’OPECST – institution dont vous avez une vision décalée – compte en son sein des personnes portant un regard critique sur la science. Au moins deux « obscurantistes » ici présents en sont d’ailleurs membres.

Vous qui invoquez l’Allemagne de façon récurrente auriez dû assister aux auditions de la semaine passée – ou au moins en lire les comptes rendus –, qui montrent clairement que, comme en Grande-Bretagne et en France, l’explosion de la consommation de charbon dans ce pays est principalement due à la hausse du prix du gaz et à l’effet d’éviction du gaz par le charbon qui s’ensuit. Ce phénomène – largement démontré – n’a rien à voir avec la politique de transition énergétique allemande.

Auditionnée hier par la commission des affaires européennes, Mme Connie Hedegaard – commissaire européenne chargée de l’action pour le climat – a évoqué le paquet climat-énergie et la préparation de la Conférence des parties (COP) 2015 qui aura lieu à Paris. Elle a également souligné qu’entre 2010 et 2012, le prix du gaz aux États-Unis avait augmenté de 200 % ; la bulle liée au gaz de schiste et à son faible prix serait donc déjà en partie derrière nous. Mme Hedegaard a enfin noté – tout comme le rapport de l’OPECST rédigé par Christian Bataille et Jean-Claude Lenoir, ainsi que bien d’autres études – que l’exploitation potentielle de cette ressource en Europe n’aurait pas d’impact sur le prix du gaz. Qu’en pensez-vous ?

M. Manuel Baritaud. Ce n’est pas mon domaine, mais je crois en effet que les conditions géologiques des gaz de schiste aux États-Unis et en Europe ne sont pas exactement les mêmes. J’ai également cru comprendre que, quand bien même on en développerait l’extraction en Europe, on n’atteindrait pas des niveaux de coût de production comparables à ceux des États-Unis. L’AIE a publié plusieurs rapports identifiant les bonnes pratiques en matière d’exploitation de cette ressource ; les technologies compatibles avec les contraintes environnementales sont d’ores et déjà disponibles, mais la France a jusqu’à présent fait le choix de ne pas les considérer.

M. le président François Brottes. Ne trouvez-vous pas contradictoire de la part de l’Europe de promouvoir la lutte contre les gaz à effet de serre et le développement des énergies renouvelables tout en promettant d’être permissive en matière de gaz de schiste ?

M. Manuel Baritaud. Il m’est difficile de répondre à cette question. Ce qui me paraît important dans la politique européenne, c’est la réaffirmation de l’objectif ambitieux de réduire les émissions de dioxyde de carbone à l’horizon 2030.

Mme Sylvie Pichot. Ni pro ni anti-nucléaire, je ne suis là ni pour militer ni pour prendre une posture, de quelque bord que ce soit. Si nous voulons, en tant que parlementaires, avoir un rôle efficace et cohérent, nous devons sortir de l’affrontement pour aborder toutes les questions, même celles qui nous dérangent, par-delà nos positions respectives.

M. le président François Brottes. Je partage totalement vos remarques. Monsieur Baritaud, je vous remercie pour cet échange.

Audition de Mme Gwenaëlle Huet, directrice des affaires européennes de GDF-Suez, et M. Claude Turmes, député européen

(Séance du jeudi 30 janvier 2014)

Un document mis à la disposition de la commission d’enquête est accessible à la fin de la version PDF du présent compte rendu, à l’adresse suivante :

www.assemblee-nationale.fr/14/pdf/cr-cenucleaire/13-14/c1314011.pdf

M. le président François Brottes. Les éclairages qui nous ont été présentés ces derniers jours montrent que les marchés de l’électricité ont subi des chocs importants. Ceux-ci résultent de la faible taxation du carbone – voire de son inexistence –, de l’avènement du gaz de schiste, d’une baisse des prix de gros qui ont pour origine la compétitivité retrouvée du charbon et la présence croissante des énergies renouvelables au sein du mix énergétique.

Douze énergéticiens européens – dont GDF Suez – ont exposé il y a quelques semaines, dans un appel commun, les conséquences de cet écroulement du prix de l’électricité sur leur parc de production, notamment les centrales à gaz, et ont appelé à une redéfinition de la politique européenne de l’énergie. Observons au passage que le consommateur n’a pas noté sur sa facture les effets de cette baisse.

Denis Baupin, rapporteur de la commission d’enquête, et moi-même avons souhaité que deux voix s’expriment devant notre commission : celle de l’un des énergéticiens concernés par l’appel que je viens de mentionner, Mme Gwenaëlle Huet, directrice des affaires européennes de GDF Suez, et celle de M. Claude Turmes, Luxembourgeois, député européen du groupe écologiste, membre de la Commission de l’industrie, de la recherche et de l’énergie, et rapporteur, en juillet 2012, sur la proposition de directive relative à l’efficacité énergétique.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vais maintenant vous demander de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(Mme Gwenaëlle Huet et M. Claude Turmes prêtent serment)

M. le président François Brottes. Je vous remercie et donne la parole à Mme Gwenaëlle Huet pour un court exposé.

Mme Gwenaëlle Huet, directrice des affaires européennes de GDF Suez. Je vous remercie de me donner l’occasion de présenter la vision des énergéticiens sur la politique énergétique européenne.

Il est extrêmement important pour nous de témoigner, pas nécessairement pour brosser un tableau catastrophiste mais pour proposer des solutions, une évolution du modèle énergétique européen, des pistes de réflexion, et pour alimenter le débat en vue des élections européennes.

GDF Suez, présent dans 13 pays européens, est un acteur de premier plan en Europe dans les domaines de l’électricité, du gaz et de l’accompagnement des consommateurs pour les aider à mieux utiliser les services dédiés à l’efficacité énergétique. Cette présence nous permet de comprendre les évolutions de la consommation d’énergie dans de nombreux pays. Nous sommes partenaires, aux côtés de nos clients, de la transition énergétique.

En ce qui concerne la politique européenne de l’énergie, les autorités communautaires avaient fixé trois objectifs : la compétitivité, la sécurité d’approvisionnement et le développement durable.

Où en sommes-nous ? C’est la question à laquelle a tenté de répondre le groupe Magritte.

Le premier objectif, la compétitivité, consiste à assurer au consommateur une énergie au juste prix. Les prix de gros sur le marché ont diminué, au cours des cinq dernières années, de 35 à 45 %, mais le consommateur final, lui, a vu sa facture augmenter. Cette décorrélation s’explique en grande partie par l’évolution de la fiscalité énergétique. Dans le rapport qu’elle a publié la semaine dernière, la Commission européenne indique que les taxes, pour les consommateurs industriels, ont augmenté de 127 %.

M. Claude Turmes, député européen. Ce sont les marges des revendeurs d’électricité qui ont augmenté !

Mme Gwenaëlle Huet. Reprenons les trois objectifs fixés par les décideurs européens.

S’agissant de la compétitivité, l’augmentation du prix pour le consommateur n’est pas forcément négative car elle l’incite à faire des efforts en termes d’efficacité énergétique. Pour autant, un certain nombre d’industriels, surtout les consommateurs intensifs en énergie, commencent à prendre position sur la différence de compétitivité des prix en Europe et aux États-Unis.

Quant à la sécurité d’approvisionnement, elle doit être assurée à 100 %. La crise nous a placés en situation de surcapacité, et nous constatons en Europe un phénomène rapide et massif de fermeture de centrales extrêmement flexibles : 50 gigawatts de capacité ont ainsi été supprimés au cours des deux dernières années. C’est regrettable, car si nous n’avons pas besoin aujourd’hui de toutes ces centrales d’appoint, il se pourrait qu’un jour nous en ayons besoin. Or, ce jour-là, nous ne les aurons plus.

En ce qui concerne le développement durable, nous avons largement atteint notre objectif de réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre en 2020 puisque nous en sommes déjà à 18 %, mais ce résultat est surtout dû à la crise qui a eu pour conséquence de diminuer la consommation.

M. Claude Turmes. C’est faux !

M. le président François Brottes. Monsieur Turmes, veuillez laisser Mme Huet s’exprimer. Vous aurez la parole dès qu’elle aura terminé son intervention.

Mme Gwenaëlle Huet. Nous avons traversé une crise très sévère qui a détruit la valeur des actifs sur le marché, nous plaçant dans une situation critique.

Un certain nombre de pays ont pris des décisions – comme l’Allemagne qui a décidé de sortir du nucléaire – mais ces décisions ne sont pas suffisamment coordonnées à l’échelle européenne.

Enfin, le secteur énergétique a dû faire face à des évolutions mondiales brutales et fulgurantes, en particulier le développement du gaz de schiste aux États-Unis – le shale gas –dont nous ressentons les effets aujourd’hui en Europe. Nous n’avons pas assez anticipé ces bouleversements.

Notre groupe d’énergéticiens entend contribuer au débat, non pour critiquer les politiques énergétiques mais pour essayer de faire mieux, dans la perspective de la nouvelle politique énergétique européenne.

Tout a commencé pour notre groupe par l’appel que nous avons lancé, le 21 mai 2013, devant le Conseil européen de l’énergie au cours duquel nous avons proposé aux chefs d’État une autre vision de l’évolution du marché. Nous étions alors huit au sein du groupe Magritte ; nous sommes aujourd’hui douze dirigeants de grands groupes européens, dans des secteurs très différents allant du charbonnier au producteur d’énergies renouvelables, tous réunis autour d’un même message et d’un même constat : certes, la politique énergétique européenne a le mérite d’exister, mais il faut la promouvoir et faire en sorte qu’elle réponde mieux encore aux attentes des citoyens européens. Nous avons présenté nos réflexions devant le Parlement européen et différents chefs d’État et de Gouvernement, et nous avons communiqué avec la presse pour alimenter la réflexion du public.

Quelles sont les pistes que nous proposons ?

La première consiste à rétablir un véritable signal carbone. En effet, l’évolution du système souffre d’une absence totale de visibilité – le prix du carbone est actuellement de 5 euros alors qu’il devrait avoisiner les 30 euros – ce qui entraîne la méfiance des industriels et des énergéticiens.

Aujourd’hui, le marché connaît un excédent de 2 milliards de tonnes de quotas de CO2. Nous proposons de mettre en place le back loading qui consiste à retirer momentanément des quotas du marché. Vous allez me dire, monsieur Turmes, que ce n’est pas suffisant. C’est exact, c’est pourquoi nous allons plus loin en proposant de retirer des quotas et, pour leur ôter toute valeur, de « déchirer les billets de banque ». Ce retrait, en créant une pénurie, ferait remonter les prix. Un certain nombre d’industriels ne souhaitent pas que le marché dépende d’un signal politique. Qu’ils soient rassurés : le retrait, justifié par la seule crise économique, ne serait effectué qu’une seule fois.

Il convient parallèlement de donner de la visibilité à long terme. Pour cela, il faut définir un objectif contraignant de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour 2030, qui pourrait aller de 25 à 50 %. La Commission l’a fixé à 40 %, nous pouvons nous en féliciter. C’est un premier pas. Mais il nous faut attendre l’aval du Conseil européen.

Le marché de quotas d’émissions de CO2 est une enveloppe de quotas définie à un instant t, indépendamment de l’évolution de la demande. Nous proposons de créer une « banque centrale carbone », dont la mission serait d’ajuster les quotas sur le marché pour prendre en compte l’évolution de la demande et éviter les écarts de prix brutaux.

Parmi les énergéticiens qui composent le groupe Magritte se trouvent des charbonniers. Cela n’a rien d’étonnant car tous les énergéticiens ont un rôle à jouer dans la transition énergétique, tous développent de nouvelles activités et proposent de nouvelles offres à leurs clients.

Certes, les industriels très énergivores ont une position beaucoup plus modérée sur le marché carbone et pourraient menacer de délocaliser les industries fortement consommatrices d’énergie. Ce n’est dans l’intérêt de personne. Nous essayons naturellement de les écouter, mais l’orientation générale du secteur de l’énergie relève de choix politiques. C’est donc à vous, mesdames et messieurs les députés, de définir la boîte à outils que vous souhaitez mettre en place.

Une autre piste consiste à mettre en place un mécanisme d’inclusion carbone qui permettrait de taxer les importations vers l’Europe en fonction du contenu carbone des produits.

Une autre, enfin, pourrait être de réinjecter le revenu généré par les enchères du marché carbone au profit des industriels très consommateurs.

J’en viens aux énergies renouvelables. La presse a parfois présenté de façon très négative notre position sur ces nouvelles énergies, mais je vous rassure, nous sommes les plus gros investisseurs dans ce domaine. Iberdrola est le premier producteur d’énergies renouvelables au monde et GDF Suez le premier producteur d’éolien en France. Il n’est donc pas de notre intérêt de batailler contre les énergies renouvelables, mais nous aimerions qu’un cadre soit mis en place afin de sécuriser les investissements. Si certains pays d’Europe - l’Espagne, la Roumanie, la Pologne – reviennent sur des systèmes existants, c’est qu’ils ont été mal « designés ». Un certain nombre d’investisseurs ont signé des contrats qui n’ont pas été honorés. Pour éviter de telles situations, nous proposons d’améliorer les schémas, de rendre les technologies de plus en plus compétitives et de développer les filières.

Nous proposons, par ailleurs, d’engager une réflexion sur le nouveau modèle de marché « energy only » car s’il reflète la valeur de l’énergie sur un marché de gros, il n’attribue aucune valeur à la sécurité d’approvisionnement.

Pour attribuer une valeur à la sécurité d’approvisionnement, certains États membres, dont la France, ont développé des mécanismes de rémunération de capacité. Nous y sommes favorables s’ils sont bien « designés », ouverts à tous et transparents, mais nous mettons en avant une approche européenne. Nous espérons notamment travailler avec les Allemands sur un mécanisme de capacité propre à maintenir un marché intérieur intégré, fluide et transparent.

M. le président François Brottes. Mes chers collègues, je rappelle que cette commission d’enquête, constituée à la demande du groupe Écologiste, engage notre responsabilité collective car elle devra aboutir à une conclusion représentant l’ensemble de ses membres. Nos invités s’expriment pour eux-mêmes et sont libres de faire valoir des points de vue marqués. C’est tout l’intérêt de ces auditions.

M. Claude Turmes. Je vous remercie, monsieur le président, de m’avoir invité. Je précise que j’ai été rapporteur sur la directive relative à l’efficacité énergétique, mais également sur le marché européen de l’électricité et la directive relative aux énergies renouvelables. J’espère pouvoir vous convaincre qu’il existe bien une politique énergétique de l’Union européenne et que celle-ci est cohérente, notamment avec les objectifs fixés par votre Président de la République.

Aujourd’hui, le marché carbone et le marché de l’électricité de gros ne fonctionnent pas. C’est donc sur ces points que je vais vous faire part de l’analyse de mes collègues du Parlement européen.

Pourquoi nous sommes-nous engagés dans la transition énergétique ? Pour faire face au changement climatique, certes, mais également pour réduire la dépendance géopolitique et l’énorme dette énergétique de l’Union européenne. Le déficit de la balance commerciale de la France est ainsi dû pour 90 % aux importations d’énergie, et celui de l’Union européenne pour 80 %.

L’Union européenne a importé l’année dernière pour 500 milliards d’euros de gaz, de charbon et de pétrole, soit près de 4 % de son produit brut. Cette manne permet à M. Poutine d’acheter l’Ukraine, ou tout au moins les oligarques russes et une partie du gouvernement ukrainien. En important des énergies fossiles, nous affaiblissons l’Europe sur les plans géopolitique et économique.

Pourtant, l’Europe détient le leadership technologique en matière de réseaux intelligents et d’énergies renouvelables. Schneider est ainsi l’un des meilleurs du monde en matière d’efficacité énergétique – et même les écologistes de Bruxelles reconnaissent le savoir-faire d’Areva et de quelques acteurs du nucléaire français.

Si le débat sur l’électricité est aussi passionné depuis quelques années, c’est que nous sommes à la fin d’un cycle d’investissements : les deux tiers du parc de production européen doivent être remplacés d’ici à 2025-2030. En outre, la Commission européenne nous a fait savoir que la modernisation des lignes à haute tension et des réseaux de distribution nécessiterait quelque 200 milliards d’euros.

Le marché actuel, avec une surcapacité en base et un manque de production flexible, permettra-t-il de gérer cette situation ? Je ne le crois pas et cette complexité fait apparaître les contradictions du groupe Magritte et de GDF Suez.

Si l’industrie du charbon se porte bien, à l’inverse de celle du gaz, c’est que le marché carbone européen s’est effondré. En 2008, le prix d’un certificat d’émission de CO2 se situait aux alentours de 30 euros. À l’époque, le charbon lignite était très bon marché, mais les industries de hard coal ne tournaient pas car elles étaient remplacées par les industries du gaz, moins intensives en CO2 et donc moins pénalisées par le prix du certificat.

Depuis, le prix du carbone s’est effondré, ce que certains attribuent au développement des énergies renouvelables. En réalité, l’effondrement du marché est dû au surplus de certificats, estimé à 2,6 milliards, ce qui correspond à 7 % des émissions européennes. Sur ces 2,6 milliards, 40 millions seulement correspondent aux énergies renouvelables, soit une part légèrement plus élevée que ce qui était prévu dans la modélisation.

Quant à la crise, on lui doit une baisse de 600 millions de quotas. Elle n’est donc que très partiellement responsable de l’effondrement du prix du CO2.

Le reste est dû aux crédits internationaux. En 2012, les grands industriels intensifs et les électriciens ont acheté, en Chine et ailleurs, un milliard de certificats d’émissions de CO2 d’une valeur de 0,30 centime d’euro. En 2012, le système a été totalement submergé de certificats, ce qui a causé la mort du marché carbone. Après la décision prise la semaine dernière à Bruxelles de laisser 7 % des émissions dans le système, il est très probable que, d’ici à 2025, le prix du carbone restera extrêmement bas, ce qui signifie que les unités de production de charbon tourneront à plein régime et que le gaz sera hors jeu.

Cette décision prise à Bruxelles ne va pas dans le bon sens. Il n’existe qu’une solution pour financer l’efficacité énergétique, c’est que la France et l’Allemagne décident, comme l’ont fait les Anglais, d’instaurer un prix plancher du carbone. Cela permettra de gagner de l’argent et de financer ainsi l’efficacité énergétique.

En outre, les subventions aux énergies renouvelables dépendent du différentiel entre leur coût de production et le prix du marché. En Allemagne, en 2008, le différentiel entre l’éolien et le prix du marché était faible – de 90 à 60 euros. Aujourd’hui le prix de l’éolien est inférieur à 40 euros, mais le différentiel a augmenté. Relever le prix du carbone résoudra le problème de l’opposition entre charbon et gaz, apportera des revenus à l’État et affaiblira la distorsion de concurrence entre le charbon et les énergies renouvelables.

Ne nous leurrons pas : si le charbon ne paie pas la pollution qu’il génère – et à 10 euros par tonne, il ne la paie pas – l’éolien, le solaire et le nucléaire ne pourront jamais le concurrencer.

C’est la première des urgences. Je sais que l’entourage de François Hollande travaille sur cette question ; j’espère qu’une solution sera trouvée sous peu.

J’en viens aux prix de l’énergie.

Les industries du gaz et l’industrie chimique sont aujourd’hui confrontées à la shale gas revolution, ou plutôt, comme le considèrent certains, à la bulle du gaz de schiste qui a entraîné une baisse du prix du gaz aux États-Unis, ce qui incite les industriels chimiques à s’y implanter. Cela étant, depuis 2008, le prix du gaz en Europe a augmenté beaucoup plus qu’il n’a diminué aux États-Unis. C’est dû au fait que les contrats européens de gaz sont indexés sur le pétrole. Les contrats avec Gazprom, par exemple, stipulent qu’en cas d’augmentation du prix du pétrole, le prix de la fourniture de gaz est plus élevé.

Fatih Birol, économiste en chef de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), a relevé il y a plus d’un an que deux tiers des contrats à long terme passés entre l’Union européenne et ses fournisseurs pour la fourniture de gaz seraient renégociés au cours des six à huit prochaines années. Voilà une occasion en or de casser un mécanisme qui avait du sens dans les années 1970 mais n’en a plus aucun aujourd’hui. Combiner des infrastructures européennes de pipe-line de gaz, un marché de gaz liquide et une volonté politique de supprimer l’indexation sur le pétrole : voilà ce qui, à terme, permettrait au gaz de revenir dans le jeu.

Les objectifs de l’Union européenne pour 2020, le fameux « 20/20/20 », sont en accord avec ceux de l’Allemagne, à savoir réduire les gaz à effet de serre de 40 %, porter la part des énergies renouvelables à 18 %, réaliser 20 % d’efficacité énergétique et abaisser la part du nucléaire de 22 % à zéro.

Les objectifs de la France sont du même ordre : 30 % de réduction des gaz à effet de serre, 20 % d’efficacité énergétique, 23 % d’énergies renouvelables – car votre pays avait pris de l’avance en investissant dans l’hydroélectricité – et diminution de la part du nucléaire de 75 à 50 %, comme le Président Hollande en émis le souhait. La France suit donc la même trajectoire que l’Allemagne, l’Espagne et le Portugal : elle augmente la part des énergies renouvelables, renforce l’efficacité énergétique et abandonne en partie de vieux outils que, de toute façon, il faudra remplacer.

Lorsque nous avons élaboré le paquet énergie-climat, nous pensions qu’il permettrait de fermer les industries du charbon, mais la défaillance du marché carbone entraîne la fermeture de nombreuses unités de production de gaz. Il faut donc corriger cette défaillance.

Pour aider le marché, il faut limiter l’offre, donc fermer les vieilles centrales.  L’Allemagne devrait ainsi fermer six à huit centrales à charbon dont elle n’a plus besoin. La France, suivant le scénario voulu par M. Hollande de diminuer la part du nucléaire, pourrait elle aussi fermer un certain nombre de centrales nucléaires. Cela rassurerait les Luxembourgeois. Je rappelle à cet égard qu’André-Claude Lacoste indiquait dans un récent rapport que si des problèmes survenaient dans un réacteur situé près de la frontière, les procès intentés à l’encontre de la France auraient des retombées financières gigantesques. Le choix des centrales que vous déciderez de fermer fera l’objet de discussions entre vous. N’oubliez pas que les populations du Bade-Wurtemberg portent un regard différent sur la centrale de Fessenheim que celui que vous portez à Paris…

Enfin, si les marchés français et allemand de l’électricité n’existent plus, le marché européen de l’électricité n’existe pas encore, quant à lui. Le marché réel de l’électricité est le marché pentalatéral, créé en 2005 pour des raisons politiques entre la France, l’Allemagne, la Belgique, les Pays-Bas, le Luxembourg, rejoints ensuite par le Danemark, l’Autriche et la Suisse. C’est lui qui offre à nos pays la possibilité d’entreprendre des projets communs, notamment l’implantation d’éoliennes en mer. Je souhaite vivement que soit mis en place un régime commun d’éolien en mer entre les pays de la Mer du Nord. Une concurrence entre la Belgique et la France n’aurait pas de sens. Les marchés de capacité nationaux ont des effets pervers. GDF Suez ne saura pas si elle doit situer son nouvel outil à Strasbourg ou de l’autre côté de la frontière : cela n’a aucune importance dans le marché pentalatéral de l’électricité.

Je souligne à cet égard l’incohérence dont fait preuve GDF Suez en demandant la fin des subventions pour les énergies renouvelables tout en voulant les conserver pour les unités de production d’énergies fossiles. Toute aussi incohérente est l’alliance contre nature qu’elle a noué avec le lobby constitué par RWE et Vattenfall qui gagnent beaucoup d’argent grâce au charbon et veulent tuer le back loading. Cette alliance est une énorme contradiction et a pour premier objectif d’empêcher que l’Union européenne mène une politique forte en matière d’énergies renouvelables à l’horizon 2030.

M. le président François Brottes. Je crois savoir, monsieur Turmes, que le Luxembourg est importateur d’électricité française.

M. Claude Turmes. Pour une très faible part !

Mme Gwenaëlle Huet. Monsieur Turmes, nous sommes globalement d’accord sur un grand nombre de points.

Instaurer un prix plancher du carbone est effectivement une piste intéressante, mais pour redonner de la compétitivité au gaz par rapport au charbon, il faudrait que ce prix se situe aux environs de 50 euros, ce qui, s’agissant d’énergies intensives, risque d’être difficile.

En ce qui concerne l’indexation des contrats sur le pétrole, nous sommes d’ores et déjà en train de renégocier tous nos contrats à long terme.

Non, nous ne demandons pas la suppression des subventions aux énergies renouvelables, nous souhaitons simplement que celles qui sont matures et déployées à l’échelle européenne soient progressivement intégrées dans le marché. Il ne s’agit pas de les priver de subventions, mais plutôt de leur accorder des primes en attendant que l’électricité qu’elles produisent soit vendue sur le marché.

M. Denis Baupin, rapporteur de la commission d’enquête. Je vous remercie, madame, monsieur, de nous avoir livré deux points de vue différents sur la politique énergétique européenne.

Vos analyses sont assez convergentes, en particulier sur le fait que les entreprises attendent des signaux politiques cohérents et que le libre marché ne saurait à lui seul opérer une transition énergétique. Vous êtes également d’accord sur le fait que le marché carbone ne fonctionne pas, ce qui pénalise la transition énergétique.

Madame Huet, l’Europe est-elle vraiment en surcapacité en base, sachant que les pointes et les aléas ne sont pas les mêmes d’un pays à l’autre ?

Mme Gwenaëlle Huet. Nous sommes en moyenne en surcapacité, et en sous-capacité dans les périodes de pointe. Nous sommes donc préoccupés par les multiples fermetures d’installations très flexibles, qui ont le mérite de pouvoir être mises en service en quelques minutes. Instaurer un mécanisme de rémunération de capacité permettrait de laisser tourner ces centrales qui seraient ainsi disponibles le moment venu. Actuellement, certaines centrales tournent 2 000 heures par an, or pour être rentables elles devraient tourner 6 000 heures.

M. Michel Sordi. Monsieur Turmes, je peux comprendre que le Bade-Wurtemberg porte sur Fessenheim un regard différent, mais cette centrale représente l’équivalent de 85 % de la consommation de ma région. Je rappelle, en outre, que le Bade-Wurtemberg achète de l’énergie à la centrale aux heures creuses et que nos amis allemands en sont les partenaires.

Madame Huet, l’émergence du gaz de schiste aux États-Unis bouleverse en effet le marché de l’énergie en entraînant la baisse du prix du charbon et de la tonne de CO2 ainsi que la relance des centrales à charbon. Dans ce contexte, que pense GDF Suez du marché européen de l’énergie ? Comment votre entreprise envisage-t-elle le développement du mix français ?

Comment donner de la visibilité aux prix de revient dans la durée ? Compte tenu des incertitudes géopolitiques, techniques et politiques qui pèsent sur l’exploitation des gaz de schiste en Europe, quel niveau d’indépendance énergétique minimal faut-il garantir à nos pays pour que leur économie ne soit pas trop exposée aux évolutions du prix du gaz ?

Monsieur Turmes, l’Allemagne a choisi d’engager la transition énergétique en sortant du nucléaire et en promouvant de façon volontariste les énergies renouvelables. Que pensez-vous de cette orientation ?

La production d’électricité en Allemagne est issue pour 45 % du charbon – dont 26 % de la lignite, dont la production vient d’atteindre son niveau le plus élevé depuis la réunification – pour 23 % des énergies renouvelables et pour 15 % de l’énergie nucléaire. Cette nouvelle répartition a entraîné une augmentation des émissions de gaz à effets de serre de 2 % en 2012 et de 2 % en 2013. Les conséquences des rejets de particules fines sur la santé des citoyens sont-elles prises en compte ?

Par ailleurs, le prix de l’électricité a atteint les limites du supportable en Allemagne. Jusqu’à quel niveau, selon vous, les consommateurs allemands accepteront-ils ces augmentations ?

M. Jean-Pierre Gorges. Madame Huet, l’électricité est fournie par des systèmes stables – le nucléaire et l’hydraulique – des systèmes d’appoint – l’énergie thermique, le gaz, le charbon – et des énergies renouvelables aléatoires – l’éolien et le photovoltaïque.

Dans le cadre de la transition énergétique, notre objectif est de maîtriser les émissions de carbone et les coûts de ces énergies, tout en conservant une certaine indépendance.

Nous sommes en train de changer de système alors que nous n’avons pas encore de solution stable. L’éolien et le photovoltaïque sont des productions très variables que nous ne mettons pas en service aussi souvent que nous devrions le faire. Lorsque c’est nécessaire, nous utilisons l’énergie issue du charbon et du gaz. En fait, nous ne sommes pas prêts pour la transition énergétique, faute de réponses technologiques fiables. L’extraction de gaz de schiste par les Américains a totalement perturbé le marché mondial et produit une réaction en chaîne plus grave que le nucléaire…

N’avez-vous pas le sentiment que tant que nous n’aurons pas de solution pour exploiter les énergies réellement renouvelables, le meilleur outil pour assurer la transition énergétique reste le nucléaire car il associe un coût intéressant, la propreté et une certaine indépendance énergétique. Ne devons-nous donc pas prolonger les centrales, en attendant de trouver des solutions efficaces et qui évitent toute spéculation ?

Mme Gwenaëlle Huet. La stratégie du groupe GDF Suez est de favoriser un mix équilibré et diversifié. Nous sommes présents partout et nous investissons dans toutes les nouvelles technologies. Nous sommes opérateurs en matière d’énergie nucléaire car nous pensons qu’elle est nécessaire en Europe. Mais nous agissons aussi pour la décarbonisation de l’ensemble de l’outil industriel énergétique en investissant dans les nouvelles technologies comme le stockage de l’électricité, les véhicules de demain et la capture de CO2.

Pour nous accompagner dans cette démarche, nous avons besoin de signaux politiques. Si les représentants politiques ne se donnent pas pour mandat de mener à bien la transition énergétique, ils découragent les investisseurs. Notre rôle, en tant qu’énergéticiens, est de proposer à nos clients une large gamme d’offres énergétiques en leur montrant que tout est potentiellement réalisable et que nous sommes prêts à investir dans les nouvelles technologies. C’est ainsi que nous contribuons à la transition énergétique.

M. le président François Brottes. La capture de CO2, en redonnant aux centrales thermiques une virginité, ne risque-t-elle pas de donner une troisième vie au charbon ?

Mme Gwenaëlle Huet. Tous les démonstrateurs sont à l’arrêt ou ont été fermés. Le seul qui subsiste est le projet E.ON de GDF, à Rotterdam, mais il a été mis en difficulté par l’effondrement du prix du carbone.

Quel niveau d’indépendance faut-il conserver ? Il est généralement admis qu’un pays doit être indépendant : nous pensons, quant à nous, qu’il faut surtout avoir un approvisionnement très diversifié. C’est pourquoi notre approvisionnement n’est pas entre les seules mains de Gazprom. Nous allons renégocier tous nos contrats pour les rendre plus compétitifs et plus proches des prix du marché.

M. Jean-Pierre Gorges. Il est clair que vous répondez aux questions au nom de GDF Suez…

M. le président François Brottes. C’est à ce titre que nous avons invité Mme Huet.

M. Claude Turmes. L’Allemagne commet une erreur. Un clivage s’est d’ailleurs fait jour au sein même du CDU et du SPD et avec les industriels électro-intensifs qui voudraient que le carbone soit gratuit. La solution est d’instaurer un prix plancher commun à la France et à l’Allemagne, car la consommation d’électricité de ces deux pays représente 80 % du marché pentalatéral. Mme Merkel et M. Hollande se rencontrent le 19 février. Ils doivent impérativement mettre ce point à l’ordre du jour.

Par ailleurs, le rapport de la CRE (Commission de régulation de l’énergie) indique que lorsque le prix de l’électricité en Allemagne est inférieur à 42 euros – il devrait être de 38 euros en 2018 – les industriels électro-intensifs allemands obtiennent un meilleur prix que leurs homologues français.

M. le président François Brottes. Vous confirmez donc que les industriels électro-intensifs allemands ont accès à une électricité moins chère ?

M. Claude Turmes. Ces chiffres figurent dans le rapport de la CRE que j’ai adressé à la Commission européenne.

La stabilité de la consommation d’électricité est un mythe. En réalité, elle est très variable. Il suffit, pour s’en persuader, de regarder la consommation d’électricité en France le jour de la finale de la Coupe du monde de football.

Dans les années 1960, la France était équipée de quelques lignes à haute tension, situées essentiellement entre Paris et le Rhône du fait de la présence de barrages hydroélectriques. Lorsque votre pays a engagé son programme nucléaire, il a construit massivement des lignes à haute tension – dont la construction, d’ailleurs, a coûté aussi cher que celle du parc nucléaire ! Mais un réacteur nucléaire n’est pas assez flexible pour réagir aux fluctuations de la consommation. Certains proposent de construire des parcs de trois éoliennes, ce qui nécessite naturellement la présence d’un back up. Faut-il un back up derrière chaque réacteur nucléaire ? Non ! Ce n’est donc qu’en laissant toutes les productions dans le système que nous pourrons trouver un équilibre. Le marché pentalatéral permet précisément de réaliser des économies d’échelle car les pointes sont différentes d’un pays à l’autre.

RTE considère qu’il peut rencontrer deux problèmes majeurs : si deux centrales nucléaires françaises quittent le réseau en même temps et en cas de pic d’utilisation du chauffage électrique – nous savons qu’une baisse d’un degré entraîne une augmentation de consommation de 2 400 mégawatts. L’année dernière, le Portugal a produit 70 % d’électricité d’origine renouvelable, sans que le réseau ait eu à collaborer. Le Danemark en produit certains jours 80 %, l’Espagne 50 %. Nul doute que RTE et ERDF, qui sont parmi les meilleurs en Europe, sauront gérer ce problème.

S’agissant du stockage, nous travaillons à l’amélioration des piles à combustible, des batteries. Mais n’oublions pas que nous avons en Europe la chance de disposer d’un nombre important de barrages hydroélectriques. Au cours des cinq dernières années, nous avons quasiment doublé la capacité des barrages en Suisse, en Suède, en Norvège, au Luxembourg – qui possède le deuxième plus grand barrage hydroélectrique d’Europe. Notre capacité hydroélectrique est suffisante d’ici à 2025-2030.

Quant à la capture de CO2, je n’y étais personnellement pas opposé car si nous prenons au sérieux le changement climatique et si nous voulons que les industries décarbonisent, il nous faudra utiliser cette technique car c’est la seule que nous connaissons. Je suis d’ailleurs favorable au projet de démonstrateur industriel de Florange.

En ce qui concerne la production d’électricité, les courbes d’apprentissage de l’éolien sont bonnes et celles du solaire sont gigantesques : il est possible aujourd’hui de construire en France une grande centrale photovoltaïque pour un coût inférieur à 100 euros par mégawatt/heure. Mais, tous les experts le disent, il sera très difficile de parvenir au même prix pour une unité de production de charbon car ce prix doit tenir compte de l’usine chimique nécessaire pour extraire le CO2 et des travaux de forage. Le charbon est une solution pour certains pays comme la Pologne, mais il ne sera pas concurrentiel par rapport à l’éolien ou le solaire.

Pourquoi EDF ne fait-elle pas partie du groupe Magritte ? Parce que ses dirigeants savent pertinemment que le prix de marché actuel rend impossible, sans une garantie, de réinvestir dans le nouveau nucléaire. Je vous rappelle que le Gouvernement britannique projette de construire deux EPR à Hinkley Point.

Tous ceux qui considèrent que les coûts de production de l’éolien sur terre – environ 80 euros – et de l’énergie solaire – entre 90 et 110 euros – sont élevés devraient relativiser car le nouveau nucléaire coûtera quant à lui entre 130 et 150 euros. C’est la raison pour laquelle EDF, dans un souci de cohérence, n’a pas intégré le groupe surréaliste mis en place par GDF Suez.

M. le président François Brottes. Que pensez-vous de la logique européenne, parfois confrontée à des contradictions inextricables, par exemple entre les aides d’État aux tarifs de rachat pour les énergies renouvelables et le nucléaire en Angleterre, ou encore le fait que les industriels allemands ne paient pas le transport de l’électricité ? La Commission joue-t-elle correctement son rôle ? La Direction de la concurrence va-t-elle dans le sens d’un mix énergétique plus vertueux, ou chacun joue-t-il sa partition dans son coin ?

M. Claude Turmes. Je fais la différence entre les exonérations exagérées que l’Allemagne octroie à ses industriels – et qui posent un problème à l’industrie française – et les mesures prises par la Direction générale de la concurrence contre les aides aux énergies renouvelables. Il faut éviter que les industriels électro-intensifs s’implantent dans le pays où ils obtiennent les meilleures conditions. Demandez à un industriel électro-intensif à quel prix il veut payer le mégawatt/heure : il vous répondra 30 euros !

M. le président François Brottes. La semaine dernière, au cours d’une négociation à Québec, il a été fixé à 17 euros.

M. Claude Turmes. Si vous promettez à ceux qui consomment 40 à 50 % de l’électricité un prix dumping alors que l’Europe doit remplacer les deux tiers des centrales nucléaires et moderniser un réseau vieux de plus de 30 ans, il faudra faire payer les PME et les citoyens. Un rapport de la Banque publique allemande indique que depuis 30 ans, les prix de l’électricité pour les industriels sont moitié moins élevés aux États-Unis qu’en Allemagne. Pourtant l’industrie allemande est plus compétitive que l’industrie américaine : c’est que l’outil industriel européen est beaucoup plus productif et que nous sommes plus efficaces.

Selon Fatih Birol, d’ici à 2035, le prix de l’électricité sera légèrement plus élevé en Europe qu’en Chine, en Inde et aux États-Unis. N’allez pas croire qu’il baissera encore – sauf à trouver des budgets publics pour financer les investissements nécessaires.

La seule défense pour l’Europe est de rester la meilleure en matière d’efficacité énergétique. Je me bats à Bruxelles pour que les autorités européennes fixent un objectif contraignant et réduisent notre dépendance géopolitique. La dette énergétique de l’Europe – 500 milliards par an, soit 4 % de son produit brut – est plus élevée que la dette de la Grèce, de l’Espagne, du Portugal, de l’Irlande et de la France, et elle constitue le plus gros transfert de richesse entre un continent et les autres. C’est une gabegie monstrueuse. Au lieu de cela, nous pourrions créer de l’emploi en Europe en rénovant les bâtiments, nous pourrions aider les PME et les industriels à retrouver de la compétitivité. En bref, l’efficacité énergétique est plus importante que le développement des énergies renouvelables.

M. le président François Brottes. Ce qui est clair, c’est que le prix du marché de gros diminue, tandis que le prix pour le consommateur augmente. Nous marchons sur la tête !

M. Michel Sordi. Pouvez-vous me dire un mot sur l’impact de l’explosion du charbon en Allemagne sur la santé publique et le réchauffement climatique ?

Même s’ils suscitent l’appréhension de nos concitoyens, devons-nous augmenter le nombre des sites de stockage de gaz ?

Vous dénoncez le coût des lignes à haute tension, mais je rappelle qu’en Allemagne les champs d’éoliennes se trouvent dans le nord tandis que la plus forte consommation se trouve au sud, ce qui pose d’importants problèmes de transport. Cela ne doit-il pas nous inciter à conserver notre parc nucléaire, situé dans la plupart des cas près des zones où la consommation est la plus forte ?

M. Claude Turmes. Je pense que nous devons multiplier les sites de stockage de gaz.

Les centrales au charbon en Allemagne posent les mêmes problèmes que les véhicules diesel à Paris.

Enfin, les Allemands se sont effectivement heurtés à des problèmes d’acheminement de l’éolien du nord vers le sud, mais le dernier gouvernement a pris la décision de construire trois autoroutes de courant continu de la Mer du Nord et la Mer Baltique vers les centres de consommation. Nous sommes d’ailleurs en pourparlers pour prolonger ces autoroutes de l’électricité vers la Suisse.

M. Jean-Pierre Gorges.  Cela entraîne d’énormes pertes en ligne !

M. Claude Turmes. Le courant continu génère peu de pertes ; or la plupart des nouvelles lignes transporteront du courant continu.

Autre avantage, une ligne de courant continu est comme un robinet qui peut être ouvert ou fermé à la demande, ce qui permet d’améliorer la stabilité du système et de résoudre le problème des électrons non contrôlés.

M. le président François Brottes. Nous connaissons en région PACA des problèmes d’acheminement des électrons en toute sécurité.

Mme Gwenaëlle Huet. GDF Suez est opérateur en matière de stockage de gaz en Europe. Le stockage est un instrument de flexibilité qui nous permet, avec les terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL), de fournir du gaz à nos clients pendant les périodes de forte tension.

Pour conclure, nous sommes satisfaits, chez GDF Suez, de la façon dont évolue la discussion. L’avenir de la politique énergétique européenne est désormais un sujet de débat dans la perspective des élections européennes.

M. François Brottes.  Je vous remercie d’avoir participé à cette audition.

Audition de M. Philippe Van Troye, directeur général d’Electrabel,
et de M. Eric De Keuleneer, professeur à l’Université libre de Bruxelles

(Séance du jeudi 30 janvier 2014)

M. le président François Brottes. Nous avons le plaisir d’accueillir M. Philippe Van Troye, directeur général d’Electrabel, opérateur principal – sinon unique – en Belgique, et qui appartient au groupe GDF-Suez, ainsi que M. Éric De Keuleneer, professeur à l’Université libre de Bruxelles.

Cette commission a choisi d’observer la place du secteur électronucléaire dans trois pays voisins dont l’approche est sensiblement différente : le Royaume-Uni, la Belgique et l’Allemagne.

La Belgique se trouve dans une situation quelque peu similaire à celle de la France puisque l’électricité d’origine nucléaire représente une part majoritaire de la production totale – 54 % –, part destinée du reste à décroître. On peut relever néanmoins une différence entre nos deux pays : les centrales nucléaires françaises sont principalement utilisées en base alors qu’elles sont en Belgique en semi-base et de ce fait – est-ce une réalité ? – davantage sollicitées.

La Belgique a fait un choix clair : la loi adoptée en 2003 proscrit la construction de nouvelles centrales nucléaires et impose la fermeture des centrales existantes après quarante ans d’exploitation, en l’occurrence entre 2015 et 2025. Cette limite est-elle intangible ?

Il semble que cette décision ait fait l’objet de débats assez vifs. L’exploitant principal des réacteurs devant fermer en 2015 a en effet travaillé à obtenir leur prolongation. Je crois savoir, en outre, qu’en raison de fissures, neutralisées par la suite, certaines centrales ont dû être fermées pendant un temps assez long, ce qui a suscité des problèmes entre les pouvoirs publics belges et l’opérateur, relevant même du contentieux, beaucoup d’argent étant en jeu. On rapporte enfin que la rente nucléaire a donné lieu, en 2011 et 2012, à des évaluations contrastées entre le régulateur – la Commission de régulation de l’électricité et du gaz, la CREG – et l’exploitant – manière pudique de dire qu’ils n’étaient pas d’accord du tout.

Nous devons échanger librement sur tous ces points : loin de nous l’idée de juger les comportements de nos voisins.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(MM. Philippe Van Troye et Éric De Keuleneer prêtent serment)

M. Philippe Van Troye, directeur général d’Electrabel. Electrabel est en effet l’opérateur principal mais pas le seul propriétaire des centrales nucléaires belges. Nous partageons l’unité de Tihange 1 avec EDF à hauteur de 50 % chacun et EDF Luminus a une participation dans les unités de Doel 3, Doel 4, Tihange 2 et Tihange 3.

M. le président François Brottes. Qui commande à Tihange 1 puisque vous êtes à parts égales avec EDF ?

M. Philippe Van Troye. L’opérateur prend les décisions quotidiennes mais des comités techniques et des comités de gestion communs se réunissent régulièrement. C’est le résultat d’une histoire du nucléaire qui était assez commune, au début, entre la Belgique et la France concernant les PWR.

La durée de vie des centrales nucléaires est limitée à quarante ans d’exploitation, non pour des raisons techniques mais politiques. Une loi a été votée en 2003 en ce sens et a été amendée fin décembre 2013 pour autoriser l’unité de Tihange 1 à poursuivre son activité jusqu’en 2025. Nous avons entamé depuis plusieurs années des discussions avec le gouvernement belge et avec le régulateur chargé de la sûreté nucléaire, l’Agence fédérale de contrôle nucléaire (AFCN), de manière à développer un programme visant à identifier les éléments critiques qui doivent faire l’objet ou d’une maintenance particulière ou d’améliorations de la sûreté si la centrale est exploitée au-delà de quarante ans.

Plusieurs organismes jouent un rôle dans la gestion des déchets et le démantèlement des centrales : la Commission des provisions nucléaires (CPN) procède tous les trois ans à une révision de nos connaissances en matière de coûts de démantèlement et de gestion des déchets, laquelle est elle-même confiée à l’Organisme national belge des déchets radioactifs et des matières fissiles enrichies (ONDRAF).

Notre programme de provisionnement se fondait jusqu’à présent sur des scénarios prévoyant une fermeture de toutes les unités après quarante ans d’exploitation. Nous sommes en train de le réviser à la suite de la décision de prolonger l’activité de l’unité de Tihange 1 de dix ans, avec l’idée de démanteler tous nos sites suivant un séquencement, les plus récentes devant fermer vers 2025 et les plus anciennes en 2015.

La rente de rareté nucléaire a fait l’objet d’un long débat, d’expertises et de contre-expertises. La Banque nationale de Belgique a publié un rapport en avril 2011 établissant la méthodologie à utiliser.

M. le président François Brottes. Qu’entendez-vous par « rente de rareté » ?

M. Philippe Van Troye. Selon la logique de merit order – de préséance économique – des unités utilisées, dans un marché libre, le prix de vente de l’électricité est fixé par la dernière unité mise en service à son coût marginal. Si vous utilisez du gaz naturel, le prix sera fonction du coût marginal de production du gaz naturel et, pour les technologies nucléaires, la marge sera importante entre le prix de l’électricité et son coût variable de fonctionnement – il s’agit donc d’une marge intramarginale qui n’a rien d’anormal.

Je reviens au débat sur l’énergie en Belgique, un second aspect ayant fait l’objet de discussions. Quand le marché de l’énergie, jusqu’alors régulé, a été ouvert, le secteur nucléaire avait été amorti (il l’a été au bout de vingt ans de fonctionnement), et les unités nucléaires pouvaient générer une rente intramarginale. Comme aucun dispositif particulier n’a été mis en place au moment de l’ouverture de ce marché, dans un contexte où les prix, dans les années 2000, ont augmenté sensiblement, l’exploitant a vu sa marge s’accroître. Cette situation se reproduit si vous décidez de prolonger une unité nucléaire amortie car les investissements que vous réalisez éventuellement ne seront pas ceux de la construction d’une nouvelle unité. Se pose donc toujours la question de savoir quel est le profit raisonnable qu’on peut réaliser – et je rappelle que ce secteur n’est pas le seul concerné.

M. le président François Brottes. J’ai travaillé sur la question du bonus-malus consistant à augmenter la facturation pour neutraliser les tensions de consommation et, à l’inverse, à diminuer la facturation lorsque la consommation est faible. Or, si j’ai bien compris, une facturation qui ne serait pas au prix moyen ferait disparaître la rente en question.

M. Philippe Van Troye. Seulement, en Belgique, nous n’avons pas gardé de tarification. Il est difficile de comparer nos deux pays où l’approche n’est pas tout à fait la même. Les autorités politiques belges ont instauré une redevance pour recapturer une rente jugée excessive. Une loi programme a été votée à cette fin en 2008, complétée par une loi en 2012 fixant l’ensemble des contributions de répartition à 550 millions d’euros par an, sur la base d’une analyse de rente réalisée en fonction des coûts de 2007. Or, du point de vue de l’exploitant, si l’on observe l’évolution des marchés de l’électricité en Europe, cette rente devrait faire l’objet d’une réévaluation.

M. Éric De Keuleneer, professeur à l’Université libre de Bruxelles. Je suis le secteur de l’énergie, tout en lui restant extérieur, depuis une vingtaine d’années. J’ai été appelé par le gouvernement belge en 1999 à présider un groupe d’experts pour préparer la libéralisation du marché de l’énergie. Celles de nos recommandations concernant la rente nucléaire, alors déjà évidente, n’ont malheureusement pas été suivies. Aussi m’arrive-t-il encore de formuler des suggestions et certaines sont parfois entendues.

Le débat en Belgique tourne en effet autour de la rente nucléaire et sur la manière de la capter. En France, le problème se pose différemment puisque vous avez gardé un système de tarification, de contrôle des prix, une bonne partie de la rente nucléaire revenant par conséquent au consommateur sous la forme de prix raisonnablement plus bas que dans d’autres pays et plus bas que les prix du marché. En Belgique, en revanche, la rente a été pendant de nombreuses années captée entièrement par les producteurs et, depuis 2006-2007, très partiellement par l’État. J’ai observé que les producteurs nucléaires, partout en Europe, avaient, de façon très concertée, fortement combattu toute taxation de la rente et qu’ils avaient toujours présenté cette obligation légale comme une contribution qu’ils payaient presque volontairement en échange d’une prolongation de l’activité des centrales.

M. Philippe Van Troye. La première redevance était basée sur un accord avec le gouvernement belge, établissant bien le lien entre les 250 millions d’euros et la prolongation des unités de Doel 1, Doel 2 et Tihange 1. Or cet accord n’a pas été respecté.

M. Éric De Keuleneer. Tout à fait. Le propos de M. Van Troye illustre le fait que c’était une obsession pour les producteurs nucléaires de bien lier le paiement de la redevance à une prolongation de l’exploitation des unités. Le Gouvernement est revenu sur ce point, selon moi à juste titre, parce que l’accord était fondé sur des informations mensongères concernant le prix de revient. Electrabel continuait de prétendre qu’il était de 30 à 35 euros par mégawattheures (MWh) alors que je prétendais qu’il n’était, en 2004-2005, que de 15 à 20 euros par MWh. Les études évoquées l’ont estimé à quelque 20 euros par MWh.

M. le président François Brottes. Ce prix comprend-il le démantèlement, le traitement des déchets… ?

M. Éric De Keuleneer. Tout à fait. Mais il ne tient pas compte du risque civil.

Le débat reste centré autour du prix de revient du nucléaire amorti, du nucléaire prolongé, du nucléaire nouveau, prix variant très sensiblement selon le cas. Pour le nucléaire amorti, il est de l’ordre de 15 euros par MWh. Les études de la CREG et de la Banque nationale l’évaluent, quant à elles, à quelque 20 euros mais en tenant compte de marges bénéficiaires importantes.

M. le président François Brottes. En fonction de quelle durée de vie pour les centrales ?

M. Éric De Keuleneer. Sur une durée de vie de quarante ans. Les centrales belges ont été amorties en vingt ans et prolongées de vingt à quarante ans sans compensation économique. Le consommateur a, par conséquent, supporté la charge de l’amortissement sur vingt ans.

M. le président François Brottes. Vous considérez donc que le coût, auparavant plus élevé, est réduit à presque rien après vingt ans d’amortissement.

M. Éric De Keuleneer. Tout à fait : la charge d’amortissement était bien sûr plus élevée pendant les vingt premières années d’exploitation de chaque centrale ; comme le marché était régulé, le coût de production était intégralement facturé au consommateur. On lui a promis que les coûts baisseraient une fois les unités amorties pour ensuite lui expliquer que, le marché étant désormais libéralisé, la rente profiterait à l’exploitant et non à lui. Cette vision certes quelque peu schématique ne vise pas du tout M. Van Troye qui n’était en fonction à l’époque. Je pense également que les pouvoirs publics belges et le régulateur belge se sont montrés complètement naïfs ou complaisants.

Le prix de revient du nucléaire belge amorti est très faible et, depuis 2002, il n’est retourné à la collectivité belge que sous forme de cette petite taxe représentant quelques euros par MWh. J’évalue donc le prix de revient à 14 euros par MWh en exploitation courante. La prolongation pour une tranche de 900 MW se fera aussi grâce à des investissements de jouvence et un impact sur les prix à mon avis beaucoup plus faible que celui accepté par le Gouvernement.

Le coût du démantèlement et du retraitement a déjà été dans une très large mesure entièrement facturé au consommateur et a fait l’objet d’une mise en provision d’abord comptable puis effective au sein d’une filiale du groupe GDF-Suez, Synatom. Ces montants sont significativement plus importants, proportionnellement, que ceux dont il est question dans votre étude mais sans qu’on sache s’ils sont suffisants. Ces provisions sont encore largement détenues par les producteurs, ce qui est un non-sens économique et financier puisqu’elles se trouvent par là à la merci de la santé de ces derniers. Ces provisions ont été individualisées afin de s’assurer que l’argent sera disponible même en cas de défaillance du producteur nucléaire.

M. le président François Brottes. Il s’agit d’une sanctuarisation, en quelque sorte.

M. Éric De Keuleneer. Ces provisions n’ont pas vraiment été sanctuarisées puisqu’elles restent au sein du groupe. Je fais partie de ceux qui plaident, depuis quinze ans, pour leur sortie du groupe et les progrès en la matière se sont révélés très faibles.

Il y a donc de l’argent pour le démantèlement et pour le retraitement.

M. Denis Baupin, rapporteur. De quel retraitement parlez-vous ?

M. Éric De Keuleneer. De celui du combustible.

M. le rapporteur. Pour le stockage ?

M. Éric De Keuleneer. Oui.

M. Philippe Van Troye. Pendant plusieurs années, nous avons retraité le combustible usé, en France, mais cette opération a été interrompue par une décision politique, il y a plusieurs années. Il est aujourd’hui stocké dans des piscines ou à sec selon qu’il provient du site de Doel ou de celui de Tihange. Différents scénarios sont envisagés tous les trois ans : celui de la reprise du retraitement ou celui d’une évacuation directe.

M. le président François Brottes. Quand vous évoquez une décision politique, il s’agit d’une décision prise par les pouvoirs publics et non par l’opérateur ?

M. Philippe Van Troye. Tout-à-fait.

M. le rapporteur. Le débat se pose en effet en termes différents dans les deux pays, notamment pour ce qui concerne la rente.

M. le président François Brottes. Néanmoins, même si la schizophrénie n’est pas tout à fait la même qu’en Belgique, l’opérateur nucléaire, en France, verse des dividendes à l’État.

M. le rapporteur. La loi belge prévoit la fermeture des réacteurs nucléaires au bout de quarante ans d’exploitation avec une exception pour l’unité de Tihange 1. Qui a décidé cette prolongation de dix ans : l’opérateur, l’AFCN ou le Gouvernement ? Est-ce pour des raisons de vieillissement trop important de la centrale que cette décision n’a pas été prise pour Doel 1 et 2 ? Est-ce que les investissements se seraient révélés trop importants pour pouvoir prolonger la durée de l’exploitation de ces unités ? Votre réponse m’intéresse d’autant plus que les mêmes questions vont se poser en France.

Ma deuxième question porte sur la prolongation de l’unité de Tihange 1 : le programme d’investissements est de 600 millions d’euros. Dans le même temps, EDF a annoncé 50 milliards d’euros pour le « grand carénage ». Malgré la difficulté d’établir des comparaisons, comment expliquez-vous qu’on consacre, d’un côté, 600 millions d’euros pour un réacteur et, de l’autre, 50 milliards d’euros pour les 58 réacteurs français.

Ma troisième question concerne les unités de Doel 3 et Tihange 2, fermées pour cause de fissures, puis rouvertes. L’Autorité de sûreté nucléaire française avait émis des réserves sur cette réouverture et souhaité que soient réalisés des tests complémentaires. Nous avons donc une autorité de sûreté, d’un côté de la frontière, qui estime que ces réacteurs ne peuvent pas redémarrer, et une autorité de sûreté, de l’autre côté de la frontière, qui considère que la reprise d’activité est possible. Quelle est votre appréciation sur cette divergence plutôt inquiétante ?

M. Philippe Van Troye. La décision de prolongation de l’unité de Tihange 1 est avant tout politique et fait suite à une étude lancée par le secrétaire d’État à l’énergie sur les perspectives de sécurité d’approvisionnement d’électricité en Belgique. Cette étude a conclu que si l’on maintenait la décision de fermeture à la fois des unités de Doel 1, Doel 2 et Tihange 1, des problèmes surviendraient à l’horizon 2015, et que le meilleur moyen d’y répondre était la prolongation de dix ans de l’une des unités. Le choix de Tihange 1 ne répond pas à des considérations techniques – nous avions établi des dossiers de prolongation pour les unités de Doel 1 et 2 et Tihange 1 – mais en partie économiques : on a préféré le moindre coût.

M. le rapporteur. De ce point de vue, quelles sont les différences entre les sites concernés ?

M. Philippe Van Troye. Les différences ont essentiellement porté sur les plans de jouvence à réaliser au sein de ces unités. Il fallait remplacer certains équipements des unités de Doel 1 et 2 – d’ailleurs pas spécifiquement nucléaires –, ce qui n’était pas le cas pour le site de Tihange 1.

M. le rapporteur. À combien a été estimée la différence entre Doel 1 et 2 et Tihange 1 ?

M. Philippe Van Troye. La prolongation de l’exploitation des unités de Doel 1 et 2 aurait coûté 900 millions d’euros contre 600 millions d’euros pour l’unité de Tihange 1.

M. le président François Brottes. Il s’agit donc d’une décision politique et économique mais qui n’a rien à voir avec la sûreté nucléaire !

M. Philippe Van Troye. De manière à préparer cette décision, nous avions dès 2008 lancé des études sur la question de savoir quels investissements seraient nécessaires pour pouvoir prolonger les unités au-delà de quarante ans et nous avions fourni à l’Autorité de sûreté un dossier proposant des éléments de réponse sur le remplacement des équipements vieillissants et sur les améliorations à apporter en matière de sûreté.

M. le rapporteur. Aussi, les sommes de 600 et 900 millions d’euros évoquées concernent également la sûreté ?

M. Philippe Van Troye. Tout à fait. Les 600 millions d’euros consacrés au site de Tihange 1 prévoient le remplacement d’équipements mais aussi des améliorations de sûreté. Sur ces 600 millions, 200 seront consacrés à ce qu’on appelle en France la « bunkérisation » qui permet de mettre le réacteur à l’arrêt en toute sûreté et garantit sa résistance aux agressions extérieures. Ce dispositif est spécifique au site de Tihange 1 car toutes les autres unités disposaient d’emblée d’un système de « bunkérisation » de plusieurs trains de mise à l’arrêt, de plusieurs sources de refroidissement.

Quant à la comparaison entre les 600 millions d’euros dont il est ici question avec les 50 milliards d’euros qu’EDF va consacrer au grand carénage, il convient de rester très prudent : la configuration initiale n’est pas toujours la même. Les stress tests réalisés à l’échelle européenne sont à cet égard instructifs.

M. le rapporteur. Que sous-entendez-vous exactement ?

M. Philippe Van Troye. Je sous-entends que les systèmes de sûreté mis en place dans le design initial, complexes, peuvent être très différents. En Belgique, les centrales étant très proches de zones très habitées ou très industrielles, on a fait le choix, pour les unités de Tihange 2, Tihange 3, Doel 3 et Doel 4, de plusieurs trains de sûreté bunkérisés, de plusieurs sources de refroidissement indépendantes, ce qui a certes renforcé le coût de l’investissement initial mais, si l’on procède à un stress test, on obtient un design globalement plus robuste.

M. le président François Brottes. Quelque 600 millions d’euros pour prolonger l’exploitation d’une centrale, ce n’est pas grand-chose…

M. Philippe Van Troye. Si vous partez du principe que 1 000 MW produisent en moyenne, si l’on retire les révisions, 7,5 TWh par an, cela représente environ 8 euros de coût supplémentaire par MWh qui vous donnent droit, en toute logique, à une rémunération raisonnable sur le capital nouveau que vous investissez.

M. le président François Brottes. À quel chiffre cela nous amènerait-il ?

M. Éric De Keuleneer. Le gouvernement belge a accepté que le coût de ce plan de jouvence serait d’environ 14 euros par MWh ; ce qui, à mon avis, est excessif. Il faudrait vérifier la somme de 600 millions d’euros. Quant à la rémunération du capital, le gouvernement belge a accepté qu’elle soit de l’ordre de 9 % sur un financement constitué entièrement de fonds propres. C’est très curieux car le régulateur, pour des investissements dans le secteur électrique, n’accepte un coût du capital que de 4 à 5 %, estimant qu’une partie substantielle peut être financée par l’emprunt et eu égard à la rémunération du marché. Donc fixer un rendement à 9 % semble très élevé, d’autant qu’il concerne les 600 millions d’euros pendant toute la durée de la prolongation alors qu’année après année, les montants sont amortis. Le calcul de la rémunération du capital est exorbitant.

M. le président François Brottes. Vous êtes en train de nous expliquer qu’il est très rentable de prolonger la vie des centrales.

M. Éric De Keuleneer. Tout à fait. La Belgique est un cas spécifique : les centrales amorties permettent de produire à un coût très faible et le plan de jouvence ne devrait pas augmenter ce coût réel de plus de 10 euros par MWh. Si l’on part de 14 ou 15 euros aujourd’hui, on arrive à 25 euros par MWh alors que les prix du marché, même après leur baisse, sont encore de l’ordre de 40 à 45 euros par MWh. Et l’opération reste d’autant plus rentable que le coût de démantèlement est déjà intégré et que, dans une certaine mesure, la prolongation de dix ans retarde la nécessité du coût du démantèlement. On aurait presque dû imputer les coûts de jouvence sur les provisions de démantèlement.

M. le rapporteur. J’y insiste : en France, en cas de prolongation de l’exploitation d’un réacteur nucléaire au-delà de quarante ans, l’Autorité de sûreté nucléaire exigerait le respect des normes de sûreté les plus importantes en vigueur sur le territoire national, à savoir celles concernant l’EPR. Estimez-vous que les normes en vigueur à Tihange 1 équivalent à ce référentiel de sûreté ou bien, comme cela ne vous est pas demandé, vous n’avez pas pris les mesures le permettant ?

M. Philippe Van Troye. Les autorités de sûreté belge et française ont une approche assez similaire. Elles demandent que les options de sûreté supplémentaires permettent de répondre aux mêmes exigences de résistance à différents types d’incidents et d’accidents. Évidemment, pas plus en Belgique qu’en France on ne saurait faire d’une centrale d’il y a quarante ans un EPR. C’est une question de fonctionnalité, pas de design. En outre, les autorités de sûreté française et belge travaillent régulièrement ensemble sur ces sujets.

M. le rapporteur. Alors comment expliquez-vous cette différence d’appréciation tout de même frappante entre l’Autorité de sûreté française et l’Autorité de sûreté belge concernant les unités de Doel 3 et Tihange 2 ?

M. Philippe Van Troye. Il y a eu en effet une demande de l’Autorité de sûreté nucléaire française – qui participait d’ailleurs à l’analyse du dossier avec l’Autorité de sûreté belge – de ne pas autoriser dès le début 2013 le redémarrage des unités mentionnées avant que ne soit réalisée une série de tests complémentaires, notamment en matière d’essais mécaniques et de résistance des cuves. Or les unités concernées sont restées fermées pendant six mois pour que ces essais soient effectués, cela sous le contrôle de l’Autorité de sûreté belge qui, puisque tous les tests complémentaires ont répondu aux attentes, a émis un avis positif.

M. Michel Sordi. L’expertise et l’indépendance de l’Autorité de sûreté nucléaire française sont unanimement reconnues dans le monde. Reste qu’elle a autorisé l’exploitation des deux réacteurs de la centrale de Fessenheim pour dix années supplémentaires mais que pour des raisons politiques, un autre chemin a été pris…

L’autorisation a été donnée pour cinquante ans par l’Autorité de sûreté belge pour l’unité de Tihange 1 avec 600 millions d’euros d’investissements. Le rapport qualité-prix est tout à fait raisonnable. Je rappelle que la centrale de Fessenheim apporte à EDF 500 millions d’euros par an.

M. Philippe Van Troye. Dans l’un des documents que j’ai fait distribuer se trouve un résumé de la décision du conseil des ministres à propos de la prolongation d’exploitation de l’unité de Tihange 1, qui montre que la base des coûts ne se situe plus aux alentours de 15 euros par MWh. Les ordres de grandeur sont donc assez différents.

M. Éric De Keuleneer. C’est vrai mais la manière dont on est passé à 28 euros reste tout de même un mystère.

M. Philippe Van Troye. Ce n’est pas un mystère : la CREG vérifie nos coûts et ce sera le cas dans le cadre de la programmation de Tihange 1.

M. Éric De Keuleneer. Mais les 28 euros ne sont pas validés.

M. Philippe Van Troye. Ils vont l’être.

M. le rapporteur. Il est très intéressant pour cette commission d’entendre des personnalités qui n’ont pas le même point de vue, ce qui nous permet d’être mieux éclairés. Une dernière question : la prolongation de l’exploitation de l’unité de Tihange 1 a-t-elle été prise par le Gouvernement ou par le Parlement ?

M. Philippe Van Troye. Par le Parlement qui a modifié la loi.

M. le président François Brottes. Merci d’avoir répondu à notre invitation.

Audition de M. Luc Oursel, président du directoire d’AREVA

(Séance du jeudi 6 février 2014)

M. le président François Brottes. Monsieur Oursel, je vous remercie d’avoir répondu à l’invitation de notre commission d’enquête. À titre exceptionnel, cette audition se déroulera à huis clos et ne fera pas l’objet d’un enregistrement vidéo.

Nous nous concentrerons ce matin sur les questions liées au combustible nucléaire. Le nucléaire est souvent présenté comme une énergie non carbonée, ce qui choque toujours notre rapporteur, M. Denis Baupin. Il est aussi présenté comme une énergie propre, alors qu’il génère des déchets. On souligne aussi que cette énergie permet de garantir l’indépendance nationale, mais notre sous-sol ne recèle plus, ou pas, le combustible nécessaire à cette autonomie – cette question a donné lieu naguère à de vigoureux débat avec M. Yves Cochet. Le combustible nucléaire est-il inépuisable ? Les générations de réacteurs à venir sont-elles susceptibles de nous libérer de notre dépendance à l’égard de l’uranium ?

En 2013, AREVA a réalisé près de 19 % de son chiffre d’affaires, soit 1,8 milliard d’euros, dans le secteur minier, et près de 24 %, soit 2,2 milliards d’euros, dans le secteur amont, qui regroupe les activités de conversion, d’enrichissement et de fabrication de combustible. Ces chiffres, qui ne concernent pas seulement EDF, mais l’ensemble des clients d’AREVA, donnent la mesure des enjeux pour votre entreprise. Votre prédécesseur insistait du reste sur le fait qu’AREVA intervient sur la totalité du cycle nucléaire, en faisant même une affaire d’éthique pour l’entreprise. Je ne pense pas que cette stratégie ait changé sous votre autorité.

Le nucléaire est l’une des industries les plus capitalistiques et l’essentiel de ses coûts sont liés au capital, de sorte que la compétitivité de la production d’électricité nucléaire n’est acquise qu’à condition que le coût du combustible soit maîtrisé. Ce combustible est-il rare ou non ? La France est-elle prise dans des négociations « impossibles » avec certains États ? Par ailleurs – et c’est l’une des raisons justifiant la tenue de cette audition à huis clos –, la production de combustible peut mettre en jeu la vie d’hommes et de femmes dans certains pays, comme on l’a malheureusement déjà observé. Tout-à-l’heure, nous interrogerons d’ailleurs un représentant du ministère des affaires étrangères sur la dimension politique du problème. Il reste toutefois cette question essentielle que nous vous posons en premier : quelle est la réalité de notre dépendance à un combustible rare et, peut-être, de plus en plus cher ?

Monsieur Oursel, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande maintenant de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Luc Oursel prête serment)

M. Luc Oursel, président du directoire d’AREVA. Mon exposé se concentrera particulièrement sur l’uranium naturel, c’est-à-dire sur l’activité minière d’AREVA, car les autres activités de l’entreprise – conversion, enrichissement et « assemblage » de combustible – sont réalisées en totalité dans nos installations situées sur le territoire français, ce qui les rend moins tributaires des difficultés géopolitiques et internationales.

Je dresserai donc rapidement un panorama du marché international de l’uranium naturel, avant d’évoquer son impact sur le coût de la filière, puis la place qu’occupe aujourd'hui AREVA dans ce domaine.

Les réserves identifiées d’uranium naturel sont aujourd’hui évaluées par l’OCDE à 130 années de consommation, compte non tenu des conséquences positives que pourraient avoir le développement de nouvelles technologies moins consommatrices d’uranium naturel, comme la quatrième génération de réacteurs, et la généralisation du retraitement tel qu’il est pratiqué en France. Que le chiffre retenu soit celui de 130 ou celui de 100 années, on peut le comparer aux évaluations des réserves de pétrole et de gaz – une cinquantaine d’années pour le pétrole et légèrement plus pour le gaz – et de celles de charbon, évaluées à 100 ou 110 années.

Quarante-quatre pour cent de ces ressources se situent dans des pays de l’OCDE, contre 17 % pour le pétrole et 8 % pour le gaz. Le pays qui en détient le plus est l’Australie, avec 31 % du total, suivie du Canada, avec 9 %, des États-Unis, avec 4 %, le Kazakhstan et le Niger comptant ensemble pour 20 %.

En 2013, le total de la production mondiale d’uranium naturel s’élevait à 54 000 tonnes, ce qui est peu par rapport à d’autres combustibles, mais c’est précisément une caractéristique de l’énergie nucléaire que de ne pas nécessiter la manipulation d’une importante quantité de matière pour obtenir un important potentiel énergétique.

La liste des principaux producteurs ne correspond pas à celle des principaux détenteurs de ressources. En tête vient le Kazakhstan, avec 40 % de la production mondiale. Dès le début des années 2000, en effet, ce pays a lancé une politique très agressive de développement de son potentiel, politique qui porte aujourd’hui ses fruits. Viennent ensuite le Canada, avec 15 % de la production mondiale, puis l’Australie avec 10 %, le Niger avec 8 % et la Russie avec 6 %.

Cette offre « primaire », c’est-à-dire issue des mines d’uranium naturel, est complétée par des ressources « secondaires », correspondant au recyclage de l’uranium très enrichi issu du démantèlement des arsenaux nucléaires russe et américain. En 2013, ces ressources ont représenté pour AREVA un montant très important. S’y ajoutent les matières issues du recyclage des combustibles usés et les stocks importants détenus par le Department of Energy américain, qui les relâche régulièrement sur le marché en fonction de ses propres besoins budgétaires. Enfin, les nouvelles technologies d’enrichissement permettent aujourd’hui de réenrichir l’uranium appauvri, qui constitue désormais une ressource assez significative.

On dénombre sur le marché de l’uranium peu de vendeurs et d’acheteurs – ces derniers étant, à l’exception de quelques traders, les compagnies électriques elles-mêmes. Les stocks sont importants : deux ans et demi de consommation aux États-Unis et trois ans et demi en Europe, tandis que la Chine a engagé une politique très agressive de constitution de stocks stratégiques pour accompagner le développement de son programme nucléaire.

La part de l’uranium naturel représente moins de 5 % du coût de production du kilowattheure nucléaire. En y ajoutant la transformation de cet uranium en combustible – conversion, enrichissement et assemblage –, cette part est encore inférieure à 10 % du coût complet du nucléaire. De fait, l’essentiel de ce coût – jusqu’à 70 % – est constitué par les dépenses d’investissement, les 30 % restants correspondant aux charges d’exploitation et de maintenance, dont 10 % donc pour le combustible. Ainsi, un doublement du coût de l’uranium naturel induirait une augmentation de moins de 5 % du coût total de la production d’énergie nucléaire – de l’ordre de 3 à 4 % au cours actuel.

M. le président François Brottes. Est-ce là un appel invitant les fournisseurs à doubler leurs prix ?

M. Luc Oursel. AREVA ne pourrait que se réjouir d’une telle évolution – qui devrait du reste se produire, car les prix sont, à la suite de l’accident de Fukushima, très bas. C’est en tout cas une caractéristique de l’énergie nucléaire que son coût soit relativement insensible au prix de la matière première, à la différence de celui des centrales à charbon ou au gaz – où le coût de production dépend pour 60 % du coût du gaz.

Selon nos estimations – car AREVA ne fournit pas 100 % de l’uranium qu’utilise cette entreprise –, les importations d’uranium naturel coûtent annuellement à EDF entre 500 et 600 millions d’euros, ce qui est marginal par rapport à la facture énergétique française, laquelle se situe, selon le prix des combustibles, entre 60 et 70 milliards d’euros.

La proportion des transactions effectuées sur le marché spot de l’uranium naturel n’est que de 10 à 15 %, car la plupart des électriciens préfèrent signer des contrats d’approvisionnement de long terme. Nous avons ainsi signé en 2013 avec EDF un contrat portant sur des livraisons jusqu’en 2035 – EDF est à cet égard un bon client, car les électriciens américains préfèrent les achats à plus court terme. Ces 85 % de transactions à long terme sont assorties de prix mixtes associant un prix de long terme, un prix spot et, parfois, des composantes liées aux coûts.

Après l’arrêt de quelques réacteurs nucléaires allemands et, surtout, celui des réacteurs japonais à la suite de l’accident de Fukushima, le prix spot a connu une très forte diminution, passant de 73 dollars la livre avant Fukushima à 44 dollars à la fin de 2012, puis à 35 dollars à la fin de 2013 – soit une diminution de moitié. Cela ne signifie pas que le prix des approvisionnements a été divisé par deux, car le prix spot ne s’applique qu’à une partie des transactions. Elle montre cependant le très fort impact sur le marché du retrait des acheteurs japonais. Ce déséquilibre passager est partiellement compensé par les achats importants effectués par la Chine pour constituer des stocks stratégiques.

L’analyse réalisée par un organisme spécialisé a montré que le prix à long terme avait lui aussi diminué, passant de 56 dollars la livre à la fin de 2012 à 50 dollars à la fin de 2013. Face à cette situation, de nombreux producteurs miniers ont annoncé le report, voire l’annulation de projets de développement de nouvelles mines. D’ici à 2020, la croissance du marché, notamment avec l’augmentation des capacités nucléaires dans le monde, en particulier en Asie, devrait se traduire par une augmentation des besoins, et donc des prix de long terme – qui, selon les prévisions de la profession, devraient retrouver en 2020 leur niveau de la fin de 2012, soit 56 dollars la livre.

Les activités minières occupent une place très importante dans les activités d’AREVA qui, avec une production de 9 300 tonnes en 2013, fait partie des quatre principaux producteurs, avec le Kazakhstan, le Canadien CAMECO et le russe Rosatom. Sur une quarantaine de milliards d’euros de commandes pour l’ensemble des activités d’AREVA, l’uranium représente près de 10 milliards d’euros.

Notre entreprise bénéficie déjà d’une relative diversification géographique de sa production, avec un site au Kazakhstan, deux mines au Niger et un site au Canada. C’est là une spécificité par rapport à nos concurrents, qui sont généralement beaucoup plus concentrés géographiquement : KazAtomProm ne produit qu’au Kazakhstan et de grands concurrents comme Rio Tinto ne le font en général que dans deux pays.

Nous procédons également à des achats sur le marché. Nous avons ainsi acquis, à la suite de l’arrêt des centrales du pays, des stocks détenus par les consommateurs japonais et nous avons commercialisé, à des fins évidemment pacifiques, une partie de l’uranium hautement enrichi mis sur le marché au terme d’un programme de démantèlement des armes russes et américaines, soit 2 600 tonnes.

La diversification n’est cependant pas encore arrivée à son terme et nous avons engagé deux projets en vue de la poursuivre.

Le premier est celui de la mine de Cigar Lake, au Canada, que nous exploitons en partenariat avec l’un de nos concurrents – car, comme c’est le cas dans l’industrie pétrolière, la taille des projets pousse souvent les producteurs à s’associer – et où la production débutera en 2014. Cette mine présente des teneurs en uranium très élevées et son exploitation sera totalement automatisée. Les premiers indices géologiques révélateurs de ce gisement ont été découverts alors que je faisais mes premiers pas dans une mine d’uranium, au Gabon, en 1982 : ces trente années sont un délai particulièrement long, mais il n’est pas rare qu’il s’écoule une quinzaine d’années entre la découverte des premiers indices d’un gisement et sa mise en exploitation.

Le deuxième projet important sur lequel nous travaillons est celui de la mine d’Imouraren, au Niger, qui pourrait produire jusqu’à 5 000 tonnes par an. Afin d’éviter le risque de déséquilibre que pourrait avoir la mise immédiate sur le marché d’une telle quantité d’uranium, nous réfléchissons au moment qui serait le plus opportun pour le lancement de cette production.

Nous poursuivons en outre nos activités de développement et d’exploration. Au Canada, la loi qui interdisait à un opérateur étranger de posséder plus de 49 % d’un gisement minier et imposait donc systématiquement le recours à un opérateur canadien a été abrogée à la suite des négociations qui ont eu lieu avec l’Union européenne. Nous pourrons ainsi intensifier nos activités dans ce pays.

En Mongolie, après de nombreuses années d’efforts, nous avons constitué en octobre 2013, à la suite de la visite du ministre des affaires étrangères, une joint venture avec la société nationale pour commencer à développer des gisements qui entreront en production d’ici une dizaine d’années.

En Namibie, un projet achevé à 80 % a été mis sous cocon car nous pensons qu’il n’aurait pas de débouchés sur le marché.

Les explorations se poursuivent d’autre part au Gabon et au Canada, pour certaines en partenariat avec le groupe japonais Mitsubishi.

Nos réserves représentent actuellement 28 années de production, l’objectif étant de disposer toujours de réserves supérieures à vingt années de nos besoins. Mais l’activité d’exploration et de développement est également nécessaire pour maintenir la compétence des géologues et notre capacité à traiter les minerais afin d’en extraire l’uranium.

Partout où nous travaillons, nous adoptons une logique de long terme, ce qui suppose une attention particulière à la sécurité, à l’environnement et à la bonne insertion dans l’économie locale.

En matière de sécurité, nous appliquons partout la même norme, indépendamment des réglementations nationales, parfois moins exigeantes : nos personnels doivent recevoir moins de 18 millisieverts par an et font l’objet d’un contrôle individuel, effectué par des organismes indépendants. Au Niger, nos employés et sous-traitants ont reçu moins de 3 millisieverts, la dose maximale enregistrée par une personne étant de 16 millisieverts.

Nous sommes également très attentifs à la sécurité des activités minières souterraines ou à ciel ouvert. Le taux de fréquence des accidents est de 1,08, soit 24 fois moins que la moyenne de l’industrie française, toutes activités confondues.

En ce qui concerne l’environnement, nous développons dans tous les pays où nous sommes présents, notamment au Niger, des systèmes de surveillance constante de l’eau, de l’air, des sols et de la chaîne alimentaire et respectons la limite fixée de 1 millisievert par an de dose ajoutée pour le public, qui correspond à peu près au rayonnement naturel.

Sachant que notre présence dans ces pays est durable, nous veillons à assurer un développement de nos activités en harmonie avec l’environnement économique et social national. Au Niger, par exemple, nous avons construit des hôpitaux, que nous faisons fonctionner et dont l’accès est gratuit pour la population d’Arlit, les employés d’AREVA ne représentant que 30 % des consultants. Nous menons également de nombreuses actions dans les domaines de l’éducation et du développement économique, par exemple un programme d’irrigation lancé avec le gouvernement dans le nord du pays. Bien entendu, plus nous sommes avancés dans les projets miniers, plus ces partenariats économiques font l’objet de discussions avec les gouvernements locaux.

J’en viens à l’amont, c’est-à-dire aux trois étapes de la fabrication du combustible. La conversion est réalisée en France, à Malvési et au Tricastin. À Malvési, nous avons investi plusieurs centaines de millions d’euros, dans le cadre du projet Comurhex 2, pour renouveler nos installations et les rendre capables d’assurer dans la durée la sécurité de l’approvisionnement et de l’environnement. Au Tricastin aussi, nous avons investi plusieurs millions d’euros pour construire une nouvelle usine d’enrichissement, beaucoup moins énergivore, dénommée Georges-Besse II, qui utilise des technologies de centrifugation. Nous avons déjà atteint 75 % de la capacité d’enrichissement que nous visions. Quant à l’assemblage du combustible, il est principalement réalisé à l’usine de Romans, qui couvre la quasi-totalité des besoins d’EDF. À la différence de nos concurrents, nous assurons la mise en œuvre du zirconium et des châssis d’assemblage d’une manière parfaitement intégrée entre différentes usines situées sur le territoire français.

La relation avec EDF est bien évidemment essentielle mais, comme pour l’ensemble de nos activités, notre objectif est d’être présents dans le monde entier auprès des électriciens nucléaires. Avec 25 % du chiffre d’affaires d’AREVA, EDF en est aujourd’hui le premier client, mais non le seul, les 75 % restants étant réalisés sur le marché international.

M. le président François Brottes. Combien d’emplois les activités que vous venez d’évoquer représentent-elles ?

M. Luc Oursel. L’activité minière ne procure pratiquement pas d’emplois en France, hormis pour trois centaines d’ingénieurs et d’experts chargés du développement des projets et du traitement des minerais, notamment dans notre centre de recherche de Bessines, au centre du Limousin. Les effectifs miniers, très variables selon les technologies, se montent à 6 000 personnes sur l’ensemble de nos projets.

M. le président François Brottes. Et CERCA, à Romans ?

M. Luc Oursel. CERCA fabrique essentiellement des combustibles pour les réacteurs de recherche et emploie environ 250 personnes. Je précise que ce site travaille avec de l’uranium naturel plus enrichi.

M. Denis Baupin, rapporteur. Je ne reviendrai pas sur la question de l’indépendance nationale, car vous avez bien montré que, si la France doit importer l’uranium, votre entreprise s’emploie à minimiser les risques pesant sur l’approvisionnement et à limiter les coûts. Mes questions porteront plutôt sur vos prévisions quant à l’évolution du marché et sur l’impact que peut avoir celle-ci sur votre entreprise.

Tout d’abord, des prix bas se traduisent-ils par une moindre rémunération de la matière première ou par une réduction de la marge de l’entreprise ? Qu’en est-il en cas de hausse des prix ?

Votre entreprise envisage-t-elle d’avoir une activité en Australie ?

Le fait que 36 % de l’uranium vienne du Niger et 38 % du Kazakhstan, deux pays dont la stabilité n’est pas garantie, ne peut-il laisser craindre une vulnérabilité géopolitique de vos approvisionnements ? Quelle est, en particulier, votre analyse des perspectives du Kazakhstan ?

Répondant hier à une question d’actualité d’un député du groupe écologiste, le ministre délégué au développement a déclaré que l’État, actionnaire majoritaire de votre entreprise, souhaitait que la négociation avec le Niger prenne davantage en compte les attentes de ce pays. Quelle évolution attendez-vous pour les contrats avec le Niger et quel est l’état des négociations ? Pouvons-nous avoir accès à l’audit évoqué par le ministre ?

Les questions environnementales, que vous avez rapidement évoquées, soulèvent aussi quelques interrogations, notamment en ce qui concerne les poussières générées au Niger. Des études sont-elles menées sur les conséquences de l’exploitation minière pour les populations ? Quelle est l’acceptabilité de cette exploitation pour ces populations et les revendications de ces dernières pourraient-elles avoir une incidence sur l’accès à la ressource et sur les coûts d’exploitation ?

Le gain d’efficacité réalisé grâce à l’usine Georges-Besse II s’est-il soldé par une baisse des prix pour vos clients, ou simplement par un bénéfice pour votre entreprise ?

Quel est enfin, du combustible produit à partir de l’uranium naturel ou du combustible issu du retraitement, le plus économique ? Compte tenu de l’ampleur des réserves mondiales, quelle pertinence y a-t-il à nous doter d’une filière aussi complexe que celle du retraitement et de la fabrication du MOX ?

M. Luc Oursel. L’indépendance énergétique est une question qui doit être traitée en termes de sécurité d’approvisionnement par rapport à un marché dont l’histoire a montré qu’il était régulièrement secoué par des chocs géopolitiques. Dans un monde marqué par une grande interdépendance économique, les choix de politique énergétique doivent donc plutôt viser à limiter les conséquences de ces chocs. J’ai déjà indiqué que nos approvisionnements étaient diversifiés et que les coûts de production étaient pour l’essentiel locaux, ces éléments confirmant l’intérêt de l’industrie nucléaire.

L’évolution du marché de l’uranium naturel devrait nous réserver quelques années difficiles, car ni les prix spot ni les prix de long terme ne sont élevés. À de tels niveaux, certaines mines de nos concurrents ne sont déjà plus rentables. La reprise probable de la production d’électricité nucléaire au Japon, même partielle, et le développement de nouvelles capacités en Asie et en Europe laissent présager une augmentation des besoins, et donc la nécessité de développer ou de mettre en production de nouvelles mines à l’horizon 2020. Je rappelle que le prix de long terme, qui est le plus représentatif des transactions, est passé de 56 dollars la livre en 2012 à 50 dollars aujourd’hui, et devrait atteindre à nouveau 56 dollars en 2020.

L’activité minière d’AREVA enregistrera en 2013 des résultats économiques remarquables et sera l’un des contributeurs majeurs au redressement de l’entreprise que nous avons engagé. C’est là tout d’abord le résultat de notre choix de ne pas exploiter n’importe quels gisements, mais de développer les mines les plus performantes économiquement afin de réduire les coûts de production. Ce choix assure notre robustesse face aux variations économiques.

En deuxième lieu, notre diversification géographique assure notre crédibilité lorsque nous prenons à l’égard de nos clients des engagements de long terme. Nous pouvons ainsi signer des contrats comportant une forte composante de prix de long terme ou établissant un lien entre prix et coûts de production. Nous sommes ainsi moins sensibles que certains de nos concurrents aux variations du prix spot.

L’année 2013 a également été très bonne grâce aux ventes d’uranium hautement enrichi. Nous nous attendons à un certain tassement de ces résultats, mais le modèle économique d’AREVA est ainsi fait que, lorsqu’une activité faiblit, d’autres prennent le relais, comme les activités amont d’enrichissement, sur lesquelles je reviendrai tout à l’heure. C’est ainsi que la montée en puissance de l’usine Georges-Besse II nous permettra de compenser le ralentissement de l’activité minière.

Le fait qu’AREVA ne soit guère présente en Australie, où l’uranium est abondant, est un constat et une source de frustration. À la différence de nos concurrents, qui ont développé de grands gisements, nous ne sommes pas parvenus à percer dans ce pays. Le permis de recherche que nous y avions obtenu a été suspendu par une loi de protection des populations aborigènes, mais nous redémarrons quelques activités avec le groupe Mitsubishi. Notre souci de diversification nous incite clairement à développer nos activités en Australie, bien sûr dans un cadre compatible avec les exigences locales.

Une large diversification est en effet la réponse à la vulnérabilité géopolitique, tant pour les mines existantes que pour les projets à venir, tant en Australie qu’au Canada, en Mongolie et peut-être en Afrique. Je ne vois aujourd’hui ni au Niger, ni au Kazakhstan d’instabilité géopolitique susceptible de remettre en cause ces activités. Du reste, celles-ci représentent des ressources très importantes pour ces deux pays, qui ont donc autant intérêt que nous à les voir se développer.

Les mines du Niger sont parmi les plus coûteuses de notre portefeuille de production. De fait, le coût des mines a tendance à augmenter avec le temps et l’exploitation des deux mines de la SOMAÏR et de la COMINAK est déjà ancienne – la fin des gisements devrait du reste survenir vers la fin de la décennie. Dans un pays qui connaît des besoins énormes et une pression démographique colossale, et dont la situation sécuritaire est difficile, il est compréhensible que le gouvernement souhaite tirer davantage de ses ressources naturelles – la découverte de pétrole apporte heureusement un complément bienvenu à cet égard.

Pour ce qui concerne l’uranium, AREVA est confrontée à la fois à la nécessité de répondre aux demandes du gouvernement nigérien et à la réalité économique de ces mines. Pour la période récente, 70 à 80 % des bénéfices des mines ont été attribués au Niger, qui en est actionnaire, et cette part n’a cessé d’augmenter au cours des dernières années. Ce mouvement a bien évidemment une limite. En 2006, période de renaissance nucléaire qui ouvrait des perspectives d’augmentation beaucoup plus importante des prix de l’uranium naturel et où le prix spot était bien plus élevé qu’aujourd’hui, le Niger avait adopté une nouvelle loi minière qui, si elle était intégralement appliquée aujourd’hui, mettrait immédiatement les exploitations existantes en lourd déficit, les condamnant à court terme.

L’audit, que le président Issoufou et moi-même avons confié d’un commun accord à un cabinet indépendant, avait pour premier objectif de vérifier la situation économique de ces mines et d’étudier l’impact de cette nouvelle législation minière. Il a confirmé notre diagnostic selon lequel, si cette législation était appliquée, les mines cesseraient à très court terme d’être viables – or elles représentent, je le rappelle, près de 6 000 emplois directs et indirects au Niger, sans parler des personnes qui vivent autour de ces activités. Les négociations se déroulent, je le rappelle, dans un contexte très défavorable pour le marché de l’uranium.

On insiste sur le fait que cet audit serait le premier exercice de ce type, mais l’État du Niger est associé à la gouvernance des mines du pays : ses représentants siègent à tous les conseils d’administration de celles-ci et ont accès à l’ensemble des données.

Dans les négociations en cours, nous nous efforçons de trouver un bon équilibre, au moyen d’aménagements qui pourraient être apportés à la législation nigérienne et de programmes que nous pourrions de notre côté mettre en œuvre pour contribuer au développement économique du pays. L’objectif est de maintenir ces mines en vie. La pire des situations serait celle où des prélèvements excessifs à court terme remettraient en cause les exploitations du Niger.

Dans le domaine de l’environnement et de la sécurité, nous suivons bien sûr, comme nous le faisons partout dans le monde, l’ensemble de nos équipes au Niger, mais nous avons également créé des observatoires consacrés à l’eau, à l’air et à la santé, auxquels nous avons associé diverses parties prenantes locales afin de partager toutes les mesures que nous prenons et d’évaluer les conséquences éventuelles de notre exploitation. Au Niger spécifiquement, un observatoire est destiné à examiner l’état sanitaire des anciens travailleurs des mines et nous recherchons – ce qui n’est pas facile – les personnes ayant travaillé pour la COGEMA, puis pour AREVA, pour la COMINAK et pour la SOMAÏR. Sur près de 350 qui ont déjà été retrouvées, il n’a pas été mis en évidence de cas avérés où le travail dans le domaine minier aurait eu un impact sur la santé.

De façon générale, nous sommes bien conscients que l’acceptabilité de nos activités dépend d’un travail régulier avec les parties prenantes, car notre présence à long terme n’est possible que si nous répondons aux questions légitimes des populations et des gouvernants des pays concernés.

Pour ce qui est de la montée en puissance de l’usine Georges-Besse II, le fait qu’elle bénéficie d’abord à AREVA n’est qu’un juste retour des choses, car le fonctionnement d’EURODIF (European gaseous diffusion uranium enrichissement consortium) consommait énormément d’énergie et les coûts de production y étaient donc beaucoup plus élevés, ce qui nous faisait régulièrement perdre des parts de marché, que nous regagnons maintenant progressivement.

Ce n’est pas nous qui fixons le prix de l’enrichissement : comme pour l’uranium naturel, il existe un prix spot – mais qui concerne des quantités encore plus limitées – et un prix de long terme, qui a baissé après l’accident de Fukushima pour les mêmes raisons qu’a baissé celui de l’uranium naturel – il est passé d’environ 130 dollars à 100 dollars par unité de travail de séparation (UTS).

Le retraitement a deux finalités : l’une, économique, est de mieux valoriser les ressources, et l’autre de mieux gérer les déchets et les combustibles usés. La réponse à votre question est donnée par les électriciens : plus d’une quarantaine de centrales dans le monde, soit plus de 10 % du parc, fonctionnent avec du MOX et plusieurs pays y trouvent un intérêt au regard des deux finalités que je viens de mentionner.

M. le rapporteur. Votre réponse ne m’a pas permis de comprendre comment vous entendiez prendre en compte les déclarations du ministre délégué relatives au Niger. Il semblerait en effet que vous lui opposiez une fin de non-recevoir. Quant à l’audit, est-il accessible et pouvons-nous en prendre connaissance ?

M. Luc Oursel. Selon la dépêche de l’Agence France-Presse publiée à 21 heures, par laquelle j’ai pris connaissance des déclarations du ministre Pascal Canfin, celui-ci indiquait que la négociation devait tenir compte des attentes du Niger et viser à préserver la viabilité économique des mines en exploitation.

Quant à l’audit, il appartient aux deux actionnaires et, à ma connaissance, le gouvernement du Niger ne souhaite pas le rendre public.

M. le rapporteur. S’il le souhaitait, en seriez-vous d’accord ?

M. Luc Oursel. Nous en discuterions afin de définir les conditions de sa publicité. Cet audit, réalisé avec le plus grand sérieux, comporte des informations commerciales très sensibles dont la communication pourrait nous mettre en difficulté face à nos concurrents ou avoir une incidence sur nos relations commerciales avec nos clients. C’est là un des cas où la transparence peut être préjudiciable aux intérêts de l’entreprise, ainsi qu’à ceux du Niger, actionnaire de ces exploitations.

M. Jean-Pierre Gorges. Vous avez rappelé que l’énergie nucléaire était celle qui disposait aujourd’hui des réserves les plus importantes, pouvant couvrir 130 années de production contre 50 à 100 ans pour les autres sources d’énergie, et vous avez souligné la faible sensibilité du coût de l’électricité nucléaire au prix de la matière première. De leur côté, les énergies renouvelables se trouvent en situation instable, d’autant que le Conseil d’État doit répondre dans les deux mois à la question de savoir si elles peuvent être subventionnées. L’Europe étant opposée à de telles subventions, il existe un risque important, y compris à titre rétroactif pour ceux qui en ont bénéficié. La transition énergétique ne peut donc pas s’appuyer sur ces technologies ni sur la fiscalité associée.

Aussi le nucléaire est-il aujourd’hui le meilleur outil de cette transition, en particulier grâce à l’ampleur des ressources disponibles et à la stabilité des approvisionnements. Quant à la pollution, le charbon a tué à ce jour beaucoup plus de gens que le nucléaire. Pourquoi alors la France ne parvient-elle pas, à l’instar de pays comme la Grande-Bretagne ou les États-Unis, à amortir les technologies du nucléaire sur cinquante ou soixante ans ? En rester à trente ans a forcément un impact sur le coût. Ne pourrions-nous pas adapter notre parc pour en prolonger l’exploitation de vingt ou trente ans, le temps de trouver des solutions alternatives durables et budgétairement plus acceptables que celle qui consiste aujourd’hui à consacrer 20 milliards d’euros de subventions aux énergies renouvelables ?

M. le président François Brottes. Je vous invite, chers collègues, à concentrer vos questions sur le combustible. AREVA sera de nouveau convoquée le 27 février afin que nous puissions aborder les autres aspects de ses activités.

M. Michel Sordi. J’ai moi aussi été satisfait d’apprendre que des réserves d’uranium importantes sont disponibles dans des pays stables, que le prix de cette matière première devrait lui aussi rester stable et qu’au demeurant, son augmentation n’aurait qu’une faible incidence sur le prix de l’énergie. Cela étant dit, au vu de ce qui s’est produit en Allemagne, il conviendrait d’étendre aux mines de charbon et de lignite la question du rapporteur relative à l’incidence des mines sur l’environnement, notamment pour ce qui concerne l’émission de poussières.

J’en viens à mes propres questions. Tout d’abord, pourquoi AREVA a-t-elle voulu prendre une participation financière dans les EPR britanniques ? Quelle est la finalité de cette diversification ?

Par ailleurs, la publication, la semaine dernière, des premiers résultats d’AREVA en 2013 fait apparaître une augmentation globale de 7 % des ventes dans le secteur nucléaire, contre une chute de 30 % dans celui des énergies renouvelables, qui ne représente en outre qu’un peu plus de 1 % du chiffre d’affaires de l’entreprise. Comment expliquer ces difficultés à progresser et quel avenir peut-on imaginer pour l’industrie « lourde » des énergies renouvelables en France ? Existe-t-il de vraies perspectives, en dehors de l’éolien offshore pour lequel, suite aux appels d’offres de l’an dernier, AREVA a annoncé la construction de deux usines au Havre ?

Enfin, la filière nucléaire française, dont votre présence aux côtés du Premier ministre en Chine, en décembre 2013, devait manifester l’excellence, est-elle crédible lorsque, dans le même temps, le Gouvernement envoie des signaux contraires sur le territoire national en annonçant, pour des raisons politiciennes, la fermeture anticipée de la centrale de Fessenheim, bien que l’Autorité de sûreté nucléaire ait autorisé la poursuite de son activité pour dix années supplémentaires ?

M. Philippe Baumel. Certaines questions ne relèvent peut-être pas de M. Oursel et devraient plutôt être posées dans l’hémicycle.

Pour revenir au sujet, pourrions-nous connaître l’évolution des recettes budgétaires de l’État nigérien depuis le début de l’exploitation des mines ? Pourriez-vous également nous communiquer le montant des achats récurrents du groupe AREVA auprès des entreprises nigériennes ? Quelle est, enfin, la part des emplois d’expatriés et des emplois locaux liés à l’activité minière ?

Mme Frédérique Massat. Ayant moi aussi accompagné le Premier ministre en Chine, j’ai pu constater que l’accueil fait à la France, notamment lors d’un colloque sur le nucléaire et de la visite d’un site, témoignait que l’autorité de notre pays dans ce domaine n’était nullement remise en cause.

Aviez-vous prévu que la croissance des revenus de la division minière d’AREVA serait aussi forte qu’elle l’a été ? Quels sont, outre EDF, vos clients ? Avez-vous pris des parts de marché à certains de vos concurrents et, si tel est le cas, comment analysez-vous cette progression ?

M. le rapporteur. Des ONG sont-elles associées aux observatoires que vous avez mis en place au Niger ? Leur participation contribuerait à la transparence et permettrait d’éviter les contestations.

Je ne peux que déplorer, comme M. Sordi, la pollution provenant de l’usage du charbon et je regrette que le secteur des énergies renouvelables ne contribue que pour 1 % au chiffre d’affaires d’AREVA. Mais je salue la diversification de votre entreprise en direction de ces énergies d’avenir…

M. Luc Oursel. AREVA s’est en effet lancée, bien qu’un peu tard, sur le marché des énergies renouvelables. La proportion de 1 % n’a de valeur que comptable, la part de ce secteur dans nos activités est en fait, aujourd’hui, de l’ordre de 5 ou 6 %. Dans ce domaine, nous sommes partis de zéro pour atteindre un montant de quelques centaines de millions d’euros : certaines start-ups pourraient nous envier une croissance aussi rapide. Il ne nous en faut pas moins poursuivre ce mouvement.

Malgré l’intérêt porté par nombre de pays aux énergies renouvelables, les prises de commandes sur l’ensemble du marché mondial ont chuté de près de 30 % entre 2011 et 2013, car certains pays qui s’étaient lancés vigoureusement dans cette voie se sont brusquement interrogés sur la possibilité de soutenir un effort nécessairement important à coups de subventions. Cela s’est traduit par des difficultés majeures pour la quasi-totalité des fournisseurs d’équipement, qui ont dû prendre des mesures de restructuration ou arrêter certaines activités – comme Siemens, qui a renoncé à être présent dans le secteur de l’énergie solaire.

L’éolien terrestre, qui requiert de moins en moins de subventions, est cependant pour nous un marché totalement occupé, sur lequel AREVA n’a pas la possibilité de prendre pied – Mme Lauvergeon, qui avait souhaité acquérir certaines entreprises dans les années 2003-2004, n’a pas été suivie par l’actionnaire. Dans le domaine du solaire photovoltaïque, il est de même impossible à un nouvel entrant d’accéder à un marché totalement saturé, en particulier par les fournisseurs chinois. AREVA a donc choisi de se porter sur des technologies nouvelles, où nous pensons que nos savoir-faire technologiques et notre expérience de la gestion de projets peuvent permettre de faire baisser les coûts : l’éolien offshore, le solaire à concentration, la biomasse et le stockage d’énergie, qui devrait être prioritaire pour nous tous.

Afin d’accélérer nos efforts en faveur de l’éolien offshore, nous avons décidé de nous unir à Gamesa, entreprise espagnole leader dans le domaine de l’éolien terrestre. Nous poursuivrons cet effort et espérons que la part des énergies renouvelables dans nos activités continuera de croître. Nous n’avons pas l’intention d’intervenir seuls dans le secteur des énergies renouvelables et nous chercherons donc à constituer des partenariats, comme c’est notamment le cas avec Schneider Electric pour le stockage de l’énergie. Cette recherche de partenariats nationaux, européens ou mondiaux est absolument indispensable si nous voulons être capables de faire baisser progressivement le coût de ces technologies et de rendre ainsi leur développement supportable.

Ces technologies ont, comme le nucléaire, l’avantage de permettre une production locale et une réduction des émissions de CO2. Elles ont évidemment aussi leurs inconvénients, comme l’intermittence. Nos efforts doivent tendre à créer, comme nous l’avons fait pour l’ensemble des filières énergétiques, une industrie nationale ou européenne capable de se battre sur les marchés internationaux.

M. le président François Brottes. S’agissant de l’énergie marine, est-on parvenu à élaborer des modèles permettant de neutraliser les caprices de la mer ?

M. Luc Oursel. AREVA a installé ses premières turbines offshore en 2009, en mer du Nord. Les conditions y sont parfois difficiles et la construction des 120 turbines que nous avons programmée est actuellement interrompue à cause des tempêtes. La solution réside dans une plus grande coopération avec l’industrie pétrolière, qui a développé des technologies adaptées. L’aléa météorologique demeurera cependant, même s’il faut aussi noter que le taux de disponibilité des six turbines installées en 2009 a été de 98 %.

Dans ce domaine, le nucléaire peut lui aussi apporter une contribution grâce à la fiabilité technologique à laquelle il est parvenu et à son savoir-faire en matière de maintenance prédictive et de contrôle de la résistance des matériaux.

Quant à la décision d’AREVA de participer à la construction de l’EPR britannique, il ne s’agit pas d’un choix de diversification, mais de la réponse à une demande d’EDF ainsi que d’une manière de montrer qu’AREVA croyait à ce projet. Nous serons doublement intéressés au bon déroulement de la construction de cette centrale : d’abord au titre du contrat que nous avons conclu ; ensuite au titre du retour que nous pouvons en attendre en tant qu’investisseur.

Notre développement en Chine est très satisfaisant et, en 2013, notre chiffre d’affaires dans ce pays a approché du milliard d’euros pour l’ensemble de nos activités – fourniture d’uranium naturel, services et maintenance. Nous avons déjà créé six joint-ventures et en créerons d’autres pour participer au développement du programme nucléaire chinois et en retirer un retour pour l’entreprise.

M. le président François Brottes. La rumeur dit que nous avons fait beaucoup de cadeaux à nos partenaires chinois.

M. Luc Oursel. Je ne crois pas que ce soit le cas. Un partenariat déséquilibré n’aurait pas tenu trente ans et, d’autre part, la Chine ne me semble pas être un concurrent sérieux et redoutable sur le marché international des réacteurs.

Pour ce qui est des chiffres, nous les communiquons par l’intermédiaire de l’Initiative pour la transparence des industries extractives (ITIE), qui vise à assurer la transparence vis-à-vis des gouvernements sur les flux financiers entre les entreprises et les États. Pour le Niger, les recettes – dividendes et impôts – s’élevaient à 120 millions d’euros en 2012. Je vous ferai communiquer les chiffres se rapportant à l’évolution de ces recettes, qui accusent une hausse constante sur les cinq ou six dernières années, à partir d’un niveau il est vrai assez bas.

Les achats nécessaires au fonctionnement des mines du Niger s’élèvent à environ 180 millions d’euros par année, dont plus de la moitié faits auprès d’entreprises locales. Certains produits, comme les réactifs utilisés dans les mines, ne sont pas disponibles dans le pays. En revanche, les activités de service, de construction et de génie civil sont locales et nous avons également aidé au développement d’un certain nombre de fournisseurs locaux. En outre, bien qu’en règle générale l’industrie minière soit très capitalistique et ne soit pas créatrice d’emplois au prorata de son chiffre d’affaires, nos activités génèrent dans le pays, comme je l’ai dit, 6 000 emplois directs et indirects.

Notre chiffre d’affaires dans le secteur minier a bondi de près de 30 % en 2013 grâce à la vente du matériau issu du programme – achevé en 2013 – de démantèlement des armes, à nos efforts de gestion, notamment à la vente de stocks sur le marché, et au fait que nous avons conquis des parts de marché – sans que ce soit au détriment des prix et de la rentabilité. Nos clients sont attirés par la diversification géographique de notre production, qui nous permet de prendre des engagements de très longue durée, ainsi que par la variété de notre offre. AREVA a ainsi construit une centaine des 440 centrales nucléaires qui existent dans le monde et entretient des relations commerciales avec 360 d’entre elles, qui nous achètent au moins une partie de notre catalogue. Il n’est pas rare, par exemple, que nous nouions une relation commerciale en commençant par fournir un service de maintenance ou d’enrichissement, puis que nous étendions peu à peu notre présence en proposant l’ensemble de nos services, que ce soit au coup par coup ou dans le cadre d’offres « packagées » où nous vendons à la fois de l’uranium naturel et des activités de conversion et d’enrichissement, voire de fabrication de combustible.

Au Niger, les observatoires intègrent bien les parties prenantes locales, y compris des ONG dont je pourrai vous communiquer la liste exacte.

M. Michel Sordi. L’arrêt de la centrale de Fessenheim est-il pertinent dans le contexte actuel ?

M. Luc Oursel. Je n’ai pas d’avis à formuler sur ce sujet au nom d’AREVA. L’entreprise peut toutefois contribuer à ce débat grâce à ses activités internationales qui lui permettent d’analyser ce qui se fait dans d’autres pays. En particulier, nous connaissons bien la situation aux États-Unis, où nous réalisons près de 2,5 milliards de dollars de chiffre d’affaires même si nous n’y avons pas construit de centrales. Le parc américain est plus ancien que celui de la France et l’autorité de sûreté américaine fait tout autant référence que celle de notre pays. Aujourd’hui, 75 % des centrales américaines ont reçu l’autorisation de rester en activité pendant soixante ans – moyennant bien sûr des travaux, le renouvellement de certains composants et des précautions dans l’exploitation. Ces autorisations sont génériques, mais l’autorité de sûreté peut à tout moment arrêter une centrale si elle estime que celle-ci ne respecte pas les conditions mises à l’extension de la durée de vie de toutes. Certains électriciens américains travaillent même déjà, en lien avec l’autorité de sûreté, à l’extension de la durée de vie des centrales jusqu’à quatre-vingts ans. Le système français, quant à lui, est fondé sur des autorisations par tranches de dix ans et j’écoute régulièrement ce que l’autorité française de sûreté dit des conditions qu’elle mettrait à l’extension de la durée de vie des centrales.

M. le président François Brottes. Monsieur Oursel, je vous remercie.

M. Luc Oursel. Je reste à votre entière disposition.

Audition de M. Sylvain Granger, directeur de la division « Combustible nucléaire » d’EDF

(Séance du jeudi 6 février 2014)

M. le président François Brottes. Après avoir essayé de cerner la façon dont le concept de bouquet énergétique était mis en œuvre à l’échelle de l’Europe et étudié la place du secteur nucléaire en France, notre commission d’enquête s’intéresse désormais à la filière elle-même en commençant par son combustible principal. Si nous parlons à ce propos de « l’aléa uranium », c’est qu’on peut se demander si notre dépendance à l’égard de cette matière première ne risque pas de poser problème à court ou moyen terme. Quelle est l’évolution de son prix ? En tant que directeur de la division « combustible nucléaire » d’EDF, vous êtes, monsieur Granger, directement responsable du milliard et demi d’euros que le groupe, selon la Cour des comptes, consacre chaque année à ses achats de combustibles. Vous êtes également responsable des stocks constitués pour sécuriser son approvisionnement – une charge que l’on pourrait d’ailleurs imaginer de faire porter sur AREVA, avec laquelle vous partagez le même actionnaire principal.

AREVA est le principal fournisseur d’EDF, mais non son fournisseur exclusif, que ce soit pour la matière première elle-même ou pour les services rendus en amont – conversion, enrichissement et fabrication des assemblages. L’électricien met en œuvre une politique de diversification dont nous aimerions connaître les tenants et aboutissants, car les dissensions au sein de « l’équipe de France du nucléaire » ne sont pas toujours comprises.

Avant de vous laisser la parole, je dois vous demander, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de bien vouloir jurer de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Sylvain Granger prête serment)

M. Sylvain Granger, directeur de la division « Combustible nucléaire » d’EDF. Je souhaite rappeler, en six points, quelle est la contribution du combustible uranium à l’économie de la production d’électricité d’origine nucléaire, ainsi que ses spécificités par rapport à d’autres combustibles associés à des moyens de production d’électricité non intermittente.

Premièrement, comparé au pétrole, au gaz ou au charbon, l’uranium est un combustible à haute densité énergétique. Une tonne d’uranium naturel permet de produire la même quantité d’énergie thermique que 10 000 tonnes de pétrole, 10 000 tonnes de gaz naturel liquéfié ou 14 000 tonnes de charbon. Ainsi, alors que le fonctionnement d’un réacteur nucléaire d’à peu près 1 000 mégawatts électriques nécessite chaque année 150 tonnes d’uranium naturel pour son fonctionnement, il faudrait 1,5 million de tonnes de charbon pour produire la même énergie à partir d’une centrale à charbon supercritique.

Deuxièmement, l’uranium naturel est une matière première abondante dont les réserves se trouvent dans des zones géographiques nombreuses et variées. Les réserves prouvées – je parle de réserves conventionnelles – suffiraient à assurer environ cent ans de production, soit un rapport entre ressources et production comparable à celui du charbon alors que, pour le gaz et le pétrole, on ne dispose de réserves que pour cinquante à soixante ans.

Surtout, à la différence des autres modes de production d’énergie à base de combustibles fossiles – pétrole, gaz, charbon –, le rendement des réserves d’uranium naturel pourrait être considérablement accru grâce au développement de nouvelles technologies de réacteurs. Alors qu’aujourd’hui, on n’utilise que 1 % de l’uranium extrait des mines, on pourrait parvenir à en exploiter une part beaucoup plus grande : utilisées dans des réacteurs de quatrième génération à spectre rapide, les réserves prouvées d’uranium naturel représenteraient alors à peu près 5 000 années de production potentielle.

Comme je l’ai dit, les gisements d’uranium naturel sont bien répartis dans le monde, ce qui permet de diversifier et donc de sécuriser l’approvisionnement. Il existe trois grandes régions de production, la première en Amérique du Nord – principalement au Canada, mais aussi aux États-Unis – ; la deuxième en Australie, qui compte les plus grandes réserves mondiales ; et la troisième en Asie centrale et en Russie. Mais on trouve également de l’uranium naturel en Amérique du Sud et en Afrique.

Troisièmement, l’uranium naturel, avant d’être chargé dans le réacteur, passe par trois étapes de transformation – la conversion, l’enrichissement et la fabrication –, tous services disponibles en France et dont le poids économique est le double de celui de la production de matière première.

Cette dernière, extraite de la mine – le yellow cake –, est donc transformée dans une usine de conversion, puis dans une usine d’enrichissement, où elle est concentrée afin de porter de 1 % à 4 % la partie de l’uranium réellement combustible. Puis elle est mise sous forme de pastilles et conditionnée dans des tubes, lesquels seront insérés dans les assemblages de combustibles chargés dans les cuves des réacteurs.

Quatrièmement, pour sécuriser son approvisionnement et optimiser le coût de son combustible, EDF a développé une stratégie consistant à agir sur différents leviers. En premier lieu, l’entreprise intervient à chaque étape de la chaîne d’approvisionnement : elle achète l’uranium à la sortie de la mine, puis se procure auprès de différents industriels les services de conversion, d’enrichissement et de fabrication, avant de récupérer les assemblages de combustibles pour les mettre à disposition des centrales.

Il n’est pas sans intérêt de noter qu’elle a une certaine latitude pour arbitrer entre investissement dans la matière première et investissement dans l’enrichissement : elle peut charger les réacteurs, soit avec une plus grande quantité d’uranium naturel moins enrichi, soit avec de l’uranium plus enrichi mais en moindre quantité.

Les autres leviers sont la diversification des sources d’approvisionnement et la constitution de stocks de sécurité – des moyens classiques utilisés dans d’autres secteurs industriels –, ainsi que l’anticipation et la contractualisation à long terme sur chacun des segments de la chaîne d’approvisionnement, qui permettent de limiter considérablement les effets d’une volatilité des prix et, dans le meilleur des cas, d’obtenir un avantage économique sur la durée. Ainsi, au cours des dix dernières années, alors que le prix spot de l’uranium naturel a un peu plus que triplé en raison de l’entrée dans un nouveau cycle d’investissement minier, le coût de l’approvisionnement en combustible pour EDF – achat d’uranium, conversion, enrichissement et fabrication – a augmenté de moins de 20 %.

Cinquièmement, le coût complet du combustible nucléaire intègre les externalités. La production d’énergie nucléaire ne génère pas de CO2, mais des déchets hautement radioactifs. Après quatre ou cinq ans de production d’énergie au sein du réacteur, le combustible usé est traité à La Hague afin de séparer les déchets radioactifs ultimes des matières pouvant être recyclées – uranium résiduel et plutonium. Aujourd’hui, les assemblages à base de matières recyclées représentent environ 15 % des assemblages de combustibles chargés en réacteur.

Le traitement du combustible usé et les charges futures de gestion des déchets radioactifs sont provisionnés dans les comptes d’EDF et intégrés, en tant que coût « aval », au coût complet du combustible tel qu’il a notamment été rendu public par la Cour des comptes. Cela représente à peu près un quart du total, soit l’équivalent du coût d’acquisition de l’uranium naturel. De même, toujours grosso modo, la conversion et l’enrichissement représentent un quart du coût complet, le quart restant étant consacré à la fabrication.

Sixième et dernier point : par rapport aux autres sources d’énergie non intermittentes comme le gaz et le charbon, la part du combustible dans le coût de production est faible. Son coût complet – acquisition, transformation, coût aval – représente en effet environ 10 % du coût de la production nucléaire tandis que cette part est, hors coût du CO2, de 60 à 70 % du coût de production pour une centrale au gaz et de 30 à 40 % pour une centrale à charbon. Il en résulte que le coût de production de l’électricité d’origine nucléaire est beaucoup moins sensible aux incertitudes et aux cycles inhérents aux marchés de matière première. En outre, du point de vue macroéconomique, cette caractéristique représente un avantage considérable pour notre balance commerciale.

M. Denis Baupin, rapporteur. Nous aurons l’occasion de revenir sur la question du coût du retraitement ainsi que sur les charges de gestion des déchets, notamment parce que la Cour des comptes s’interroge sur la justesse des évaluations avancées. Mais cette réunion concerne plus précisément les questions liées au combustible.

M. Oursel, que nous avons entendu tout à l’heure, nous a décrit l’activité d’AREVA, mais cette société n’est pas votre seul fournisseur. Quelle part représente l’uranium que vous lui achetez dans votre consommation totale ? Et en dehors du Kazakhstan, du Canada et du Niger, où AREVA est implantée, d’où provient le combustible que vous utilisez ? Cette information est importante pour évaluer l’éventuelle vulnérabilité de votre approvisionnement.

De même, pour les opérations de transformation du combustible, AREVA n’est pas votre seul prestataire. M. Oursel a tenu à nous dire que l’ensemble de ses usines étaient situées en France. Est-ce qu’une part des opérations destinées à transformer le combustible utilisé par EDF est effectuée en dehors du territoire national ?

Quel est l’état actuel de vos stocks en années de consommation et quels sont vos objectifs en la matière ?

Quelles sont les parts respectives des achats réalisés dans le cadre de contrats à long terme et de l’approvisionnement sur le marché spot ?

Vous nous avez indiqué que le prix de l’uranium avait fortement augmenté. Pourtant, M. Oursel nous a dit au contraire qu’il avait notablement baissé depuis l’accident de Fukushima. Pouvez-vous être plus précis sur ce point ? Quelle sera à l’avenir, selon vous, l’évolution du prix du combustible ? Selon le président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), ce prix, qui a été de l’ordre de 5 euros par mégawattheure (MWh) en 2013, devrait vraisemblablement avoisiner les 7 euros par MWh en 2015, ce qui représente une augmentation non négligeable.

M. Sylvain Granger. AREVA est à l’origine de 30 à 40 % de notre approvisionnement. Les besoins d’EDF en uranium – entre 9 000 et 10 000 tonnes par an – sont à peu près l’équivalent de la production minière d’AREVA mais, depuis le début des années 2000, la majeure part de celle-ci – jusqu’à 70 % – est vendue à des clients étrangers. La politique de diversification de ses clients adoptée par AREVA, associée à sa volonté de proposer ce qu’elle a appelé le « multiservice » – par exemple en fournissant et le combustible et les réacteurs – a en effet eu pour effet de réduire significativement la quantité d’uranium qu’elle vend à EDF par rapport aux années quatre-vingt et quatre-vingt-dix.

Dans le même temps, et pour prendre en compte certains risques, EDF a jugé préférable de diversifier non seulement les zones géographiques de provenance du minerai mais aussi ses fournisseurs. Jusque-là, la part du Niger dans notre approvisionnement était d’environ 30 %. Aujourd’hui, elle est, selon les années, de 10 à 20 %.

Certains acteurs sont prépondérants, ou du moins mieux installés, sur certaines zones géographiques : il s’agit, au Canada, de CAMECO, dont AREVA écoule une partie de la production et, en Australie, de BHB Billiton et de Rio Tinto. Les deux plus grandes mines mondiales sont Cigar Lake au Canada, que CAMECO est en train de mettre en service, et Olympic Dam en Australie, une gigantesque mine de cuivre et d’uranium appartenant à BHB Billiton.

Notre stratégie de portefeuille consiste à faire approximativement correspondre les zones de provenance de notre combustible à la part qu’elles représentent dans la production mondiale. Cela signifie que nous achetons principalement de l’uranium canadien, australien et kazakh même si, en réalité, toutes les zones de production mondiales sont sollicitées pour nous approvisionner, y compris l’Afrique – Niger et Namibie –, la Russie et l’Ouzbékistan. Et, par exemple, la part du Niger dans nos achats – 10 à 20 % comme je l’ai dit – reste supérieure à sa part dans la production mondiale, de l’ordre de 6 %.

Pour ce qui est de la conversion et de l’enrichissement, le marché est mondial. Les sociétés du secteur se situent principalement aux États-Unis, au Canada, en Russie et en Europe. Dans ce domaine, nous tentons de concilier deux préoccupations : celle de diversifier les fournisseurs pour garantir la sécurité de l’approvisionnement et celle de maintenir avec eux des relations durables et de conclure des partenariats. À cet égard, AREVA est notre partenaire principal : il nous fournit à peu près 40 % des services de conversion et d’enrichissement, une proportion significativement supérieure à celle de ses capacités de production rapportées aux capacités mondiales.

M. le président François Brottes. Cette contribution à hauteur de 40 % résulte-t-elle d’un choix d’EDF ? Ne subissez-vous pas, dans le cadre du conseil de politique nucléaire, des pressions pour la réduire ?

M. Sylvain Granger. Ces questions sont en effet examinées régulièrement avec les services de l’État, lors des réunions du conseil de politique nucléaire ou dans d’autres cadres.

Les capacités de conversion et d’enrichissement d’AREVA qui ne sont pas employées par EDF sont consacrées à d’autres clients. Or ces capacités sont bien évidemment limitées : dès lors que la société a une stratégie de développement, il convient de définir la part pouvant être réservée à EDF et celle qui pourra être utilisée pour gagner des marchés à l’international.

Les marchés de l’extraction, de la conversion et de l’enrichissement – c’est un peu moins vrai pour la fabrication – sont extrêmement internationalisés. Les raisons en sont industrielles : les capacités de conversion sont plutôt concentrées en Amérique du Nord, tandis que celles d’enrichissement sont principalement situées en Europe – aux mains d’URENCO et d’AREVA. Comme il s’agit de deux étapes indispensables de la chaîne d’approvisionnement, les logiques industrielles ne peuvent qu’être internationales. À cet égard, AREVA, en tant que grand acteur de l’amont du cycle nucléaire, a sa propre stratégie, de même qu’EDF, qui doit sécuriser son approvisionnement, a la sienne.

C’est en effet à notre société, et à nulle autre, que les services de l’État ont confié la responsabilité d’assurer la sécurité de son approvisionnement. EDF a ainsi toujours constitué des stocks de combustible. Chaque année, nous analysons l’ensemble des risques – techniques ou autres – pesant sur tous les pays d’approvisionnement, puis, en fonction des résultats, nous calculons nos stocks et décidons de les positionner à tel ou tel point de la chaîne. Si nous identifions un risque sur certaines mines, les stocks seront par exemple plutôt constitués après la conversion.

Il y a quelques années, l’enrichissement a connu une importante mutation, avec le passage de la diffusion gazeuse – une technologie maîtrisée principalement par la France et les États-Unis – à l’ultracentrifugation, sur laquelle ces deux pays avaient pris du retard. Le risque que nous avions alors identifié nous a conduits à déporter les stocks vers le point de la chaîne situé après l’enrichissement. C’était plus coûteux, mais en termes de sécurité d’approvisionnement, cette décision a permis de compenser les difficultés de développement de l’ultracentrifugation, notamment en France.

En quantité, les stocks représentent un peu plus de deux années de consommation pour EDF, ce qui est considérable par rapport aux autres matières premières comme le pétrole ou le gaz.

Notre portefeuille d’approvisionnement est constitué de contrats de long terme. Mais ces contrats comportent systématiquement des options et des clauses de flexibilité, nécessaires pour que nous puissions nous adapter à la demande. Dans le cas, exceptionnel, où une option se révèle plus chère que le prix du marché spot, il est possible de ne pas la lever et d’acheter de l’uranium sur ce marché. Mais cela ne porte que sur des quantités très faibles.

D’ailleurs, dans le marché de l’uranium, le marché spot est principalement un marché d’ajustement.

M. le président François Brottes. Quel est son horizon temporel ?

M. Sylvain Granger. Il s’agit d’un marché sur lequel des professionnels observent les transactions effectuées au quotidien afin d’en déduire les prix à un instant donné. Ces transactions portent généralement sur de petites quantités, pour des livraisons à court terme – de l’ordre de quelques mois –, mais qui ne conduisent pas nécessairement à une utilisation finale. J’ai par exemple appris que la Deutsche Bank avait constitué un petit stock d’uranium, mais je doute qu’elle songe à l’utiliser dans ses établissements…

M. le président François Brottes. L’uranium fait donc l’objet d’une spéculation ?

M. Sylvain Granger. Cela a sans doute été le cas dans les années 2006-2007, lorsque les prix se sont élevés jusqu’à un niveau de 150 dollars pour une livre, contre 10 à 20 dollars en 2002 et 2003. Aujourd’hui, le prix spot est d’environ 35 dollars la livre, après avoir longtemps connu un palier situé aux alentours de 40 dollars. La tendance, depuis 2003, est donc bien à un triplement des prix, même si on observe une légère baisse depuis quelques mois. Et en 2007, anticipant ce que l’on appelait la « renaissance du nucléaire », un certain nombre d’acteurs – qui étaient loin d’appartenir tous au secteur du nucléaire – s’étaient précipités sur ce marché, faisant gonfler les cours. Pour autant, EDF n’a jamais acheté son uranium 150 dollars la livre. Grâce à notre stratégie d’anticipation, de conclusion de contrats de long terme et de partenariats, non seulement nous avons bénéficié de prix stables, mais leur évolution a été économiquement favorable par rapport à celle du marché spot.

M. le président François Brottes. Ce marché est-il sensible à l’actualité ? L’accident de Fukushima, un référendum en Suisse sur l’énergie nucléaire, une prise de position de la part de certains mouvements politiques en France peuvent-ils avoir un impact ?

M. Sylvain Granger. Trois événements ont eu un impact important. Le premier est l’anticipation de la renaissance du nucléaire dont j’ai déjà parlé. Le deuxième est la décision prise par les Chinois en 2011 d’acheter plus d’uranium qu’ils n’en avaient besoin pour alimenter leurs centrales. Les Chinois ont en effet une politique très forte de sécurisation de leur approvisionnement, y compris pour l’avenir, grâce à la constitution de stocks, à des prises de participation et au développement international. Même si l’information sur le sujet est rare, on peut, en observant leurs achats, en déduire la politique du pays en matière de construction nucléaire. Cela étant, lors du pic observé en 2011, le prix spot de l’uranium n’a pas dépassé 50 dollars la livre.

Enfin, le troisième événement est l’accident de Fukushima. L’arrêt des réacteurs japonais et, en conséquence, l’absence de demande en provenance du Japon ont entraîné une baisse du cours, qui est descendu de 40-45 dollars à 35 dollars la livre.

En définitive, et si l’on excepte la spéculation quasiment autoréalisatrice survenue en 2006-2007, on constate que les variations ne sont pas d’une amplitude exceptionnelle. Par ailleurs, la volatilité des prix masque une tendance structurelle à la hausse. En effet, de nombreuses mines d’uranium découvertes dans les années soixante et soixante-dix sont en déclin. Ce qui est arrivé en France, où on n’extrait plus d’uranium depuis 2001, va se répéter dans d’autres régions du monde. C’est pourquoi nous sommes entrés dans un cycle de réinvestissement minier. Alors que l’investissement réalisé dans ces anciennes mines était presque amorti, il est à nouveau nécessaire d’apporter du capital. Il en résulte une augmentation structurelle des prix.

Pour savoir si cette évolution va perdurer et pour évaluer le niveau auquel le prix de l’uranium pourrait se stabiliser, il importe donc d’apprécier le coût complet de développement des nouvelles mines, qui varie d’une région à l’autre : alors qu’il est d’environ 30 dollars la livre au Kazakhstan, il peut atteindre ailleurs 60 à 70 dollars. Toutes ces mines ne seront pas exploitées : si de très grandes comme Cigar Lake et Olympic Dam peuvent être développées à un coût raisonnable, on peut envisager un équilibre entre l’offre et la demande rendant inutile l’ouverture des mines plus coûteuses.

Selon nos propres estimations, toutefois, le prix de l’uranium pourrait monter jusqu’à 60 dollars la livre dans les dix prochaines années. Dans cette hypothèse, l’augmentation à venir serait plus modérée que celle que nous venons de connaître au cours des dix dernières années où, de 10 à 20 dollars, il est passé à 40 dollars.

De toute façon, le coût de l’uranium naturel ne représente, je le rappelle, qu’un quart de celui du combustible, qui lui-même ne compte qu’à hauteur de 10 % dans les coûts de production de l’énergie nucléaire. Si je me trompe et que l’on constate un doublement du prix sur le marché spot dans les dix ans à venir, non seulement EDF n’en subirait pas nécessairement les conséquences, puisque nous ne nous fournissons qu’exceptionnellement sur ce marché, mais l’augmentation réelle ne porterait, au bout du compte, que sur 2,5 % des coûts de production de l’énergie nucléaire, et serait de surcroît étalée sur dix ans.

M. le président François Brottes. AREVA va pouvoir augmenter ses prix…

M. Sylvain Granger. Si une telle augmentation était justifiée par l’évolution du marché, alors elle serait appliquée par tout le monde. Mais une société qui proposerait des prix éloignés de ceux du marché aurait du mal à vendre sa production. Les mécanismes en jeu ne sont pas propres à l’industrie nucléaire.

M. Jean-Pierre Gorges. En ce qui concerne les réserves d’uranium, vous nous avez rassurés, puisque de 130 ans, elles sont passées à 5 000 ! On peut donc parler de ressource illimitée, même si j’ai bien compris que cela supposait des efforts de recherche et donc des investissements.

J’ai déjà eu l’occasion d’insister sur la fragilité des énergies renouvelables, sur leur instabilité, ainsi que sur le caractère peu sain de leur statut fiscal. C’est pourquoi il est intéressant d’apprendre que le combustible nucléaire ne représente que 10 % des coûts de production. Certes, faute d’uranium sur notre territoire, nous sommes obligés de l’importer et nous pouvons donc être exposés à des difficultés pour nous en procurer. Mais grâce au stockage et à la recherche, il est tout de même possible de garantir notre approvisionnement pour une très longue durée.

Le problème réside plutôt dans nos centrales. En France, on leur prête une durée de vie de trente ans alors que, selon M. Oursel, cette durée est plutôt de soixante ans aux États-Unis, où on envisage même de la porter à quatre-vingts ans. En Grande-Bretagne, l’amortissement financier se fonde sur des amortissements techniques de soixante ans.

Vous n’êtes certes pas spécialiste du sujet, mais vous côtoyez les personnes qui travaillent sur cette question : que faudrait-il faire – bien sûr dans le respect des règles de sécurité françaises, sans doute plus strictes qu’aux États-Unis – pour prolonger de trente ans la durée de vie de nos centrales, le temps de préparer sérieusement la transition énergétique ? Je suis convaincu, en effet, que c’est le nucléaire qui permettra de réaliser cette transition, qui se fera peut-être vers les réacteurs de quatrième génération.

M. le président François Brottes. Je rappelle que le sujet de notre réunion est le combustible nucléaire. Vous avez parfaitement le droit de répondre à cette question, monsieur Granger, mais n’étant pas spécialiste, vous pouvez aussi vous y refuser. De toute façon, ce sujet sera abordé avec EDF lors d’une prochaine réunion.

M. Sylvain Granger. Je ne suis en effet pas spécialiste, et vous aurez l’occasion de recevoir des gens beaucoup plus compétents que moi dans ce domaine. Je me contenterai donc de quelques précisions.

Je n’ai pas dit que les réserves d’uranium étaient de 5 000 ans. Si j’ai cité ce chiffre, c’est pour montrer que la question de la ressource en uranium ne se pose pas réellement dès lors que l’on croit au progrès technique. Le débat qui a lieu sur le niveau des réserves en l’état actuel de la technologie – 100 ou 150 ans – n’aurait en effet plus de sens si nous développions une autre génération de réacteurs. L’ordre de grandeur ne serait alors plus du tout le même.

Bien sûr, une telle progression ne serait ni simple, ni rapide. Mais ce qui est certain, c’est que pour les autres sources d’énergie fossiles, telles que le pétrole ou le gaz, nous n’avons pas les mêmes perspectives de progrès technologique, même si elles bénéficient également d’améliorations qui permettent d’en prolonger l’exploitation. C’est notamment le cas pour le pétrole, dont les réserves s’accroissent avec les progrès accomplis en matière d’exploration et d’extraction – il faut donc rester très prudent en parlant de réserves prouvées.

En tout état de cause, il n’y a aucune raison de craindre une pénurie d’uranium. S’il y a une matière première susceptible d’être très longtemps disponible, c’est bien celle-là, à condition de réaliser les développements technologiques adéquats, notamment de passer à une nouvelle génération de réacteurs.

S’agissant des réacteurs en fonctionnement, leur durée de vie n’est pas de trente ans, ni de quarante ou de soixante : ils sont examinés tous les dix ans par l’Autorité de sûreté qui, selon les résultats, donne ou non à EDF l’autorisation de les exploiter pendant une décennie supplémentaire. Il est vrai que le système est très différent aux États-Unis, où les exploitants disposent d’une plus grande visibilité sur la durée de vie des réacteurs – hier quarante ans, aujourd’hui soixante dans la plupart des cas. Les électriciens américains commencent même, vous y avez fait allusion, à constituer des dossiers pour obtenir une prolongation jusqu’à quatre-vingts ans. Sur le plan physique, ils n’ont pas tort : les progrès réalisés dans le domaine des matériaux, ainsi qu’en matière de surveillance du comportement des éléments des centrales, autorisent à se montrer optimiste. Mais une fois de plus, cette décision relève chez nous de l’Autorité de sûreté et de son appui technique.

M. le président François Brottes. Quelle est la proportion du combustible utilisé qui finit en déchets ultimes ? Et comment évolue-t-elle ?

M. Sylvain Granger. Pour simplifier, la réaction nucléaire au sein de la centrale conduit à la transformation de 4 % d’uranium en déchets hautement radioactifs et non recyclables, et de 1 % d’uranium en la même quantité de plutonium. Il reste donc 95 % d’uranium inutilisé, dont la concentration en combustible est à peu près la même que celle de l’uranium naturel.

Mais dans la mesure où c’est tout l’assemblage de combustibles qui a été irradié, la structure métallique qui le compose constitue aussi un déchet. AREVA a donc développé une technologie de retraitement permettant de découper l’assemblage, d’extraire et de compacter les parties métalliques, et de séparer les déchets ultimes de l’uranium réutilisable et du plutonium – lequel fait l’objet d’un recyclage particulier sous la forme de MOX.

Dans un réacteur à eau pressurisée, le bilan de la combustion ne peut être amélioré qu’à la marge : il est possible de réduire la proportion de déchets à 3,8 %, mais guère en deçà. En revanche, un réacteur de quatrième génération à spectre rapide pourrait être doté d’un système de multirecyclage permettant la production d’une même quantité d’énergie avec un meilleur rapport entre consommation d’uranium et production de déchets. En théorie, un réacteur rapide pourrait utiliser tout l’uranium extrait de la mine, et non pas seulement 1 % de cette quantité. Mais une estimation prudente conduit plutôt à tabler sur une proportion de 50 %.

M. le président François Brottes. Qu’en est-il de l’EPR ?

M. Sylvain Granger. Comme son nom l’indique – Evolutionary Pressurized Reactor –, l’EPR est un réacteur à eau pressurisée. Son rendement est un peu amélioré par rapport aux précédentes générations, si bien que le rapport entre consommation d’uranium et production de déchets sera un peu meilleur. Mais le gain n’est que marginal et on ne peut pas parler de rupture technologique.

M. le rapporteur. Entre le combustible fabriqué à partir d’uranium naturel et le MOX, quel est le plus coûteux ?

M. Sylvain Granger. Il faut comparer ce qui est comparable, car il s’agit de deux systèmes industriels différents.

Le coût de fabrication du MOX, composé en partie de plutonium, est significativement plus élevé que celui du combustible réalisé à partir d’uranium naturel. Mais le plutonium lui-même est obtenu sans coût supplémentaire, puisqu’il s’agit d’un sous-produit de la combustion de l’uranium. En outre, dans la mesure où le traitement des combustibles usés est considéré essentiellement comme un moyen de limiter le volume des déchets radioactifs ultimes, son coût est intégré au coût complet du combustible. Dès lors, si l’on tient compte de toutes les étapes de la chaîne de production, en amont – achat, conversion, enrichissement et fabrication pour l’uranium naturel, fabrication seulement pour le MOX – et en aval – retraitement –, le coût de l’uranium et celui du MOX apparaissent équivalents.

M. le rapporteur. C’est une question que le rapport de la Cour des comptes n’a pas examinée dans le détail. Nous serions donc très intéressés de connaître les bilans comparés des deux technologies.

M. Sylvain Granger. Ces données existent et peuvent vous être communiquées, même si elles sont commercialement sensibles.

M. le président François Brottes. Quel est l’intérêt du MOX sur le plan économique ?

M. Sylvain Granger. Dès lors que les coûts sont équivalents, l’intérêt du MOX n’est pas vraiment économique. Mais son usage réduit nos besoins en uranium et contribue donc à notre sécurité d’approvisionnement. En outre, il permet de diminuer considérablement – de l’ordre d’un facteur dix – le volume de déchets de haute et moyenne activité à vie longue, et donc le coût de leur stockage. C’est son principal intérêt.

M. le rapporteur. Dans ce cas, pourquoi les autres pays n’ont-ils pas recours à cette technologie ?

M. Sylvain Granger. Il n’y a sans doute pas une réponse unique à cette question. Mais on peut remarquer que les pays qui ont développé cette technologie – comme la Grande-Bretagne – ou tenté de la développer – comme le Japon – partagent certaines caractéristiques avec la France : une part non négligeable de l’électricité provenant de l’énergie nucléaire, un territoire peu étendu et fortement urbanisé. Dans ces conditions, la possibilité de réduire le volume de déchets à stocker prend une plus grande valeur. A contrario, les États-Unis, qui disposent d’un vaste territoire, peuvent accorder moins d’importance à l’économie d’espace. Quant à la Chine, qui envisage également l’utilisation du MOX, elle dispose, comme la France, de très peu de ressources naturelles sur son territoire. Quand on ne bénéficie pas, à la différence des États-Unis, de réserves abondantes en pétrole, en gaz et en uranium, on est plus soucieux de l’économie et du recyclage.

M. le président François Brottes. Le MOX joue donc le rôle d’amortisseur.

M. Sylvain Granger. Et il conduit, voire contraint, à adopter une vision à plus long terme, et à mon avis plus pertinente.

M. Michel Sordi. En 1997, Mme Voynet a pris la décision d’arrêter Superphénix. Pouvez-vous nous rappeler ce qu’était ce programme ?

M. Sylvain Granger. Phénix et Superphénix étaient deux réacteurs à spectre rapide, et constituaient en quelque sorte une première étape dans le développement des réacteurs de quatrième génération. Le premier, un réacteur de moyenne puissance exploité par le Commissariat à l’énergie atomique, a fonctionné de manière plutôt satisfaisante. La construction du second a répondu à une volonté de changer d’échelle et de passer à une exploitation industrielle. Les deux ont été arrêtés.

M. le rapporteur. La décision d’arrêter Superphénix a été prise par tout un gouvernement, et non par un ministre en particulier.

M. Michel Sordi. Mais elle résultait d’un marchandage politique, comme l’abandon du canal Rhin-Rhône !

M. le président François Brottes. Je vous remercie, monsieur Granger, pour cet échange qui a été à la hauteur de nos attentes. Je vous prie de nous communiquer le bilan comparé de l’uranium et du MOX dont nous parlions à l’instant.

Audition de M. Yves Kaluzny, conseiller auprès de la Mission de soutien aux secteurs stratégiques, Direction générale de la mondialisation, du développement et des partenariats (Ministère des Affaires étrangères), et de M. Charles-Antoine Louët, sous-directeur « Industrie nucléaire » à la Direction générale de l'Énergie et du climat (Ministère de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie)

(Séance du jeudi 6 février 2014)

M. le président François Brottes. Je remercie M. Yves Kaluzny, conseiller politique auprès de la mission de soutien aux secteurs stratégiques, au sein de la direction générale de la mondialisation, du développement et des partenariats (ministère des affaires étrangères), et M. Charles-Antoine Louët, sous-directeur « Industrie nucléaire » à la direction générale de l’énergie et du climat (ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie) d’avoir accepté notre invitation. Vos regards croisés, messieurs, nous aideront à mieux cerner les fragilités et les forces d’AREVA et d’EDF, dont nous venons d’entendre les représentants.

Durant ces auditions, nous avons notamment évoqué la pression à la hausse qu’exerce la demande asiatique sur les cours de l’uranium, ainsi que la prise de position du Gouvernement demandant à AREVA de prendre en considération les intérêts du Niger dans les négociations en cours. L’argument que nous a opposé AREVA est d’ordre technique : si l’exploitation de l’uranium nigérien devient trop coûteuse, elle perd de son intérêt pour l’entreprise. Nous avons également discuté du rôle du Conseil de politique nucléaire, où la question de l’approvisionnement et celle des relations entre AREVA et EDF sont souvent traitées.

Nous attendons de vous que vous abordiez ces sujets sous un angle politique. Les contrats à long terme d’approvisionnement en uranium, généralement passés par des sociétés ayant un fort caractère national, font jouer les relations entre États et relèvent donc de la diplomatie et de la géopolitique.

Avant de vous donner la parole, je vous demande, conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(MM. Yves Kaluzny et Charles-Antoine Louët prêtent serment)

M. Yves Kaluzny, conseiller auprès de la mission de soutien aux secteurs stratégiques, direction générale de la mondialisation, du développement et des partenariats (ministère des affaires étrangères). Je tiens à préciser que je ne suis pas conseiller politique, mais chargé de mission pour le secteur nucléaire.

M. le président François Brottes. Vous ne conseillez personne ?

M. Yves Kaluzny. Je m’efforce d’apporter des éclairages techniques.

Lorsqu’on aborde la question de l’uranium, il faut avoir en tête la localisation des ressources et la répartition de la production par pays et par sociétés.

L’uranium est abondant sur la planète. Le « Livre rouge » publié par l’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE et par l’Agence internationale de l’énergie atomique recense plus de 5 millions de tonnes de réserves prouvées et plus de 15 millions de tonnes de réserves estimées, sans tenir compte du minerai contenu dans les phosphates ou dans l’eau de mer.

À s’en tenir aux tendances actuelles, ces réserves représentent respectivement 100 et 300 ans de production d’énergie électronucléaire. Par comparaison, les réserves prouvées de pétrole équivalent à 59 ans de production, celles de gaz à 56 ans et celles de charbon à 109 ans.

Pour ce qui est de la répartition sur la surface du globe, 44 % des ressources en uranium sont situées dans des pays faisant partie de l’OCDE, principalement l’Australie, le Canada et les États-Unis. Cette proportion est de 17 % pour le pétrole et de 8 % pour le gaz.

Le continent américain pèse pour un peu moins de 20 %, de même que l’Afrique
– Niger, Namibie et Afrique du Sud. L’Asie centrale et la Russie disposent de 25 à 30 % des réserves et l’Australie de plus de 20 %. Les coûts de l’exploitation des ressources sont également évalués selon les pays producteurs.

M. le président François Brottes. Je relève, dans le tableau que vous nous avez fourni, que ces coûts sont élevés au Niger.

M. Yves Kaluzny. Le Niger dispose de 5 % des ressources mondiales. C’est loin d’être négligeable, mais on n’est pas obligé de passer par le Niger si l’on veut s’approvisionner en uranium…

Pour ce qui est maintenant des pays producteurs, c’est le Kazakhstan qui arrive en tête. Sa production a connu la plus forte croissance de ces cinq dernières années. Le Canada, pays qui exploite l’uranium de longue date, garde un niveau de production élevé. L’Australie également, même si elle limite les quantités de minerai extrait de son sol. Le Niger occupe le cinquième rang, avec un niveau non négligeable de production.

Les principales compagnies productrices sont, par ordre d’importance, la société kazakhe KazAtomProm, AREVA, le canadien CAMECO, le russe ARMZ Uranium One, puis les mineurs généralistes Rio Tinto et BHP Billiton.

Ce tour d’horizon montre que nous disposons d’uranium pour de nombreuses décennies et que la ressource est bien répartie entre les continents.

M. le président François Brottes. Parmi ces entreprises, lesquelles sont liées aux États ?

M. Yves Kaluzny. KazAtomProm est lié à l’État kazakh et ARMZ Uranium One à l’État russe par l’intermédiaire de son actionnaire principal RosAtom. En revanche, Rio Tinto et BHP Billiton sont des sociétés cotées en bourse avec un flottant important.

S’agissant de la sécurité de l’approvisionnement de la France en uranium, il faut d’abord souligner le rôle majeur d’AREVA et d’EDF.

L’entreprise EDF mène une politique de diversification multiple, puisqu’elle concerne à la fois les mines, les régions de provenance et les fournisseurs. Aujourd’hui, AREVA reste un fournisseur de référence pour EDF, mais sa part est limitée à 40 % pour des raisons de sécurité d’approvisionnement – le reste provenant d’une dizaine d’autres fournisseurs.

L’entreprise complète cette politique de diversification par la constitution d’un stock de sécurité. Ce stock d’uranium sous toutes les formes correspond à un peu plus de deux ans de besoin. En pratique, les électriciens européens disposent d’un peu plus de trois ans de stock en moyenne, afin d’avoir le temps de pallier une éventuelle rupture d’approvisionnement.

Quant à AREVA, sa politique consiste à maîtriser des ressources lui assurant sur ses livraisons une visibilité de plus de vingt ans. Cet objectif stratégique a été approuvé par le conseil de surveillance de l’entreprise.

À la fin de 2012, AREVA avait en portefeuille environ 200 000 tonnes de réserves prouvées d’uranium, 100 000 tonnes de réserves mesurées et 175 000 tonnes de ressources inférées. C’est à partir des deux derniers chiffres que l’on réalise des études supplémentaires permettant de quantifier l’uranium réellement présent dans les dépôts et de déterminer s’il est exploitable. Ces quantités seront alors requalifiées en « réserves prouvées » et entreront en compte dans la constitution de la visibilité à vingt ans que l’entreprise se donne pour objectif.

En tant que deuxième producteur mondial, AREVA recherche des gisements de fort volume et souhaite se placer comme un fournisseur de référence vis-à-vis de ses clients.

Parmi les mines les plus importantes, on peut citer le gisement de Cigar Lake, au Canada, dont les teneurs en uranium sont les plus fortes au monde, les mines du Kazakhstan, qui figurent parmi les plus rentables et dont les ressources potentielles sont importantes, et la Mongolie, où existent des perspectives de gisements de fort volume, mieux situés par rapport aux clients potentiels que les mines des zones arctiques.

Ce sont les organes de gouvernance d’AREVA et d’EDF qui assurent le premier contrôle sur les politiques de ces sociétés. Les conseils d’administration, conseils stratégiques ou conseils de surveillance examinent et approuvent régulièrement la politique minière de la première, la politique d’approvisionnement de la seconde.

La gestion des risques implique que l’on considère ceux-ci sous leurs différentes natures.

D’abord le risque minier : une mine n’est jamais à l’abri d’un incident d’exploitation conduisant à une interruption de la production. Il faut donc s’approvisionner à des mines différentes, ce qui ne signifie pas forcément auprès de producteurs différents : compte tenu des investissements nécessaires, il est courant que les producteurs s’associent en joint-venture (coentreprise) pour l’exploitation d’une mine donnée.

Le deuxième risque tient à l’environnement de la mine. À cet égard, la conclusion de partenariats locaux constitue une précaution primordiale.

Vient ensuite un risque global et géopolitique, plus difficile à appréhender en tant que tel. La parade réside dans la diversification géographique des approvisionnements, de manière à éviter qu’une région ne pèse de façon excessive.

Une stratégie robuste repose donc sur des réponses diversifiées : plusieurs mines et plusieurs fournisseurs dans plusieurs régions du monde. On doit l’assortir de la constitution de stocks stratégiques permettant de faire face à une interruption brutale de la fourniture.

Plus généralement, je rappelle que le réseau diplomatique apporte un soutien aux entreprises dans leurs relations avec les pays qui détiennent des mines d’uranium ou qui envisagent d’en ouvrir. En effet, comme vous l’avez indiqué, monsieur le président, les interlocuteurs des entreprises françaises sont souvent des sociétés d’État et les questions d’exploitation minière sont traitées dans ces pays au plus haut niveau politique.

M. le président François Brottes. Le président du directoire d’AREVA a indiqué qu’il avait fait réaliser, en accord avec les autorités du Niger, une étude indépendante sur les potentialités des mines de ce pays. Le ministère des affaires étrangères a-t-il la copie de ce document ?

M. Yves Kaluzny. Vous faites allusion au rapport d’audit commandé conjointement par AREVA et l’État du Niger sur les coentreprises COMINAK et SOMAÏR. Ce document, que je n’ai pas en ma possession, devait établir un bilan technico-économique de la situation minière afin d’alimenter les négociations entre l’État nigérien et AREVA.

M. Denis Baupin, rapporteur. Vous semblez parfois parler d’AREVA et d’EDF comme de sociétés privées complètement autonomes alors qu’elles sont très majoritairement détenues par l’État. Dès lors que l’État français intervient sur le plan diplomatique pour aider localement ces entreprises dont il est l’actionnaire principal, on pourrait s’attendre à ce qu’il dispose des informations nécessaires au suivi des négociations !

Qui plus est, le ministre délégué chargé du développement a pris hier dans l’hémicycle des positions claires à ce sujet, dans le droit fil de la rupture avec la « Françafrique » annoncée tant par le Président de la République que par le ministre des affaires étrangères. Sachant que les relations que ces pays amis et fragiles entretiennent avec les pays occidentaux peuvent se révéler compliquées, comment analysez-vous l’évolution de nos liens avec le Niger ?

Nos interlocuteurs d’EDF et d’AREVA nous ont déjà donné des indications sur la sécurisation et la diversification de l’approvisionnement. Comment ces questions s’articulent-elles avec la politique étrangère de la France ?

En Australie, l’exigence croissante d’un respect des populations autochtones a contraint AREVA à abandonner un projet. Le ministère des affaires étrangères a-t-il une idée de la façon dont on pourrait relier la problématique de l’accès aux ressources et ces attentes en matière de respect des populations, mais aussi de respect des normes environnementales ?

M. Jean-Pierre Gorges. Vous avez évoqué les risques géopolitiques qui pourraient peser sur l’accès aux ressources d’uranium. Confirmez-vous néanmoins que, au-delà des 130 ans de réserves estimées, on pourrait aller jusqu’à 5 000 ans si la recherche conduisait au saut technologique attendu ?

Au moment où s’engage le débat sur la transition énergétique, il est important de montrer que, à la différence de ce qui se passe pour le pétrole et le gaz, la ressource exigée par nos centrales nucléaires est quasiment inépuisable si la France continue d’investir dans la recherche, non pas sur l’EPR qui est une technologie d’attente, mais sur la quatrième et sur la cinquième génération.

J’aimerais donc que l’on retire du débat la question de la rareté de la ressource. Certes, la quasi-absence d’uranium en France est en soi un handicap mais, de ce point de vue aussi, les risques me semblent moindres que pour le pétrole ou pour le gaz.

M. Michel Sordi. Quel intérêt présente la production nucléaire au regard des enjeux de maîtrise des importations de matières premières et, plus globalement, de maîtrise de la ressource ?

M. le président François Brottes. L’État donne-t-il à des sociétés comme AREVA des consignes concernant la sécurité de nos concitoyens à l’étranger, notamment face au risque de prise d’otages ? Existe-t-il des échanges entre les entreprises et les services de renseignement ?

M. Yves Kaluzny. Bien que je ne sois pas expert en la matière, je sais qu’il existe des consignes et des coopérations avec les États pour assurer la sécurité des sites, notamment dans le Sahel.

Vous avez tous entendu les déclarations du ministre Pascal Canfin sur l’état de la négociation avec le Niger. Le problème qui se pose est de trouver un juste équilibre entre la rentabilité commerciale des sociétés impliquées et l’aspiration de l’État du Niger à recueillir les bénéfices de l’extraction de l’uranium. Le ministère des affaires étrangères s’est efforcé de jouer le rôle de facilitateur entre la société AREVA et l’État du Niger en proposant la désignation d’un médiateur, M. François Bujon de l’Estang, pour jouer les bons offices entre les deux parties et globaliser les différents aspects de la négociation. Mais il n’appartenait pas au ministère de s’immiscer dans le détail d’une négociation commerciale que seule AREVA doit mener.

Les exigences croissantes en matière de respect des populations locales et de l’environnement s’imposent à nous indépendamment de toute relation d’État à État. Ce ne sont évidemment pas ces relations qui pourraient amener l’Australie à passer outre la volonté de ses populations et d’ouvrir contre leur gré une mine d’uranium !

Un projet minier, quel qu’il soit, est toujours complexe. Une mine a toujours des effets sur l’environnement. Il convient de les réduire au minimum et cela impose des discussions avec les populations locales, qui doivent trouver leur intérêt dans le projet.

Ainsi, après la récente signature par AREVA et une société mongole d’un accord créant une société minière pour mettre en exploitation des gisements prometteurs, les premières actions consisteront à expliquer aux populations ce que sont réellement les implantations minières et à insérer cette activité dans le tissu économique local. Le ministère des affaires étrangères et son réseau diplomatique sont présents pour aider nos entreprises dans leurs relations avec les États et pour leur suggérer telle ou telle action ; ils ne peuvent certainement pas imposer à la Mongolie d’accepter une activité minière d’AREVA si l’implantation locale ne peut être réalisée correctement. L’exemple du Canada est à cet égard emblématique, puisque les principales mines d’uranium se trouvent au nord du pays et qu’il faut composer avec les exigences des populations autochtones.

L’estimation des réserves et de l’horizon que nous avons devant nous, monsieur Gorges, dépend beaucoup des technologies que nous saurons mettre en œuvre. Avec les réacteurs actuellement en fonctionnement et ceux de la troisième génération, l’horizon est en effet de l’ordre du siècle. Dans l’hypothèse d’un passage à la quatrième génération – réacteurs à neutrons rapides –, cet horizon recule à environ 2 500 ans pour les ressources connues et 8 500 ans pour les ressources estimées. En d’autres termes, si l’on arrive à transformer les perspectives de quatrième génération en technologie fiable, la barrière de la ressource sera levée. Cependant, même si nous n’arrivons pas tout de suite à ce niveau de développement, nous n’avons pas le couteau sous la gorge pour ce qui est de l’approvisionnement.

La production électronucléaire actuelle, monsieur Sordi, permet d’éviter l’importation de combustibles fossiles. Son arrêt total devrait être compensé, dans un premier temps, par des importations de gaz et de charbon, ainsi que par des investissements dans les infrastructures correspondantes. Mais le représentant du ministère en charge de l’énergie sera plus à même que moi de parler du bilan énergétique de la France.

M. le président François Brottes. Je donne donc la parole à M. Charles-Antoine Louët, à qui incombe la tâche difficile de nous dire à quelle heure surgira la quatrième génération. (Sourires.)

M. Charles-Antoine Louët, sous-directeur « Industrie nucléaire » à la Direction générale de l’énergie et du climat (ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie). Le principe de la quatrième génération est de valoriser l’ensemble des isotopes de l’uranium, donc de faire un usage beaucoup plus complet du minerai. Gardons-nous toutefois de présentations trop schématiques. Comme l’a dit M. Kaluzny, cette technologie est en développement. Des réacteurs à neutrons rapides ont fonctionné mais il n’y a pas aujourd’hui de déploiement à l’échelle industrielle. Or cette technologie aura nécessairement un coût et obéira à des équilibres économiques différents de ceux que nous connaissons. Comme pour les hydrocarbures, la durée des réserves est fonction du prix que l’on est disposé à consacrer à l’extraction de la ressource. Si les prix de l’énergie augmentent, peut-être sera-t-on prêt à payer l’uranium beaucoup plus cher, ce qui conduira à une réévaluation des réserves à technologie inchangée – avant qu’un basculement ne se produise en faveur de la quatrième génération. Je ne crois pas qu’on puisse opposer les deux technologies de ce point de vue. Leurs équilibres, je le répète, sont différents. L’avenir nous dira comment l’une se développera par rapport à l’autre.

Sur le plan purement physique, néanmoins, un parc exclusivement composé de réacteurs à neutrons rapides supprime le besoin de mines. Les chiffres que vous évoquez, monsieur Gorges, proviennent d’une étude du CEA réalisée à partir d’une hypothèse très schématique : si le parc français était uniquement composé de réacteurs de quatrième génération, nous aurions 5 000 ans devant nous avec les seules réserves d’uranium appauvri présentes sur le territoire national.

Pour en venir à une présentation plus générale, l’approvisionnement en uranium est un enjeu important de la sécurité énergétique de la France. Au même titre que l’approvisionnement en hydrocarbures, il est régi par la loi de 1974 relative aux économies d’énergie, laquelle soumet EDF, opérateur unique de nos centrales nucléaires, à des obligations en la matière, ce qui n’est pas le cas pour AREVA.

M. le président François Brottes. Ce sont les représentants de l’État au sein du conseil d’administration qui s’assurent du respect de ces obligations ?

M. Charles-Antoine Louët. Elles n’ont un caractère régalien que sur un point, la constitution d’un stock stratégique correspondant à deux ans de consommation du parc nucléaire. EDF fait une déclaration annuelle qui est vérifiée.

La constitution d’un stock fait partie, à côté de la diversification des fournisseurs et des pays d’origine, de la panoplie de mesures que les entreprises peuvent prendre pour assurer la sécurité de leur approvisionnement. Mais pour EDF et pour elle seule, il s’agit d’une contrainte juridique.

Il vous a été montré ce matin que les réserves et les mines d’uranium étaient plutôt bien réparties dans le monde et que les risques géopolitiques sont de tout autre nature que ceux qui pèsent sur l’approvisionnement en hydrocarbures, d’autant que la part du minerai d’uranium dans le coût de la production d’électricité est très faible. Il faut y ajouter une considération d’ordre cinétique : compte tenu de la taille des stocks que l’on est en mesure de constituer, une rupture de l’approvisionnement en gaz ou en pétrole provoque immédiatement l’entrée en gestion de crise ; le processus serait beaucoup plus lent s’agissant de l’uranium, en raison du stock stratégique mais aussi des « en-cours » de fabrication. Il n’y a pas de pipeline ou de point d’entrée pour l’uranium.

M. le président François Brottes. Le stock stratégique de gaz est de trois mois…

M. Charles-Antoine Louët. L’ordre de grandeur n’est pas le même, en effet. C’est ce qui explique que notre suivi opérationnel et géopolitique soit moins rapproché. Sur le plan juridique, nous nous en tenons à l’obligation concernant les stocks. Cette disposition permet quand même de voir venir : dans l’hypothèse d’une rupture brutale de 25 % de nos importations, nous pourrions tenir huit ans, ce qui laisse le temps de trouver d’autres sources d’approvisionnement.

Cela dit, l’État exerce un suivi important de l’action d’EDF et d’AREVA dans le cadre des organes de gouvernance de ces deux entreprises. Nous nous assurons qu’EDF a bien une politique d’approvisionnement à long terme et son représentant vous a sans doute expliqué que la couverture à long terme de ses contrats d’approvisionnement lui a permis de maîtriser les soubresauts récents du marché à court terme de l’uranium. Nous vérifions aussi la diversification des origines géographiques et des fournisseurs, dont dépend la sécurité d’approvisionnement d’EDF – même si le rôle d’AREVA doit rester majeur.

M. le président François Brottes. Dans le parcours professionnel des fonctionnaires de votre service, quel degré d’étanchéité existe-t-il avec les opérateurs que sont AREVA et EDF ?

M. Charles-Antoine Louët. L’éthique et l’intégrité des fonctionnaires ne sauraient être mises en cause, quelle que soit l’évolution de leur carrière. Du reste, personne dans mon service n’a travaillé chez EDF ou chez AREVA. Et ceux qui voudraient travailler ensuite dans ce secteur sont soumis à des règles déontologiques strictes. Il me serait impossible de rejoindre demain ces entreprises !

M. le rapporteur. Pourtant, un de mes camarades de promotion est conseiller politique du directeur général de l’énergie et du climat alors qu’il a travaillé à Fessenheim.

M. Charles-Antoine Louët. Je parlais de ma sous-direction.

M. le rapporteur. À ma connaissance, le précédent directeur général avait aussi travaillé dans le secteur nucléaire.

M. Charles-Antoine Louët. Oui, mais pour l’administration.

M. le rapporteur. Au vu des recherches en cours, la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a-t-elle une évaluation de ce que pourrait être le coût du mégawattheure produit par des centrales de quatrième génération, comparé par exemple à celui du mégawattheure éolien ? Si l’on nous affirme que la technologie de quatrième génération nous ménage une ressource en uranium pour à peu près 5 000 ans, que dire des réserves de vent, de soleil, d’énergie hydraulique marine, etc. ? Puisque certains semblent fantasmer sur la prolongation de ressources épuisables, je rappelle qu’il existe des ressources inépuisables qui sont encore plus intéressantes, et à des coûts, semble-t-il, largement inférieurs à ceux que permettrait une exploitation industrielle des réacteurs de quatrième génération. Ces aspects ne sont pas négligeables pour une commission d’enquête consacrée aux coûts de l’énergie.

Lors de l’audition du représentant d’EDF, j’ai été étonné d’apprendre que près de 60 % des activités de fabrication du combustible – conversion, enrichissement… – se font à l’étranger, alors même qu’AREVA a les capacités pour le faire en France. La DGEC exerce-t-elle un suivi à ce sujet ? Existe-t-il une politique au niveau national, ou, à défaut, une réflexion sur le fait qu’un électricien national, très largement détenu par l’État, recourt à l’étranger pour se procurer ces services ?

Enfin, quelle est la vision de la DGEC concernant les deux filières d’approvisionnement des réacteurs, celle qui consiste à enrichir de l’uranium naturel et celle qui consiste à fabriquer du MOX ? Les services de l’État ont-ils évalué leur rentabilité respective ?

M. Charles-Antoine Louët. Pour ce qui est de la quatrième génération, le développement industriel d’une technologie plutôt que d’une autre est affaire de coût. En l’état actuel des études, il serait envisageable – si l’on décide un jour de le faire – de déployer des réacteurs de quatrième génération dans les années 2040 ou 2050. À de tels horizons, ce sont des objectifs de coûts qui sont fixés, dans l’idée que ces coûts seront en concurrence avec ceux de l’éolien, de l’EPR, du gaz, etc. L’ordre de grandeur est donc d’une centaine d’euros le mégawattheure. Toutefois, il n’existe pas aujourd’hui de concept industriel permettant d’annoncer un coût précis. En dernier ressort, si les études montrent qu’il ne faut pas passer à la phase industrielle, il faudra se conformer à la rationalité économique et renoncer !

Quant à la fabrication du combustible à l’étranger – mais cela vaut aussi pour la conversion et pour l’enrichissement –, elle résulte d’un mouvement que l’on observe depuis les années 2000. Alors qu’AREVA était le fournisseur quasi exclusif d’EDF, l’électricien a désormais un portefeuille de fournisseurs beaucoup plus diversifié. Mais la réciproque est vraie : le portefeuille de clients d’AREVA s’est également diversifié. L’État, bien entendu, s’assure que les usines de cette entreprise trouvent des débouchés et observe le taux de diversification d’EDF. S’il considère que ce taux descend au point de mettre en péril les bases industrielles françaises, il peut demander un réexamen. L’enjeu n’est pas de contraindre l’électricien national à commander à AREVA, mais de disposer d’un outil industriel performant qui puisse vendre aussi bien à EDF qu’à d’autres électriciens. Lorsque des opérations importantes d’investissement et de rénovation sont nécessaires dans notre pays et que d’autres pays choisissent de ne pas réinvestir, nous devons alors pouvoir demander à EDF de participer à la couverture des surcoûts.

J’en viens à votre dernière question. Le traitement-recyclage qui permet de fabriquer le MOX est prescrit par la loi française – en l’occurrence par le code de l’environnement. C’est donc avant tout pour des raisons écologiques qu’il est opéré en France, l’objectif étant de réduire la consommation des matières premières et la quantité de déchets. Mais il convient aussi de prendre en compte les aspects économiques. Un recyclage qui serait antiéconomique est à éviter. En l’espèce, les coûts paraissent assez équilibrés entre la filière MOX et la filière uranium. Les modèles économiques étant différents, la variation de certaines données – par exemple les cours de l’uranium – pourra donner l’avantage à l’une ou à l’autre…

M. le président François Brottes. Et en termes d’emploi en France ?

M. Charles-Antoine Louët. Il faut prendre en compte les différents segments de la valeur. Dans le cas des hydrocarbures, une grande partie de cette valeur réside dans les molécules. La valeur ajoutée provient donc largement de l’étranger, où se trouvent de ce fait le plus grand nombre d’emplois. S’agissant de l’uranium, l’extraction se fait également à l’étranger. La filière MOX en revanche, ne produit des emplois qu’en France, puisque c’est à l’usine de La Hague que s’effectue le recyclage.

M. le président François Brottes. En résumé, selon vous, cette filière est écologique et créatrice d’emplois.

M. le rapporteur. Nous demanderons à l’Autorité de sûreté nucléaire son avis sur la question !

M. Charles-Antoine Louët. Le recyclage est écologique dans la mesure où le code de l’environnement précise bien qu’il s’agit de réduire la production de déchets…

M. le rapporteur. Beaucoup d’activités mentionnées par le code de l’environnement ne sont pas écologiques pour autant !

Disposez-vous d’études démontrant que les deux filières ont des coûts équivalents ?

M. Charles-Antoine Louët. Oui. Je vous les adresserai.

M. le président François Brottes. Merci, messieurs, pour votre contribution.

Audition de M. Pierre-Franck Chevet, président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN)

(Séance du jeudi 13 février 2014)

M. le président François Brottes. Monsieur le président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), vous pourriez être l’invité permanent de notre commission d’enquête, qui demandera peut-être à vous réentendre.

Vous garantissez la transparence du fonctionnement des centrales nucléaires et, le cas échéant, c’est vous qui indiquez aux opérateurs qu’ils doivent cesser d’exploiter une centrale.

Quelle appréciation portez-vous sur la maintenance de nos installations nucléaires ? La transparence est-elle totale dans de domaine ? Y a-t-il lieu de s’inquiéter, comme le font l’opinion publique et certaines organisations syndicales, de l’importance accordée à la sous-traitance ? Que penser de la décision de fermer une centrale ou de prolonger la durée de vie d’un réacteur, quand elle émane d’une autre instance que l’ASN ?

Sûreté et sécurité ne sont pas synonymes. Le risque d’une attaque terroriste ou d’une autre intrusion relève moins de l’ASN que des forces de police. Nous vous laisserons définir le périmètre de votre compétence, quitte à regretter qu’elle ne s’étende pas à la sécurité des centrales.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Pierre-Franck Chevet prête serment)

M. Pierre-Franck Chevet, président de l’Autorité de sûreté nucléaire. Le problème de la sous-traitance et de la maintenance pendant les arrêts de tranche n’est pas nouveau, mais il est monté en puissance au cours des années quatre-vingt-dix, et se posera de manière plus aiguë encore dans les prochaines années, lors du grand carénage programmé par EDF.

La maintenance est facteur de sûreté, puisqu’elle vise à entretenir les matériels, notamment de manière préventive, en profitant des arrêts de tranche. On se souvient néanmoins de l’incident de niveau 3 survenu à Gravelines en 1989. Une équipe de la société qui avait travaillé sur l’ensemble des soupapes protégeant le circuit primaire principal avait utilisé de mauvaises vis, ce qui empêchait les soupapes de fonctionner pendant le cycle. De ce fait, le réacteur n’était pas protégé contre les surpressions. L’incident a montré que, faute d’être effectuée de manière rigoureuse, la maintenance peut devenir contre-productive.

Or EDF a opté pour un recours accru à la sous-traitance. En cinq ans, le volume de travaux réalisés pendant les arrêts de tranche, pour des raisons de disponibilité ou de sûreté, a plus que doublé. Il faut en effet rattraper un sous-investissement de cinq à dix ans en matière de maintenance. Le volume de la sous-traitance devrait encore augmenter de manière significative.

Lors des inspections que nous effectuons pendant les arrêts de tranche, nous constatons que le temps qu’EDF consacre à la réalisation des travaux dépasse en moyenne de 50 % les prévisions. Or tout écart par rapport au planning compromet la qualité de la réalisation, sinon la sûreté de l’installation. Seul un tiers des dépassements tient à une bonne raison, par exemple au fait qu’une intervention a révélé un problème technique qui appelle une réparation. Dans les deux tiers des cas, la planification initiale a été mauvaise ou la maintenance insuffisante, ce qui implique une seconde intervention.

Le défaut de maîtrise des arrêts de tranche, d’une grande acuité aujourd’hui, sera encore plus préoccupant dans trois ou quatre ans, quand EDF effectuera le grand carénage, qui suppose des interventions encore plus lourdes. En outre, l’entreprise est confrontée à un renouvellement massif de ses effectifs, qui concernera, en cinq ans, plus de la moitié du personnel. Les jeunes embauchés se forment tandis que des seniors se préparent à la retraite, ce qui explique peut-être certaines difficultés de planification ou d’organisation des travaux. La gestion prévisionnelle des emplois et des compétences est stratégique pour préparer le grand carénage.

Nous poursuivons des discussions très serrées avec EDF. Nous vérifions la qualité des déclarations en cas d’anomalie. En 2013, 700 événements significatifs en matière de sûreté ont été signalés. Le chiffre est inférieur à celui de 2012, mais supérieur à celui des années précédentes. Le fait qu’il soit étale peut rassurer sur le plan de la transparence ; il est moins rassurant que plus de la moitié de ces événements s’expliquent par un défaut de qualité de la maintenance.

La sous-traitance résulte d’un choix industriel qui peut se justifier, car le recours à des spécialistes semble une garantie de compétence. Reste que les employés du sous-traitant n’ont pas toujours le niveau de qualification attendu. Il faut non seulement qu’EDF conserve en propre la capacité d’exercer une surveillance, en allant contrôler le travail au bon endroit et au bon moment, mais que sa surveillance soit effective.

L’arrêté du 7 février 2012 fixant les règles générales relatives aux installations nucléaires de base l’oblige à surveiller les travaux sur toute la chaîne des prestataires. Ce document est actuellement en cours de déclinaison. Par ailleurs, un texte sur le système de management intégré de la sûreté, de la radioprotection et de l’environnement est en consultation publique jusqu’au 24 février. Il fait obligation à EDF, et à toute la chaîne d’action, de posséder une organisation assurant la bonne qualité des opérations.

Ces sujets sont complexes au sens où ils touchent à des facteurs sociaux, organisationnels et humains. Nous avons été amenés à travailler dessus après l’accident de Fukushima, à la demande du Haut Comité pour la transparence et l’information sur la sécurité nucléaire (HCTISN), auquel nous avions communiqué nos travaux et qui a souhaité que nous allions plus loin. Nous avons créé un groupe de travail ouvert rassemblant tous ceux qui sont intéressés à la question : les exploitants et les sous-traitants, leurs syndicats respectifs, des universitaires, des représentants des ONG et même des cabinets de juristes, car le sujet soulève des problèmes de droit. Ainsi, au nom de la sûreté, chacun souhaite qu’EDF exerce un contrôle entier et intrusif sur l’organisation interne des sous-traitants et le pilotage de leurs actions, mais la logique de l’inspection du travail veut qu’on interdise l’intrusion du donneur d’ordre dans le travail du prestataire.

Plusieurs questions méritent d’être précisées, comme la situation de la sous-traitance en situation normale d’activité ou le cadre contractuel dans lequel elle interviendrait en cas d’accident. L’épisode de Fukushima a montré qu’en cas de crise, si l’exploitant doit faire le nécessaire pour préserver la sûreté de l’installation, des sous-traitants sont indispensables. Dès lors, il faut s’assurer que l’entreprise et les hommes seront capables d’intervenir, le jour dit, dans des conditions qui s’apparentent à celles de la guerre. Le problème se pose aussi pour le personnel des services publics – pompiers ou conducteurs de car –, dont l’aide pourrait être requise en cas de crise. Il faut s’assurer que les personnels interviendront sur la base du volontariat ou d’un engagement contractuel.

Ces questions sont étudiées par le Comité d’orientation sur les facteurs sociaux, organisationnels et humains (COFSOH). Elles seront résolues dans quelques années, mais j’espère recevoir des résultats intermédiaires avant un ou deux ans.

M. Denis Baupin, rapporteur. Je vous remercie d’avoir évité la langue de bois. Les observateurs de tout bord s’accordent à reconnaître que la transparence a beaucoup progressé depuis quelques années.

Selon les rapports rédigés par l’ASN en 2012, EDF n’a pas assez anticipé le vieillissement des équipements nécessaires à la sûreté et n’a pas réfléchi au moyen de s’approvisionner en pièces de rechange, ce qui engendre des anomalies récurrentes. Dans un rapport publié en janvier 2013, l’inspecteur général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection d’EDF signale l’augmentation du nombre d’événements significatifs de sûreté provenant d’activités de maintenance en arrêt de tranche ou en marche. Il écrit à ce sujet : « Je suis préoccupé par ces résultats qui traduisent une dégradation régulière de la qualité dans les activités de maintenance et je m’interroge sur les organisations en place, les ressources disponibles ainsi que sur la rigueur et les moyens. » Il dit aussi que « tous les ingrédients sont réunis pour un manque durable de ressources » et qu’« une pièce sur deux n’est pas encore approvisionnée par le processus standard. » Le référentiel de maintenance d’EDF est-il au bon niveau ? L’entreprise a-t-elle réellement pris la mesure des objectifs, des moyens et de l’organisation à mettre en œuvre ? Que penser quand on découvre que les opérations de maintenance requièrent 60 % d’activité de plus que ne le prévoit le programme initial ? Pensez-vous que les moyens humains sont en place ?

Partagez-vous la crainte des commissions locales d’information (CLI) de la Manche, dont les membres ont signalé, dans le Livre blanc qu’ils ont rédigé après leur visite à Fukushima, que le recours à la sous-traitance risque d’entraîner une perte de la culture de sûreté au sein de l’entreprise ? Fait-on trop appel aux sous-traitants, qui travaillent souvent en cascade ? Dans certains cas, on compte jusqu’à huit niveaux de sous-traitance…

Votre travail est-il de contrôler uniquement EDF ou intervenez-vous aussi dans le champ de la sous-traitance ? Est-il exact que 80 % des doses radioactives émises par les installations nucléaires sont reçues par des intervenants extérieurs ?

M. Pierre-Franck Chevet. Pour les questions de sûreté, le référentiel de maintenance n’est pas en cause. D’une part, certaines opérations menées en arrêt de tranche portent non sur la sûreté mais sur la production, la productivité ou la disponibilité. D’autre part, le volume important des travaux actuels devrait nous rassurer. Compte tenu du retard accumulé par EDF, il est normal que la charge de la maintenance augmente, même si c’est cela qui pose des problèmes de qualité et de livraison. C’est à la qualité des travaux qu’il faut réfléchir.

En matière de moyens humains, il faut poser la question des capacités globales et des compétences, notamment de leur renouvellement. Il est difficile aux personnels de se charger d’un chantier qu’ils viennent seulement de découvrir. EDF doit organiser la transmission des compétences pour retrouver la pleine maîtrise des travaux en arrêt de tranche.

En tant qu’Autorité indépendante, nous ne portons pas de jugement sur le recours à la sous-traitance. Celui-ci résulte d’un choix industriel qui comporte ses aspects positifs. En revanche, notre cheval de bataille est de nous assurer qu’EDF conserve une compétence qui lui permet un contrôle sur la chaîne des prestataires, et que ce contrôle est effectif.

Une grande partie des inspections a lieu lors des arrêts de tranche, pendant lesquels nous pouvons accéder à toute la chaîne de sous-traitance. Nous allons voir sur place de quelle manière les gestes sont faits, soit par EDF soit par un sous-traitant, fût-il de huitième rang. Nous vérifions aussi que ceux qui les exécutent possèdent les compétences requises, et que leur travail bénéficie de la surveillance du donneur d’ordre.

Les textes nous chargent de réaliser des inspections sur les installations nucléaires, mais, lorsqu’un sous-traitant prépare une action de maintenance, il exécute les travaux de préfabrication ou de fabrication en dehors de ces installations. Dans le cadre du projet de loi sur la transition énergétique, voire dans un autre cadre législatif, nous souhaitons être autorisés à inspecter ce travail préalable, dont la qualité est déterminante.

Nous vérifierons les chiffres concernant la proportion de doses radioactives reçues par les intervenants extérieurs. Le taux de 80 %, que vous citez, n’est pas surprenant, puisque ce sont essentiellement les actions dosantes qui sont sous-traitées.

Quant au défaut de qualité de la maintenance, qui concerne plus de 30 % des problèmes rencontrés lors des arrêts de tranche, il tient pour moitié à des problèmes d’organisation ou de planification imputables à EDF, pour moitié à la qualité des gestes exécutés par les sous-traitants.

M. le président François Brottes. Selon vous, les annonces relatives à l’avenir de la filière déterminent-elles les vocations ?

M. Pierre-Franck Chevet. L’attractivité de la filière dépend de l’avenir qu’on lui réserve. Actuellement, EDF peut embaucher du personnel de bon niveau, mais il faut du temps – en salle et sur le terrain – pour le former à la réalisation d’opérations complexes. Je ne préjuge pas de la politique énergétique, qui n’est pas de mon ressort, mais il va de soi que le secteur cesserait d’attirer si l’on annonçait la fermeture des centrales à brève échéance.

M. Hervé Mariton. Depuis qu’on présente la fermeture d’un réacteur comme une décision politique, on parle plus volontiers de démantèlement que d’arrêt d’un réacteur. Existe-t-il une différence, en matière de sûreté nucléaire, entre les deux termes ? Un risque peut-il survenir entre le moment où l’on prend une décision législative ou administrative de fermeture et celui où un processus physique l’exécute ?

M. Philippe Baumel. Est-il exact que 80 % des travaux de maintenance décidés par EDF sont dédiés à la sous-traitance ? Avez-vous une vision claire des conditions de travail, du niveau de formation et de la protection des sous-traitants contre les risques d’exposition ? Des contrôles sont-ils réalisés dans ce domaine ?

En 2011, une mission parlementaire, qui avait rédigé des préconisations en matière de sûreté nucléaire, a plaidé pour la prééminence du mieux-disant sur le moins-disant, pour le suivi médical des personnels sous-traitants par un correspondant référent et pour une limitation de la sous-traitance en cascade, qui multiplie le risque d’opacité et la dilution des responsabilités. Avez-vous constaté une évolution dans ces domaines ?

M. Jean-Pierre Gorges. Au cours d’une audition précédente, on nous a expliqué que les réserves d’uranium correspondent à cent trente ans de consommation, mais que le passage de la génération III à la génération IV peut prolonger de quelque cinq mille ans la ressource du combustible. En termes de sûreté, quel est l’apport de la génération IV ? La consommation des déchets induit-elle un avantage supplémentaire ?

Puisque l’on envisage de prolonger de trente à soixante ans les centrales nucléaires, comment augmenter leur sûreté jusqu’à ce qu’elles accèdent à la génération IV, ce qui sera possible dans une dizaine d’années ?

Ne peut-on pas attribuer la « perte de la culture de sûreté au sein de l’entreprise », évoquée par le rapporteur, au fait que certains politiques annoncent constamment qu’on va désinstaller l’outil nucléaire ?

M. Michel Sordi. Comment appréciez-vous le niveau de sûreté de la centrale de Fessenheim ? Je rappelle que l’ASN a approuvé la prolongation de son exploitation pendant dix ans et que les mesures décidées au lendemain de Fukushima sont en cours de réalisation. Émettez-vous des réserves sur la capacité des réacteurs à fonctionner l’un, jusqu’en 2019, l’autre, jusqu’en 2021 ?

La Suisse et les États-Unis entendent prolonger jusqu’à soixante ans la durée d’exploitation des centrales nucléaires, y compris celle de Beaver Valley, en Pennsylvanie, sœur jumelle de Fessenheim. Qu’est-ce qui nous empêche de les imiter ?

L’ASN intervient-elle pour adapter l’évolution de la réglementation au calendrier fixé par le Gouvernement pour fermer Fessenheim ?

M. Stéphane Travert. Les dirigeants de la centrale nucléaire de Flamanville, située dans ma circonscription, tentent, dans le respect des règles de sécurité, d’intégrer une démarche de work in blue, consistant à supprimer l’obligation faite à tous les salariés et sous-traitants de porter des tenues de protection. Comment appréciez-vous leur initiative ?

M. Bernard Accoyer. Comment jugez-vous la décision, prise il y a près de dix-sept ans, de démanteler le surgénérateur expérimental Superphénix de Creys-Malville ?

M. Pierre-Franck Chevet. Le terme de démantèlement n’est pas nouveau. Avant la loi de 2006, on distinguait l’arrêt définitif d’une centrale, enregistrant la cessation d’activité sans perspective de redémarrage, et l’acte approuvant les conditions du démantèlement, qui est un processus technique assez lourd. Hélas, lorsque les exploitants avaient fait prononcer par la puissance publique l’arrêt définitif d’une centrale, leur taxe sur les installations nucléaires de base (INB) diminuait, et ils manifestaient peu de hâte pour préparer les opérations de démantèlement.

La loi de 2006 a fusionné les procédures, en faisant le pari que, si les exploitants restaient redevables de la taxe, ils seraient incités à démanteler. Toutefois, celle-ci n’est pas assez élevée pour jouer ce rôle. D’où l’idée de réintroduire un dispositif distinguant les deux actes, mais limitant à un ou deux ans le délai qui les sépare. On parle alors de « démantèlement immédiat », expression légèrement impropre, car il s’agit en fait de préparer le démantèlement le plus rapidement possible.

Il est essentiel que cette opération très lourde, qui exige plusieurs dizaines d’années, soit préparée par ceux qui connaissent l’installation, c’est-à-dire par ceux qui l’ont exploitée. Si l’on n’anticipe pas cette étape, les personnes compétentes qui peuvent démonter le site ne seront plus disponibles. Or la loi prévoit le même niveau d’exigence réglementaire pour le démantèlement que pour le démarrage d’une centrale, car les risques d’irradiation sont réels. Le nouveau dispositif doit encore être approuvé par le législateur, mais nous soutenons l’idée, conforme à la pratique internationale, qu’il faut réduire le délai entre la constatation de l’arrêt du site et le dépôt du dossier de démantèlement.

M. Baumel m’a demandé quelle proportion des travaux de maintenance était confiée à la sous-traitance. Le chiffre de 80 % paraît exact. Durant un arrêt de tranche, jusqu’à 2 700 personnes peuvent intervenir sur un réacteur, en plus des 800 à 1 000 personnes qui y travaillent ordinairement.

Nous veillons au niveau de protection et de qualification des agents. Les textes que j’ai mentionnés prévoient que, quelle que soit la nature des interventions, les personnels de la société ou les sous-traitants soient qualifiés, ce qui est facile à vérifier lors des inspections. Le bilan de celles-ci est en cours de rédaction. Nous présenterons notre rapport annuel au Parlement en avril, mais, si vous le souhaitez, je pourrai vous en présenter un premier aperçu.

Plus la chaîne de sous-traitance est longue, plus grand est le risque d’une dilution des responsabilités ; mais, avant de réduire la chaîne, il est essentiel de travailler sur le résultat, ce qui suppose que le personnel qui exécute le travail soit qualifié et que celui-ci soit contrôlé par EDF.

Monsieur Gorges, après la génération II, que nous connaissons actuellement, la génération III, qui est celle de l’EPR, apporte une amélioration importante en termes de sûreté. La génération IV donne l’impression de franchir un nouveau cap en la matière, mais son objectif est avant tout d’améliorer la réutilisation des déchets. Une de nos préoccupations est de mettre en service des réacteurs d’après EPR, qui pourraient être installés en 2040-2050. À cette date, les exigences de sûreté auront encore augmenté. Nous avons demandé au Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) que l’on tente d’introduire, au moins dans un prototype intermédiaire, des facteurs d’amélioration supplémentaires par rapport à la génération III, afin de les tester avant une éventuelle utilisation dans la génération IV.

J’ai supervisé une expérience menée en France avec Superphénix sur les réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium. Il est difficile de contrôler leur évolution en service et d’observer la dégradation éventuelle des matériaux, car le sodium, pour rester liquide, doit être maintenu à une température élevée. En outre, celui-ci ne fait pas bon ménage avec l’eau, ce qui induit des risques spécifiques. Il faudra franchir un saut technologique afin de trouver une parade à de tels inconvénients avant de retenir ce type de réacteur.

Sous réserve d’une vérification réacteur par réacteur, nous considérons comme acquis le principe d’une prolongation de l’exploitation jusqu’à quarante ans, mais non jusqu’à cinquante ou soixante ans. Dans ce cas, il ne s’agit pas d’une simple réserve d’examen. D’importants obstacles techniques doivent encore être levés.

Sur certains sujets majeurs, nous attendons des propositions d’EDF. Forts de l’expérience acquise lors du passage de trente à quarante ans, nous pensons pouvoir émettre un premier avis en 2015 et un avis définitif en 2018-2019. Il va de soi que la prolongation doit être examinée au regard des exigences de la génération moderne, ce qui soulève des questions concrètes. Des améliorations doivent être apportées aux piscines des réacteurs, dont on a vu à Fukushima qu’elles représentaient un enjeu essentiel. D’autre part, les réacteurs de troisième génération possèdent, sous la cuve, un récupérateur de corium (core catcher), qui n’existe pas sur les réacteurs actuels. Sur ces sujets, nos questions n’ont pas encore reçu de réponse. En tant qu’autorité de contrôle, nous vérifierons les travaux menés par EDF.

Il faut augmenter le niveau de sûreté pour prolonger les réacteurs au-delà de quarante ans, sachant que la solution alternative est la mise en place de réacteurs de troisième génération, régis par des standards nouveaux. Cette stratégie, également retenue par mes homologues européens, est conforme à la position adoptée par la France sur les installations classées pour la protection de l’environnement. Elle consiste à mettre en œuvre a posteriori, durant la durée de vie d’une exploitation, les technologies qui viennent d’être découvertes. À l’inverse, sauf événement majeur ou risque grave, les Américains s’en tiennent aux standards qui prévalaient lors de la conception des réacteurs. Dans ce cas, la réflexion est plus simple : soit les systèmes – essentiellement la cuve du réacteur et les enceintes de confinement – sont remplaçables, et on les remplace ; soit ils ne le sont pas, et l’on s’assure qu’ils n’ont pas trop vieilli.

M. le président François Brottes. D’une centrale à l’autre, le modèle et, par conséquent, le coût des préconisations sont-ils identiques ?

M. Pierre-Franck Chevet. Non. Au cours de nos visites de réévaluation de sûreté, nous avons identifié des défauts importants sur la cuve d’un réacteur de Tricastin, ce qui implique que son vieillissement posera des problèmes particuliers. Sur certaines centrales de 1300 mégawatts des bords de Loire, comme Belleville, la qualité des enceintes pose problème, ce qui appellera sans doute un traitement différencié. Je ne suis pas certain que les récupérateurs de corium soient identiques pour une unité de 900 et 1300 mégawatts. À Fessenheim, ce n’est pas un core catcher, mais un dispositif comparable qui a été installé. Le radier étant moins épais qu’ailleurs, on a trouvé le moyen de retarder, le cas échéant, la traversée d’un cœur fondu, mais le système offre moins de garanties qu’un récupérateur de corium.

Je vous confirme que la sûreté des réacteurs de Fessenheim est assurée, pour l’un, jusqu’en 2019, pour l’autre, jusqu’en 2021, sous réserve que ne survienne aucun incident non prévu et que nos prescriptions soient mises en œuvre – à moins que l’arrêt soit intervenu entre-temps.

Selon certaines études, le work in blue aurait un bénéfice en termes de radioprotection collective, mais nous procédons encore à des analyses avant de rendre notre avis. Actuellement, tout le personnel porte la tenue de protection qui permet d’aller partout. Il semble que certaines personnes qui restent dans le bâtiment du réacteur pourraient s’en dispenser, à condition que le balisage des zones à problème soit extrêmement rigoureux.

Nous effectuons des inspections sur le démantèlement de Superphénix. Aucune difficulté particulière n’a été signalée, mais, dans l’attente d’une solution, l’atelier pour l’entreposage du combustible (APEC) sera maintenu plus longtemps que les autres installations.

M. Michel Sordi. À Fessenheim, il a fallu réaliser des travaux importants pour épaissir le radier. Quelle différence y a-t-il entre ce dispositif et un récupérateur de corium ?

M. Pierre-Franck Chevet. Dans un réacteur, quand le combustible fond, il se masse au fond de la cuve, qu’il attaque. À Three Mile Island, la cuve a été fortement attaquée mais pas percée. Quand le combustible la traverse, il peut se retrouver en contact avec le béton du radier, qu’il attaque à son tour. Partout en France, le radier a une épaisseur de deux à trois mètres, ce qui n’est pas le cas à Fessenheim.

EDF, à qui nous avons demandé de l’épaissir, a proposé une solution astucieuse, consistant à modifier la configuration du dispositif situé sous la cuve. Si le cœur fondu sort de celle-ci, il s’étalera, ce qui le rendra moins actif, de sorte qu’il traversera le béton moins vite. Reste qu’il le traversera tout de même, alors qu’il pourrait traverser dans un autre réacteur. Le dispositif n’est donc pas un “récupérateur” au sens où l’on serait certain que le corium resterait confiné, mais il agit seulement comme un retardateur ; un récupérateur comprend un circuit de refroidissement sous la zone d’étalement, ce qui permet de figer complètement le cœur. Notre objectif est d’obtenir à Fessenheim le même niveau de sûreté que dans le reste du parc.

M. le rapporteur. Existe-t-il d’autres centrales dont la situation soit aussi problématique que celle de Fessenheim ? Je rappelle que son réacteur se situe seulement deux mètres au-dessus de la nappe phréatique, et que l’épaisseur du radier ne peut pas freiner le corium pendant plus de quarante-huit heures.

Les moyens juridiques dont dispose l’ASN lui permettent-ils d’adresser une mise en demeure officielle à EDF, à Areva ou au CEA ? Souhaitez-vous que la loi vous donne plus de pouvoir ?

M. Pierre-Franck Chevet. À Civaux comme à Fessenheim, la nappe phréatique est assez proche de la surface. Il est toujours difficile de porter un jugement global, compte tenu des spécificités de chaque site, mais le niveau de sûreté de Fessenheim est comparable à celui de l’ensemble du parc.

Pardon si cette remarque ne s’inscrit pas dans l’air du temps, mais le principal problème que rencontre l’ASN est celui des moyens humains. Pour l’instant, nous n’avons pas la capacité de nous saisir de dossiers très lourds. Il faudra encore dix ans de travail pour tirer les conclusions post-Fukushima. En janvier, nous avons rendu public ce que nous appelons le « noyau dur », c’est-à-dire les dispositions de sûreté supplémentaires qui permettraient de protéger les centrales de toutes les agressions. Ce schéma n’est qu’une étape. La prochaine consistera à recevoir, puis à étudier des plans, ce qui augmentera notre charge de travail.

Pour prolonger la durée de vie des centrales, nous devrons nous saisir de sujets très complexes. J’ai le sentiment que la question des compétences et des moyens humains se pose aussi chez les exploitants.

Pour la mise en service de l’EPR, nous sommes face à un mur de charges. Je ne vois pas comment y faire face, compte tenu des moyens dont nous disposons, même si l’on y ajoute ceux de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN). La loi de transition énergétique ne réglera pas le problème.

Nous avons la possibilité d’arrêter à tout moment une installation. C’est en quelque sorte l’arme atomique, réservée aux cas très graves. Nous pouvons aussi effectuer une mise en demeure, c’est-à-dire adresser un document public et formel constatant qu’une installation s’écarte des consignes. Si la mise en demeure n’est pas suivie d’effet, nous dressons un procès-verbal qui est transmis à la justice, dont on connaît les lenteurs. Entre ces deux extrêmes, il manque une procédure intermédiaire, qui prévoirait, par exemple, une astreinte journalière tant qu’une installation n’est pas mise en conformité.

Dans la situation économique actuelle, les opérateurs ont tendance à repousser les investissements de mise en conformité. Ils pensent qu’un léger écart de sûreté peut attendre quelques mois, quand ce n’est pas quinze ou vingt ans, ce qui, à force, finit par poser un problème de sûreté. Il faudrait que la loi permette de moduler les sanctions en fonction des problèmes. Quand on sait qu’un jour d’arrêt de tranche coûte un million d’euros, on comprend que la sanction journalière ne peut pas être de 1 500 euros.

M. Bernard Accoyer. Votre objectivité, dont je vous remercie, vous permet de délivrer un diagnostic technique sur des situations apocalyptiques. Vous n’ignorez pas, cependant, que certaines mouvances dogmatiques peuvent utiliser chacune de vos phrases pour remettre en cause l’évaluation du bénéfice/risque propre à toute technique.

M. Michel Sordi. Quelle est l’articulation entre l’ASN et l’IRSN ?

M. le président François Brottes. Pour aller plus loin, quel est votre droit de tirage sur les compétences de l’IRSN ? Comment jugez-vous le scénario catastrophe que celui-ci a échafaudé en cas d’accident ?

M. Pierre-Franck Chevet. Nous devons dire ce que nous savons avec toutes les nuances nécessaires et assurer la transparence du dispositif technique comme du processus de décision. C’est pourquoi, après Fukushima, nous avons rendu public l’avis de l’IRSN et d’un groupe permanent d’experts, qui complète ses analyses techniques. Notre devoir est de faire connaître ces éléments sans cacher ni certaines incertitudes ni la diversité des points de vue qui peuvent s’exprimer même au sein du système de contrôle. Tant pis si certains exploitent nos propos en un sens favorable ou défavorable au nucléaire.

M. le rapporteur. Le contrôle citoyen est-il, pour vous, une aide ou un frein ?

M. Pierre-Franck Chevet. Plus une question est difficile, plus il faut ouvrir le champ du débat. En 2005, nous avons engagé un travail sur le post-accidentel, particulièrement sur les mesures à prendre dans les heures suivant l’accident. L’épisode de Fukushima a montré la nécessité de réfléchir à plus long terme, quand toute la vie économique et sociale d’une région est impactée. La gestion de l’eau, par exemple, n’est pas la même pendant vingt-quatre heures, quand il suffit de confiner la population pour la protéger d’un panache radioactif, et pendant une semaine, quand l’approvisionnement en eau risque de devenir insuffisant. Sur ces sujets, il n’y a pas d’autre solution que d’ouvrir le débat à toute la société civile, y compris aux élus ou aux détracteurs du nucléaire, car c’est avec eux qu’il faudra traiter les problèmes.

Cette méthode a permis d’enrichir le plan gouvernemental sur la gestion de crise, qui vient de paraître. Nous continuons les travaux, en réfléchissant à partir de risques encore plus importants.

La France a adopté un système dual, qui existe d’ailleurs dans d’autres pays. Une institution, l’ASN, prend les décisions, réalise les contrôles et édicte les réglementations ; une autre, l’IRSN, lui apporte un appui technique et des compétences scientifiques. Chacune emploie environ 500 personnes en équivalent temps plein. Entre ces deux instances, nous avons mis en place des groupes permanents d’experts, qui, sans participer à l’analyse de premier niveau, tentent de porter un jugement avant que nous ne prenions une décision.

À mon sens, même si le système intégré fonctionne bien aux États-Unis, la distinction entre l’expert et le décideur est un atout majeur pour la sûreté. Désireux d’améliorer le modèle français, nous avons choisi d’ouvrir plus largement les groupes permanents d’experts à la société civile. Nous recrutons en ce moment des personnalités de l’université, pour peu qu’elles possèdent une expertise ou se montrent prêtes à l’acquérir, car les débats sont complexes sur le plan technique. En mai, nous aurons renouvelé et élargi la composition de tous ces groupes.

Reste qu’il est toujours difficile de piloter un travail sur deux niveaux et de le synchroniser. À cet égard, nous pouvons encore progresser.

M. Jean-Pierre Gorges. Je fais partie des cinq députés qui ont voté contre l’inscription du principe de précaution dans la Constitution. Je pense, en effet, en tant que scientifique, qu’on supprime toute possibilité d’amélioration en arrêtant la science. D’ailleurs, au Japon, il y a eu moins de morts à Fukushima que dans des accidents d’avion ou de voiture. Je suis convaincu que la transition énergétique se fera vers le nucléaire et grâce à lui.

Votre rôle ne devrait-il pas consister à éclairer la réflexion par des statistiques ? Au lieu d’enfermer le pouvoir dans votre décision – parce que vous considérerez que le nucléaire est dangereux ou non –, mieux vaudrait répertorier les risques en évaluant leur probabilité. C’est ainsi que le pouvoir politique français s’est déterminé en faveur du nucléaire. Vous l’avez compris : l’avis du scientifique m’intéresse plus que celui du responsable.

M. Pierre-Franck Chevet. La loi de 2006 nous a constitués en autorité indépendante, ce qui donne à notre responsabilité en matière de sûreté un caractère technique et évite que notre diagnostic ne soit contesté sur une base politique. Au début de ma carrière, n’appartenant pas encore à une autorité indépendante, j’ai travaillé sur un rapport consacré à Superphénix ; l’avant-projet, qui avait été envoyé au ministre de l’environnement et à celui de l’industrie, a fuité dans la presse, si bien que le rapport n’a pu être utilisé, ni dans un sens ni dans l’autre, en raison d’un soupçon de bidouillage totalement infondé. Cette anecdote montre l’importance de posséder une autorité indépendante.

Par ailleurs, la France a toujours préféré à l’approche probabiliste une approche déterministe. Nous cherchons à imaginer des solutions en partant d’une situation donnée. S’il est facile de calculer la probabilité qu’une vanne tombe en panne, ce qui se produit partout dans le monde, il est très difficile d’évaluer celle d’un événement qui ne s’est jamais produit. Quelle était la probabilité qu’un tsunami se produise à Fukushima ?

M. Bernard Accoyer. Elle était loin d’être nulle !

M. Pierre-Franck Chevet. Certes, mais on peut travailler dix ans sur le sujet sans trouver autre chose qu’un chiffre extrêmement aléatoire, qui tendra vers zéro. On obtient des résultats plus robustes en s’éloignant de l’approche probabiliste, privilégiée par les Anglo-saxons.

Réfléchissons sur l’exemple de Fukushima. La France n’ayant pas les mêmes zones sismiques que le Japon, il y a très peu de risques qu’elle soit frappée par un tsunami. La méthode probabiliste pourrait l’inciter à ne rien faire. Cependant, il n’est pas impossible qu’un événement non prévu par les systèmes attaque brutalement plusieurs réacteurs d’une installation. Notre démarche post-Fukushima consiste donc à revenir aux fondamentaux physiques : pour sauver un réacteur, il faut de l’eau, donc des pompes, donc de l’électricité. C’est un raisonnement qui ne fait pas beaucoup de place à l’approche probabiliste, mais dans lequel je me sens très à l’aise.

M. le président François Brottes. Je vous remercie.

Audition de M. Étienne Dutheil, directeur-adjoint de la Production nucléaire (EDF)

(Séance du jeudi 13 février 2014)

M. le président François Brottes. Nous avons le plaisir d’accueillir M. Étienne Dutheil, directeur-adjoint de la production nucléaire à EDF.

Nous allons pouvoir confronter vos réponses avec les informations que vient de nous donner le président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), faisant état de défauts assez significatifs dans la maîtrise des arrêts de tranche. Même si la situation s’est notablement améliorée, peut-être nous confirmerez-vous la réduction, pendant une certaine période, de l’effort financier consacré à la gestion des avaries. Autrement dit, un bon compte d’exploitation nécessite-t-il une mauvaise maintenance des centrales ? Si la formule est caricaturale, elle permet d’aller au cœur de nos préoccupations : les coûts de la filière, de son maintien en bon état de fonctionnement et de son éventuelle prolongation.

L’organisation des arrêts de tranche a connu des dérives avec des allongements des durées programmées importants – une vingtaine de jours en moyenne et même plus de vingt-cinq jours en 2012. Les mauvaises langues pourraient en conclure qu’EDF ne maîtrise pas suffisamment le processus industriel, maîtrise qui est la garantie d’une maintenance réussie et performante.

Au moment où le débat sur la transition énergétique bat son plein, où l’on se demande s’il faut prolonger, arrêter ou remplacer les centrales nucléaires, le projet de grand carénage revêt un caractère crucial pour EDF.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Étienne Dutheil prête serment)

M. Étienne Dutheil, directeur-adjoint de la production nucléaire à EDF. La maintenance des centrales nucléaires en exploitation recouvre à la fois des opérations de maintenance courante et de contrôle des installations, systèmes et matériels, ainsi que le remplacement de gros composants ou des modifications visant à garantir et améliorer régulièrement la sûreté et la disponibilité des installations. Les opérations de maintenance sont effectuées le plus souvent lors des arrêts de tranche, tous les douze à dix-huit mois suivant le type de centrale. En 2012, les dépenses totales d’investissement de maintenance se sont élevées à 2,748 milliards d’euros et le montant des dépenses d’exploitation liées à la sous-traitance à 1,351 milliard d’euros, soit un total de 4,099 milliards d’euros.

L’appel à la sous-traitance pour les opérations de maintenance répond à un triple besoin. Tout d’abord, c’est le moyen de bénéficier des compétences pointues ou rares, acquises et entretenues en permanence, que seuls des constructeurs et des entreprises spécialisées, qui travaillent aussi pour d’autres industriels, peuvent mettre à la disposition d’EDF. Ensuite, la sous-traitance permet de faire face à la forte saisonnalité des arrêts de tranche et donc d’absorber des pics de charge. Pour information, une visite décennale mobilise, à elle seule, plus de 1 500 salariés de différents métiers. Enfin, dans des domaines tels que la logistique ou le nettoyage, la présence permanente sur site de cette main-d’œuvre spécialisée est un gage d’efficacité dans les périodes d’arrêt de tranche.

Dans tous les cas, EDF conserve la maîtrise technique et industrielle des opérations de maintenance confiées aux entreprises prestataires, ce qui lui permet d’actualiser régulièrement sa politique industrielle. C’est ainsi qu’elle a procédé à la réinternalisation partielle de la maintenance de la robinetterie ou des activités de tuyauterie-soudage, en vue de pérenniser ses compétences de maîtrise d’ouvrage.

Le recours à des entreprises prestataires répond à une politique industrielle qui vise à garantir en permanence la performance dans tous les domaines, et non pas à réduire les effectifs d’EDF. Autrement, pourquoi procéderait-elle à 6 000 recrutements par an, dont 2 000 correspondent à des créations nettes d’emploi ? Un tiers des collaborateurs ainsi embauchés est affecté au domaine nucléaire.

EDF a fait le choix de confier à des entreprises prestataires la majeure partie des opérations de maintenance effectuées dans ses centrales depuis plus de vingt ans. Ces entreprises sont aujourd’hui des partenaires et des acteurs essentiels du parc nucléaire français. En 2012, elles ont effectué 32 millions d’heures de travail et mobilisé régulièrement quelque 22 000 salariés. Plus de 19 500 d’entre eux sont intervenus en zone contrôlée, c’est-à-dire dans la partie nucléaire de l’installation. Pour leur part, les salariés d’EDF étaient 27 000 à être directement affectés au domaine nucléaire, dont 20 000 sur les sites de production.

L’ASN procède régulièrement à des inspections externes sur le recours à des entreprises prestataires.

Depuis plus de quinze ans, EDF et les entreprises prestataires mènent une action commune pour améliorer la radioprotection des intervenants, stabiliser les emplois, détecter d’éventuelles situations de sous-traitance anormale, améliorer la sûreté et la qualité des interventions ainsi que les conditions de travail et de vie des salariés de ces entreprises. À cet effet, depuis le début de 2013, EDF intègre dans ses appels d’offres et ses marchés le cahier des charges social établi en juillet 2012 par le comité stratégique de la filière nucléaire (CSFN).

Les opérations de maintenance sont soumises à des procédures strictes et à de nombreux contrôles internes et externes, prévus notamment par le droit du travail et l’arrêté du 7 février 2012. Celui-ci fixe les règles générales relatives aux installations nucléaires de base, en particulier en matière de contrôles dosimétriques et de suivi médical.

Un processus rigoureux de sélection des entreprises prestataires permet de s’assurer qu’elles ont les compétences nécessaires pour obtenir la qualification requise pour travailler dans les centrales nucléaires. Cette qualification est décernée sur examen d’un dossier d’aptitude remis par l’entreprise, suivi d’un audit complet de celle-ci.

À la fin de l’année 2013, 810 entreprises prestataires de service de toute taille étaient qualifiées pour effectuer des opérations de maintenance sur les centrales nucléaires d’EDF. Elles soutiennent ainsi la filière nucléaire, qui génère directement 220 000 emplois et dont 60 % des acteurs industriels sont en recherche de collaborateurs. Elles contribuent également au renforcement du tissu industriel français. Bon nombre de ces entreprises interviennent, en effet, dans d’autres secteurs d’activité, comme la pétrochimie ou la papeterie, et trouvent dans la maintenance nucléaire un moyen de consolider leur plan de charge et leurs emplois.

EDF impose à toutes les entreprises prestataires travaillant en zone nucléaire d’avoir obtenu la certification du comité français de certification des entreprises pour la formation et le suivi des personnes travaillant sous rayonnement ionisant (CEFRI). Elle appliquera également, dès le 1er juillet 2015, les dispositions de l’arrêté interministériel du 12 décembre 2013, qui renforce la procédure de certification.

En matière de passation de marchés, EDF relève de la directive européenne 2004-17 portant coordination des procédures de passation des marchés dans les secteurs de l’eau, de l’énergie, des transports et des services postaux, qui a été transposée dans le droit français. À cet égard, elle doit respecter les principes généraux de mise en concurrence avec publicité européenne préalable, d’égalité de traitement des candidats, de transparence des procédures et de non-discrimination.

Le dispositif d’analyse des offres mis en place par EDF exclut toute sélection d’une entreprise qui offrirait des prix moins élevés dus à une prestation technique de mauvaise qualité ou non conforme aux exigences techniques et contractuelles d’EDF ou des prix anormalement bas. La règle de base pour l’attribution des marchés est aujourd’hui la « mieux-disance » : les offres ne sont plus évaluées sur le seul critère du prix, mais également sur ceux du professionnalisme, de la sécurité et de la radioprotection, de la protection de l’environnement, des conditions de travail et de l’environnement social des salariés de l’entreprise. De tels critères peuvent peser jusqu’à 20 % dans l’attribution, notamment sur les marchés à forte composante de main-d’œuvre.

La durée moyenne des marchés de maintenance passés par EDF est aujourd’hui de l’ordre de cinq ans – sept ans pour les marchés de logistique, parfois plus pour les marchés de modification couvrant l’ensemble d’un palier technique. Ces durées longues sont privilégiées pour donner de la visibilité aux entreprises et leur permettre d’investir dans les ressources, les embauches et la formation. EDF s’est d’ailleurs mobilisée au cours de l’année 2013 contre la révision de la directive européenne 2004-17 limitant la durée des marchés à quatre ans.

Au renouvellement de ces marchés, EDF impose désormais aux entreprises « entrantes » la reprise des salariés de l’entreprise « sortante » qui étaient présents de manière permanente sur un site donné pour l’exécution du marché, sur la base du volontariat. Les conditions fixées par EDF pour cette reprise sont définies dans l’appel d’offres : maintien de la rémunération, maintien de l’ancienneté, pas de période d’essai dans la nouvelle entreprise. Cette exigence renforce les dispositions déjà prévues à l’article 10 du cahier des charges social du CSFN.

Six grands groupes français réalisent 50 % du chiffre d’affaires de la maintenance sous-traitée par EDF : Alstom, AREVA, Onet, SPIE, Suez, et VINCI.

Toute sous-traitance doit être déclarée à EDF par l’entreprise prestataire, qui doit répercuter l’intégralité des exigences d’EDF à ses sous-traitants et contrôler les prestations réalisées. Le nombre de niveaux de sous-traitance « en cascade » qui existeraient sur les centrales nucléaires a fait l’objet de nombreuses polémiques. En septembre 2011, EDF a proposé, dans les dossiers d’évaluation complémentaire de sûreté remis à l’ASN, de les limiter à trois pour toutes les opérations de maintenance effectuées sur les centres nucléaires de production d’électricité (CNPE). Cette disposition a été reprise en juillet 2012 par l’ensemble des exploitants nucléaires civils dans le cahier des charges social du CSFN. EDF a décidé de mettre en œuvre de manière volontariste cette disposition dans tous ses appels d’offres dès le 1er juillet 2012, et de l’imposer également de manière rétroactive à tous les marchés en cours ou en négociation à cette date. Ainsi, depuis le 1er juillet 2012, tout titulaire d’un marché signé avec EDF n’est autorisé qu’à deux niveaux de sous-traitance. Précisons que les salariés étrangers ne représentent, quant à eux, que 6 à 7 % des salariés des entreprises prestataires.

L’arrêté « Installation nucléaire de base » (INB) du 7 février 2012 prévoit que l’exploitant exerce une surveillance sur les intervenants extérieurs exécutant des activités importantes pour la protection des intérêts (AIP). La surveillance opérée par EDF répond à ces exigences. Elle permet également, à la fin d’une opération de maintenance, d’établir une évaluation de la prestation, qui constitue un outil à la fois de dialogue avec l’entreprise prestataire et de retour d’information sur la qualification de l’entreprise prestataire.

En matière de formation à la prévention des risques, pour pouvoir travailler en zone nucléaire ou sur des matériels importants pour la sûreté, tout salarié d’une entreprise prestataire doit avoir suivi un cursus de trois, voire quatre, formations obligatoires aux règles de l’assurance qualité, de la sûreté et de la radioprotection. Quelque 750 000 heures de formation ont ainsi été délivrées en 2012 par quatorze organismes.

En matière de radioprotection et de sécurité, EDF a pour politique d’offrir à tous les intervenants, salariés EDF comme salariés d’entreprises prestataires, les mêmes conditions de travail. Les différences d’exposition aux rayonnements ionisants sont liées aux métiers exercés, non au statut des salariés. Chaque intervenant en zone nucléaire doit obligatoirement porter deux dosimètres. Les données provenant du dosimètre électronique fourni par EDF sont collectées en temps réel, à chaque sortie de la zone nucléaire. Tous les résultats des deux mesures de dosimétrie sont collectés par l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN). Trois portiques successifs constituent une chaîne complète de contrôles pour s’assurer de l’absence de contamination externe des intervenants.

Depuis 2005, la réglementation française fixe la limite de dose reçue par exposition aux rayonnements ionisants à 20 millisieverts sur douze mois glissants pour les travailleurs du nucléaire. La même limite réglementaire a été retenue en Belgique ; elle est de 20 millisieverts  par an en Allemagne et au Royaume-Uni, et de 50 millisieverts  par an aux États-Unis. EDF s’est fixé pour objectif qu’aucun intervenant ne dépasse 16 millisieverts par an, instituant un seuil d’alerte à 14 millisieverts.

En 2013, le seuil de 16 millisieverts n’a pas été dépassé, et seulement huit intervenants ont atteint les 14 millisieverts à un moment de l’année, ce qui a déclenché une procédure de concertation avec l’employeur. La même année, la dose moyenne reçue par les intervenants en zone nucléaire qui ont reçu une dose non nulle était de 1,40 millisievert pour les salariés des entreprises prestataires et de 0,50 millisievert pour les salariés d’EDF. Dans les deux cas, elle a été réduite d’un facteur deux en dix ans. Pour information, la limite d’exposition pour le public est de 1 millisievert par an, un habitant de la région parisienne reçoit 2,5 millisieverts par an, et un scanner peut délivrer une dose de plus de 10 millisieverts.

Les travailleurs intérimaires ou en CDD ne sont pas autorisés à travailler dans les zones orange et rouges, où le débit de dose est le plus élevé. Ils bénéficient également d’une disposition particulière dite de prorata temporis, qui détermine une limite de dose proportionnelle à la durée de leur contrat de travail.

Dans le cadre de sa relation avec les entreprises prestataires, EDF a développé, depuis plus de quinze ans, un partenariat avec les sous-traitants marqué par plusieurs étapes clés. En 1997, une première charte de progrès a été signée avec neuf organisations professionnelles ; une seconde a suivi, en 2004, avec treize autres organisations. Cette charte de progrès et de développement durable porte des engagements, notamment en matière de conditions de travail des salariés des entreprises prestataires. Quoique signée avant la conclusion de l’accord interne EDF de 2006 sur la sous-traitance socialement responsable, elle s’inscrit pleinement dans cet accord.

Une nouvelle et importante évolution a eu lieu en 2012, avec la mise en place du cahier des charges social du CSFN, que tous les exploitants nucléaires doivent intégrer à leurs appels d’offres pour toutes les activités de service et de travaux sur les INB. Ce cahier des charges social a été transmis, le 20 juillet 2012, au Premier ministre, au ministre du redressement productif et au ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, à l’issue de dix réunions d’un groupe de travail spécialement constitué, composé des quatre exploitants nucléaires civils, des organisations syndicales, d’organisations professionnelles, d’entreprises prestataires, de représentants d’administrations et de représentants de l’ASN.

Ce document vise à mieux encadrer le recours à la sous-traitance sur les installations nucléaires, à garantir le savoir-faire, les compétences et l’expérience des intervenants sur site. Il prend comme critères incontournables la sûreté nucléaire, la radioprotection, la prévention des risques professionnels et la qualité de vie au travail. Il constitue désormais une pièce contractuelle intégrée aux appels d’offres et aux marchés, qui lie l’exploitant nucléaire et l’entreprise prestataire, ce qui lui confère un poids bien plus important que celui d’une charte signée avec des organisations professionnelles.

Le cahier des charges social encadre notamment le recours à l’intérim et limite à trois les niveaux de sous-traitance. La qualification des entreprises inclut désormais l’existence d’une grille des salaires et la prise en compte de l’ancienneté et des qualifications ; des seuils qualitatifs sont aussi fixés pour l’indemnisation des grands déplacements, complétés par des critères de « mieux-disance » renforcés. Tous les exploitants nucléaires se sont engagés à mettre en œuvre ce cahier dès le début de 2013. EDF l’intègre dans ses appels d’offres depuis la fin janvier 2013.

Les dispositions dont je viens de faire état ainsi que leurs résultats font l’objet d’un rapport annuel sur les conditions de recours aux entreprises prestataires sur le parc nucléaire en exploitation. Le rapport annuel 2012 a été transmis, le 16 septembre 2013, au ministre du redressement productif et au ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, ainsi qu’au président de l’ASN et au président du Haut comité pour la transparence et l’information sur la sécurité nucléaire (HCTISN).

M. Denis Baupin, rapporteur. Votre intervention tranche singulièrement avec la précédente. En effet, les rapports de l’ASN mettent en évidence que, par le passé, EDF n’a pas suffisamment anticipé le vieillissement des équipements ni pris en compte le retour d’expérience internationale. En outre, EDF n’identifierait pas assez tôt les équipements importants pour la sûreté. On note également des problèmes d’approvisionnement. L’inspecteur général de sûreté nucléaire et de radioprotection, qui fait partie des personnels d’EDF, relève, dans son rapport de 2012, une augmentation de plus de 40 % du nombre d’événements significatifs de sûreté provenant d’activités de maintenance, dont la dégradation régulière est préoccupante, malgré le volume des interventions pratiquées ces dernières années.

Le président de l’ASN et le président de la commission de régulation de l’énergie (CRE) estiment qu’une partie des problèmes actuels est liée au défaut d’investissement dans les centrales nucléaires pendant une dizaine d’années. Pouvez-vous nous donner une explication ?

Estimez-vous qu’EDF consacre suffisamment de moyens humains aux activités de maintenance, sachant que, selon l’ASN, la moitié des problèmes survenant pendant la maintenance sont dus à EDF, et que l’autre moitié est imputable aux prestataires ? Dans ces conditions, comment envisagez-vous la préparation du grand carénage, qui impliquera des opérations de maintenance de bien plus grande ampleur ?

Enfin, on entend dire que près de 80 % des doses de radiations reçues au sein des centrales nucléaires le sont par les sous-traitants. Confirmez-vous ce chiffre et, en ce cas, comment l’expliquez-vous ?

Dans leur rapport sur l’organisation de la maintenance, les comités locaux d’information (CLI) de la Manche estiment que le recours à autant de sous-traitants dans les centrales peut entraîner une perte de la culture de sûreté au sein de l’entreprise à cause de la rotation des personnels. Partagez-vous ce point de vue ?

M. le président François Brottes. Nous sommes à un moment charnière du travail de notre commission, c’est pourquoi vos réponses, monsieur Dutheil, doivent être le plus précises possible.

M. Étienne Dutheil. Les avaries techniques qui conduisent à incriminer d’éventuels défauts d’investissement concernaient des matériels du secondaire, c’est-à-dire de la partie non-nucléaire de l’installation – alternateurs ou transformateurs. Dans le même temps, EDF consacrait à l’amélioration des éléments de sûreté l’essentiel des moyens alloués aux modifications. Ce sont là deux champs différents.

M. le président François Brottes. Pourrez-vous nous fournir une note sur ce point ?

M. Étienne Dutheil. Tout à fait.

Le sous-investissement dans l’outil de production s’explique par les choix de l’entreprise à l’époque. Aujourd’hui, elle développe un projet industriel qui ouvre des perspectives de fonctionnement dans la durée, ce qui change complètement la donne : elle a donc réinvesti dans ses moyens de production, à la fois pour les fiabiliser et pour s’inscrire dans une perspective de fonctionnement au-delà de quarante ans.

Aujourd’hui, EDF consacre des moyens suffisants à la modernisation de ses installations et à leur maintenance, tant sur le plan humain que sur le plan financier. Nous nous attachons à commencer la mise en œuvre de ce programme de rénovation des gros composants en même temps que nous continuons d’en renforcer la sûreté.

Les effectifs de la division Production nucléaire ont atteint leur plus haut niveau historique : nous sommes plus de 22 000, soit un millier de plus que l’année précédente, la plupart travaillant sur les sites de production, et 1 500 à 2 000 au sein des services centraux.

La maîtrise industrielle de nos arrêts de tranche n’ayant pas été conforme au résultat attendu, on peut légitimement se demander comment nous maîtriserons, demain, la charge encore plus importante du grand carénage. Nous avons élaboré un plan d’action en partant d’une idée simple : plus le volume d’activité augmente, plus les activités différentes s’ajoutent et plus elles sont compliquées à gérer. Il dépend des choix de programmation qu’un arrêt de tranche soit complexe ou réalisé de manière fluide.

Traditionnellement, les programmes d’activité étaient définis de façon centralisée pour être ensuite intégrés par les sites pour les arrêts de tranche. Selon cette logique industrielle, EDF avait décidé de rénover chaque année un nombre précis de transformateurs dans les CNPE. Pour faire face à l’accroissement d’activité, il va falloir renverser la logique et permettre aux CNPE de définir eux-mêmes, dans une perspective pluriannuelle et, bien sûr, en lien avec le niveau national, la programmation de leurs activités afin de faciliter la maîtrise industrielle des arrêts de tranche.

Un autre levier très important est le développement des compétences. Les métiers qui concourent à la maîtrise des arrêts de tranche s’apprennent peu à l’école ; aussi avons-nous développé des formations internes. Conjuguées à nos nouveaux recrutements, elles contribuent à renforcer nos compétences et s’inscrivent dans le plan d’action destiné à maîtriser ce volume d’activité croissant, et donc à nous préparer au grand carénage.

S’agissant de la répartition de la dosimétrie, je confirme que 80 % des doses de rayonnements sont reçus par les salariés des entreprises sous-traitantes. Ce chiffre correspond exactement à la répartition des activités entre les salariés des entreprises extérieures et les salariés d’EDF ; l’exposition n’est pas liée au statut des salariés mais à la nature des activités effectuées. Il va de soi que les robinettiers d’EDF qui réalisent des opérations de maintenance sont exposés exactement de la même manière que les employés des entreprises extérieures. Pour les deux types de salariés, nous avons le même souci de réduire autant que possible les doses reçues. Celles-ci ont été divisées par deux en dix ans et représentent aujourd’hui environ 1 millisievert par an, ce qui correspond à l’exposition naturelle. En moyenne, l’exposition naturelle en France est de 2,4 millisieverts par an. La dose moyenne est ici de 1,4 millisievert par an pour les salariés des entreprises extérieures et de 0,5 millisievert par an pour les salariés d’EDF.

M. le président François Brottes. Cela représente quel pourcentage par rapport à la dose tolérable ?

M. Étienne Dutheil. Sur l’ensemble des personnels qui travaillent sur un site, 80 % de la dose est reçue par les salariés des entreprises extérieures et 20 % par les salariés d’EDF. La limite réglementaire est de 20 millisieverts par an, et je rappelle que l’objectif d’EDF est que personne ne reçoive une dose supérieure à 16 millisieverts par an ; des mesures sont prises dès que la dose annuelle reçue atteint 14 millisieverts.

M. le rapporteur. Comment assurez-vous le suivi des personnels d’une centrale à l’autre ?

M. Étienne Dutheil. Le système de suivi de la dose est centralisé. La dosimétrie électronique est collectée par EDF sur le plan national. Nous sommes capables de suivre les doses reçues par les salariés quel que soit l’endroit où ils travaillent. Ces données sont envoyées chaque semaine à l’IRSN.

Je n’ai pas bien compris, monsieur le rapporteur, ce que vous entendiez par le risque de perte de la culture de sûreté. La culture de sûreté est la conscience que chacun doit avoir en permanence des conséquences de ses actes en matière de sûreté nucléaire, ainsi que le définit l’International Nuclear Safety Advisory Group (INSAG).

M. le rapporteur. Le Livre blanc sur la sûreté des installations civiles nucléaires de la Manche, publié par les trois CLI concernés en décembre 2013, rappelle que, selon le comité d’hygiène, de sécurité et des conditions de travail (CHSCT) d’EDF : « La sous-traitance ne participe en rien au développement de la culture de sûreté ; au contraire, elle peut être la source d’un risque de dilution de cette culture. On peut parler d’une perte de compétence des gestes techniques en déléguant systématiquement, comme aujourd’hui, ces travaux à la sous-traitance. Lors des arrêts de tranche, le travail de près de 2 000 personnes de la sous-traitance est parfois contrôlé par une petite dizaine de salariés d’EDF seulement. »

M. Étienne Dutheil. Je ne partage pas l’idée d’un risque de perte de la culture de sûreté. La conscience de la conséquence de son activité sur la sûreté relève de nombreux facteurs, tels que la formation ou le management, mais elle n’est pas liée à la sous-traitance. La question est celle du maintien des compétences à EDF pour maîtriser ces activités. Le processus d’apprentissage des personnels, notamment au démarrage des installations, n’est plus reproductible pour les installations telles qu’elles fonctionnent aujourd’hui.

Il faut avoir présent à l’esprit ce qui est essentiel pour maîtriser une activité de maintenance. Par exemple, afin de déterminer l’état de fonctionnement d’une pompe, deux opérations sont nécessaires : mesurer les vibrations puis les analyser. Les deux activités n’ont pas les mêmes conséquences sur les choix de maintenance ; il est évident que l’analyse implique bien plus de conséquences sur le choix à opérer que la collecte elle-même.

Au sein d’EDF, 27 000 personnes travaillent dans le secteur de l’énergie nucléaire à la conduite des installations, dans l’ingénierie et dans les choix de maintenance. Nous avons choisi de maintenir certaines compétences en interne, souvent dans des services qui interviennent dans plusieurs CNPE. Sont concernées la maintenance des groupes motopompes primaires, la maintenance de la robinetterie et les activités de soudage. Il nous est, en effet, apparu utile de compléter les dispositifs d’acquisition des compétences par la réalisation.

Notre politique industrielle prend donc en compte cette dimension de maintien des compétences. Elle n’est pas figée dans le temps : en fonction des retours d’expérience et de l’évolution de nos cartographies des compétences, nous pouvons être amenés à la modifier. La réponse est toujours plurielle, avec des activités qui relèvent de la réalisation et de la formation ainsi que des chantiers-écoles que nous développons. Ceux-ci constituent un levier très intéressant puisque l’on peut y réaliser des gestes en étant déconnecté des contraintes, de sûreté ou autres, liées à l’installation. La maintenance des automatismes – calculateurs, capteurs, contrôle-commande – est très majoritairement, voire intégralement, opérée par des agents EDF.

La situation est assez différente en fonction des domaines, et la préoccupation de l’entretien des compétences est une donnée d’entrée pour notre politique industrielle.

M. Michel Sordi. Les entreprises sous-traitantes se déclarent satisfaites des conditions contractuelles avec EDF, mais connaissez-vous le point de vue des personnels de ces entreprises ?

Le groupe écologiste a récemment soutenu au Parlement européen une proposition, finalement rejetée, consistant à diminuer la durée des marchés relevant des directives sur les marchés publics. Quel est votre point de vue ?

Pouvez-vous donner la position d’EDF sur la part de l’énergie nucléaire dans le mix énergétique d’ici à 2025 ?

Quel rôle le nucléaire joue-t-il dans le respect des engagements de la France au protocole de Kyoto en matière de lutte contre les gaz à effet de serre ?

Aura-t-il un rôle à jouer dans la garantie d’un approvisionnement stable en électricité sur le réseau ?

M. Philippe Baumel. Vous avez rappelé que 80 % des travaux dans les centrales étaient effectués par des entreprises sous-traitantes. Comment cette proportion évoluera-t-elle dans les années à venir ? Envisagez-vous d’autres réinternalisations que la robinetterie ?

Existe-t-il un véritable suivi des radiations que peuvent éventuellement subir les personnels ? A-t-on installé sur chaque site un correspondant référent de la médecine du travail afin de rendre les contrôles encore plus efficients ? Existe-t-il un dossier personnel de chaque intervenant permettant de vérifier les situations au cas par cas ?

Enfin, en ce qui concerne le niveau de formation des intervenants, avez-vous le sentiment que tous les efforts soient faits ? Les formations intermédiaires, de niveau BTS par exemple, intègrent-elles suffisamment les compétences nouvelles permettant de faire face aux nouveaux besoins et aux difficultés constatées sur les chantiers ?

M. Jean-Pierre Gorges.  Le nucléaire est au cœur d’un débat politique, et même idéologique : alors que l’Allemagne a basculé d’un côté, le Royaume-Uni envisage de relancer le nucléaire, les États-Unis le développent et la Chine s’y met. Le risque d’une perte de la culture du risque existe donc bien. Quel est l’état d’esprit d’EDF, et celui des employés qui travaillent sur des dispositifs voués à disparaître, semble-t-il, si le contexte politique actuel perdure ? A-t-on envie d’investir dans des systèmes dépourvus de pérennité ? Peut-on motiver des équipes alors qu’on réfléchit à démonter ultérieurement ce qu’elles sont en train de faire ? Ressentez-vous une ambiance particulière, une atmosphère de travail trop dépendante du politique ?

Les échéances sont, de surcroît, de plus en plus courtes puisque le cycle est ramené à cinq ans ; ainsi, en 2017, des décisions pourraient être prises pour le passage de la génération III à la génération IV, ce qui conduirait à l’accroissement du nombre de personnels.

Mme Marie-Noëlle Battistel. Le président de l’ASN a relevé un écart de 50 % entre les prévisions et les réalisations des temps d’arrêts de tranche, les deux tiers de cet écart étant liés à une mauvaise planification ou à un défaut de maintenance. Êtes-vous d’accord avec ces chiffres et comment y remédiez-vous ?

M. le rapporteur. Le taux de charge du parc nucléaire français se situe au-dessous de 80 %. À quoi l’attribuez-vous ? Ce taux est-il dû à des difficultés de maintenance ou à une surcapacité ?

M. Étienne Dutheil. Chaque année depuis 2005, nous réalisons, en partenariat avec le centre de recherche en gestion de l’école Polytechnique, une enquête anonyme de satisfaction auprès des salariés des entreprises prestataires. Environ 10 % des salariés des entreprises sous-traitantes répondent. Les résultats sont fournis site par site et concernent la qualité de l’hébergement, les temps d’attente et autres. En 2012-2013, quelque 90 % des personnes interrogées se sont dites satisfaites de leurs conditions de travail dans les centrales, contre 83 % en 2009. On peut également percevoir cette satisfaction quand on rencontre ces personnels sur les chantiers. Cela n’exclut pas, sur une population de 20 000 personnes, qu’il puisse y avoir des difficultés avec l’employeur.

C’est bien le fait de travailler dans la durée qui donne sens à la relation contractuelle avec les entreprises prestataires : celles-ci n’investissent dans le développement des compétences que si elles disposent de visibilité et de lisibilité. La durée est aussi un moyen de créer un climat de confiance qui permet un dialogue franc et une meilleure évaluation des besoins pour améliorer la qualité des prestations. C’est pourquoi nous privilégions les contrats de longue durée, de cinq à sept ans. À cet égard, la disposition de la directive européenne 2004-17 visant à réduire cette durée à quatre ans était, selon nous, très contre-productive. Nous sommes donc heureux que ce projet n’ait pas abouti, car il aurait mis à mal l’esprit même du cahier des charges social du CSFN.

EDF n’a pas de position sur le mix énergétique ; nous mettons en œuvre celui décidé par les pouvoirs publics, si tant est qu’ils veulent bien nous confier le soin de produire l’électricité. Reste que la production d’électricité d’origine nucléaire joue un rôle positif dans la maîtrise des émissions de dioxyde de carbone puisque le process n’en émet pas lui-même et que les activités annexes n’en émettent que fort peu si on les compare aux moyens de production à base d’énergies fossiles ou de bois.

Le choix de l’énergie nucléaire avait été dicté par des nécessités d’indépendance énergétique et de compétitivité économique. L’outil de production nucléaire est, en effet, un facteur très fort de stabilité de l’approvisionnement en électricité puisqu’il permet de disposer de visibilité sur la capacité à produire mais aussi sur les coûts.

La part d’activité confiée aux sous-traitants n’a pas évolué depuis quinze ou vingt ans. La politique de « faire » ou « faire faire » est ajustée, et j’ai déjà évoqué la réinternalisation des activités de maintenance en matière de robinetterie dans lesquelles nous employons 200 à 250 robinettiers. Nous suivons un processus identique de réinternalisation pour les activités de soudage, notamment à des fins de maintien des compétences. Il est important de disposer de capacités internes avec un haut niveau d’entraînement et susceptibles d’être rapidement déployées dans un CNPE. D’autres évolutions sont possibles, dans la mesure où la politique du « faire » ou « faire faire » n’est pas dogmatique et qu’elle est régulièrement révisée. Nous envisageons d’étendre le champ d’action des équipes chargées de la maintenance des groupes turbo-alternateurs et des motopompes primaires vers la maintenance de machines auxiliaires. Ainsi, si les grands équilibres restent stables – avec la proportion déjà évoquée de 80 % de sous-traitants –, la situation peut évoluer concernant des segments particuliers.

Par ailleurs, le suivi individuel de la dosimétrie des intervenants garantit la traçabilité des doses reçues au cours de toute intervention sur une INB quelle qu’elle soit. La proposition de l’office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques de mettre en place un correspondant référent de la médecine du travail pour chaque site n’a pas connu de suite. En revanche, dans le cadre de la réflexion menée sur le cahier des charges social, le CSFN a proposé de limiter le nombre des services inter-entreprises qui assurent le suivi médical des salariés des entreprises extérieures, de manière à pérenniser les compétences de ces services médicaux dans un contexte où le recrutement de médecins du travail est difficile. En outre, la diminution du nombre d’opérateurs facilitera la traçabilité et le traitement de la dosimétrie. Aujourd’hui, pour les salariés des entreprises sous-traitantes, le suivi médical est assuré soit, lorsqu’ils en ont les compétences, par des services inter-entreprises qui prennent également en compte le suivi médical renforcé au titre des rayonnements ionisants, soit par le service autonome d’une centrale.

En matière de formation des personnels, EDF recrute, tout comme le secteur du nucléaire dans son ensemble. Certaines initiatives communes entre EDF, les entreprises et l’éducation nationale ou les collectivités territoriales pour ce qui est de l’apprentissage, répondent en partie au réel besoin de développer des formations donnant un accès plus facile à nos métiers. Des formations de type baccalauréat professionnel, BTS et Bac+3 ont ainsi été développées en logistique nucléaire – qui inclut la radioprotection – et en robinetterie. En général, les jeunes qui sortent de ces formations trouvent un emploi avant même d’obtenir leur diplôme.

Il est difficile de maintenir la culture de la sûreté dans un contexte d’incertitude. Néanmoins, il faut vivre avec les débats qui animent la société et garder le cap : notre priorité et devoir d’exploitant est de garantir la sûreté, et de faire notre métier le mieux possible. EDF applique les décisions prises en dehors du groupe la concernant, mais, en interne, elle s’efforce d’avoir une vision claire : celle-ci est aujourd’hui incarnée par le projet industriel de l’entreprise, qui fait sens pour les salariés, et qui vise à permettre de fonctionner au-delà de quarante ans en toute sûreté.

Mme Battistel m’a interrogé sur les arrêts de tranche dont la réalisation ne coïncidait pas avec les prévisions. La vie d’une tranche nucléaire se divise en deux parties : l’arrêt de tranche – assimilable à un arrêt technique –, pendant lequel on renouvelle une partie du combustible et on réalise des opérations de contrôle et de maintenance ; le cycle de production, qui se poursuit jusqu’à l’épuisement du combustible et un nouvel arrêt de tranche. En 2013, la disponibilité des centrales durant le cycle de production a été en moyenne de 97,4 %, et de 99 % pour plus de la moitié des tranches. C’est dire si la fiabilité de redémarrage après arrêt est élevée ; elle a progressé ces dernières années. Le niveau de disponibilité des tranches en marche est comparable à celui qu’on trouve chez les autres exploitants internationaux parmi les meilleurs.

Reste le problème de la durée des arrêts, due en particulier à la priorité accordée à la sûreté. Le redémarrage d’une tranche ne peut avoir lieu qu’après la mise en œuvre d’un programme d’essais et de contrôles très rigoureux ; tant que le dernier contrôle n’est pas satisfaisant, la centrale ne redémarre pas. Il n’y a aucune impasse possible sur l’ensemble des critères – et il y en a beaucoup. Le tout est donc d’y parvenir du premier coup. Or les programmes d’activité sont parfois trop ambitieux ou bien sont construits de telle manière que les difficultés rencontrées conduisent à une prolongation de l’arrêt. C’est pourquoi il est important de reprendre la main localement sur une programmation des opérations optimisée et mieux répartie.

M. le rapporteur s’est étonné du taux de disponibilité, un peu inférieur à 80 %. Il faut prendre en compte à la fois l’excellente fiabilité des tranches une fois remises en service, et la durée des arrêts supérieures aux prévisions et qui explique le taux de charge.

M. le président François Brottes. Concernant ces arrêts, quelle comparaison peut-on établir avec les autres pays ?

M. Étienne Dutheil. Les méthodes permettant de réussir un arrêt de tranche sont à peu près les mêmes partout. Dans ce domaine, les performances d’EDF sont en retrait par rapport à celles des meilleurs exploitants, notamment américains. En revanche, pour ce qui concerne les tranches en marche, la fiabilité du parc français est à peu près la même que celle du parc américain.

Les écarts de performance sur les arrêts de tranche ont deux origines. L’une est structurelle : des différences de règles d’exploitation entre les deux pays jouent sur environ 6 % de la disponibilité annuelle, ce qui est assez considérable. Néanmoins, abstraction faite de cet écart, il reste un différentiel de 4 à 5 % entre les meilleurs résultats obtenus par les tranches américaines et celles d’EDF. L’autre cause est donc que, objectivement, nous avons des progrès à accomplir, et c’est bien le sens de notre projet industriel.

Pour illustrer mon propos, la salle des machines d’une centrale est équipée du groupe turbo-alternateur, d’un pont roulant qui sert à la manutention des pièces et d’un réservoir d’eau utile au circuit d’alimentation des générateurs de vapeur. Conformément à la réglementation, si une épreuve hydraulique de ce gros réservoir doit être effectuée, le pont de la salle des machines ne peut plus être utilisé. Programmer des travaux importants sur le groupe turbo-alternateur l’année même où devra être opérée l’épreuve hydraulique est donc une mauvaise idée. Cet exemple est évident et connu, mais il est plus facile de construire un programme d’arrêt pour de grosses opérations que pour les petites, qu’il faut prévoir très en amont. Cela exige que la décision de mise en œuvre des stratégies de maintenance soit davantage décentralisée.

M. Michel Sordi. À Fessenheim, dans ma circonscription, les ingénieurs qui pilotent les réacteurs s’entraînent en permanence sur un simulateur ; mais il y a aussi des salles de formation équipées de tuyauteries, de pompes, de contacteurs, où les techniciens se rodent à respecter les procédures.

M. Étienne Dutheil. Il s’agit des chantiers-écoles dont je parlais tout à l’heure.

M. le président François Brottes. Merci, monsieur Dutheil. Nous ferons éventuellement de nouveau appel à vous ou à un autre représentant de Production nucléaire d’EDF.

Table ronde avec les syndicats représentés au comité central d’entreprise d’EDF (CFDT, CGC, CGT, FO)

(Séance du jeudi 13 février 2014)

M. le président François Brottes. Messieurs, je vous souhaite la bienvenue, en vous priant de nous excuser pour ce retard.

Les précédentes auditions de ce matin nous ont permis d’aborder les questions de la maintenance, de la gestion des arrêts de tranche et de la sous-traitance, tous sujets sur lesquels nous considérons que les organisations syndicales ont à dire. Toutefois, la parole est libre, et votre avis sur la filière nucléaire et ses perspectives nous serait utile également.

Je tiens à préciser que vous vous exprimerez au nom de vos fédérations respectives, et non de celui du comité central d’entreprise (CCE) d’Électricité de France (EDF), qui ne vous pas mandaté pour cela.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(MM. Denis Cattiaux, Jacky Chorin, Étienne Desdouits, Marc-Jacques Kuntz, Philippe Page, Vincent Rodet et Serge Vidal prêtent serment)

M. Vincent Rodet (FCE-CFDT). Je vous remercie de prendre en compte le point de vue des organisations syndicales, tout en m’étonnant qu’il faille chercher entre les lignes du long intitulé de votre commission d’enquête pour y trouver un objet social et salarial. Pour les salariés, la question du coût est quelque peu épidermique, voire stigmatisante : sans doute l’expression « bénéfices passés, présents et futurs » eût-elle été plus heureuse à leurs yeux.

Cela dit, les coûts s’apprécient par rapport aux bénéfices : à cet égard, l’Agence des participations de l’État n’est sans doute pas perdante. Nous nous interrogeons d’ailleurs sur le taux de redistribution des bénéfices de l’entreprise – qui atteint de 55 à 65 % –, notamment au regard de la lourdeur des investissements à venir.

Le mix énergétique est un sujet qui occupe plusieurs fédérations de la Confédération française démocratique du travail (CFDT), notamment celle de la chimie et de l’énergie et celle de la métallurgie ; il a donc fait l’objet de délibérations au niveau confédéral, dont il ressort que l’objectif de porter à 60 % la part du nucléaire dans ce mix à l’horizon 2030 paraît réaliste ; mais cette cible peut, bien entendu, évoluer en fonction de l’intensité de la reprise économique.

Par ailleurs, nous estimons raisonnable de fixer à cinquante ans la durée de vie des installations. Il ne s’agit, là encore, que d’un repère, car la longévité dépend d’abord du vieillissement des matériaux et de la résistance au bombardement neutronique. En ce domaine, la décision appartient à l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) : les salariés de la filière comprennent très bien qu’en cas de défaut majeur, une installation peut fermer du jour au lendemain. À l’inverse, si le vieillissement est moins avancé que prévu, nous pensons qu’une prolongation, étape par étape, doit être envisagée afin de garder en vie, le plus longtemps possible, ce qui est un actif national.

M. Étienne Desdouits (CFE-CGC). Votre invitation, dont nous vous remercions, nous donne l’occasion de dire notre fierté d’appartenir à une entreprise, EDF, qui est une référence mondiale dans le domaine du nucléaire, y compris en termes de sûreté : tout doit être fait pour que cela perdure ; c’est une mission qui incombe à chacun d’entre nous.

Nous sommes évidemment disposés à répondre à vos questions sur la maintenance et la sous-traitance.

M. Marc-Jacques Kuntz (CFE-CGC). Je n’ai rien à ajouter à ce qui vient d’être dit.

M. Philippe Page (FNME-CGT). Je vous remercie de votre invitation, tout en exprimant notre frustration quant à la limitation du champ d’interrogation à la sous-traitance, même si vous nous avez invités, monsieur le président, à ne pas nous y cantonner. L’avenir du parc nucléaire et la prolongation des tranches, notamment, sont des enjeux industriels importants à nos yeux. La Confédération générale du travail (CGT) estime que l’annonce de la fermeture anticipée de la centrale de Fessenheim est une ineptie ; sur cette question, nous avons réalisé plusieurs études en collaboration avec le CCE, qui les a unanimement validées.

La CGT a toujours défendu la transparence des coûts, pour tous les modes de production, notamment dans l’optique de la fixation des tarifs de vente ; elle demande une analyse de l’impact sur les coûts de la déréglementation du marché de l’électricité. Certains jeux, capitalistiques en particulier, n’ont entraîné aucune production de mégawatts supplémentaires. Nous plaidons en faveur de la vérité des prix, dont la fixation est totalement opaque. Une commission d’enquête parlementaire sur le sujet nous paraîtrait d’ailleurs très utile.

La CGT a également proposé, l’an dernier, la constitution d’une commission d’enquête parlementaire sur la sécurité d’approvisionnement du pays, qui, à notre sens, soulève des questions à court terme. Elle condamne, par ailleurs, les scénarios fumeux, actuellement mis sur la place publique, relatifs à l’avenir des concessions hydrauliques. Nous aimerions être entendus de façon sérieuse sur ce point.

La sous-traitance dans le nucléaire est un vaste sujet auquel la CGT travaille depuis longtemps, sur les sites comme au sein de la fédération des mines et de l’énergie. Cette pratique a connu des dérives dont on peut faire le procès ; mais on ne fera pas celui du nucléaire. La sous-traitance, au demeurant, touche de nombreux autres secteurs industriels, comme l’automobile ou l’aérospatiale : il serait utile de se pencher sur le phénomène dans son ensemble, notamment quant à ses conséquences pour les salariés.

Depuis une bonne dizaine d’années, la CGT a installé sur les sites des syndicats multiprofessionnels, auxquels peuvent aussi adhérer les salariés de la sous-traitance. Nous entretenons donc, avec eux et leurs représentants, des contacts quotidiens, sur l’ensemble des centres nucléaires de production d’électricité (CNPE), notamment pendant les périodes d’arrêt de tranche au cours desquelles leur charge de travail est particulièrement intense.

Le collège « exécution », le premier collège d’EDF, qui regroupe les employés et les ouvriers, a vu ses effectifs divisés quasiment par dix en vingt ans : un site de tranche qui employait entre 150 et 200 ouvriers de maintenance, n’en emploie plus que 25 à 30 aujourd’hui. Autant dire que la politique dite du « faire faire », mise en œuvre par la direction, a parfois dérivé en « faire faire faire » ou en « voir faire faire ». Depuis une bonne dizaine d’années, nous luttons pour que certaines activités, selon nous abusivement sous-traitées, soient réinternalisées au sein du premier collège, afin d’y maintenir toutes les compétences techniques.

Quoi qu’il en soit, la présence de la CGT sur les sites est une bouée de sauvetage pour certains salariés de la sous-traitance, au regard de leur situation spécifique ; notre insistance auprès du CCE nous a permis d’obtenir des garanties pour ces salariés, notamment, en 2011, quant à leur réembauche en cas de nouvelle passation de marché. Cela dit, il faut une vigilance quotidienne des organisations syndicales pour rendre ce droit effectif.

La justice nous a donné raison contre la société chypriote Atlanco qui, à Cherbourg, employait sur le site de l’EPR des salariés polonais sous-payés et privés de droits, pendant qu’elle engrangeait des profits à Dublin. On voit là à quelles situations ubuesques peut conduire la sous-traitance en cascade.

La sous-traitance a connu un développement inverse à la fonte des effectifs depuis vingt ans. Certains salariés bénéficient, à travers des conventions collectives, de garanties qui, au fil du temps, ont été nivelées par le bas. Naguère, un bon nombre de salariés bénéficiaient, par exemple, des conventions de la métallurgie, qui sont d’un bon niveau. Aujourd’hui, la convention Syntec, mise en œuvre par le patronat, est un cancer pour les salariés du nucléaire : en principe destinée aux salariés des bureaux d’études, notamment employés, techniciens et agents de maîtrise (ETAM), elle se révèle inadaptée aux personnels employés par 95 % des sous-traitants du nucléaire. Dès lors qu’elle possède un bureau d’études, une entreprise qui répond à une sollicitation de marché peut inscrire tous ses salariés sur cette convention ; ceux qui exercent des activités mécaniques ou logistiques dans la métallurgie ont ainsi vu leurs garanties sociales ramenées au plus bas. Il serait bon que le législateur y mette bon ordre, car la loi permet ce scandale.

La question des garanties collectives est d’autant plus importante que l’arrivée d’une nouvelle génération, au sein d’EDF comme dans la sous-traitance, pose le problème du renouvellement des compétences : il est essentiel de préserver l’attractivité des métiers, faute de quoi, si le marché du travail repart, les salariés de la sous-traitance s’orienteront, à rémunération équivalente, vers des métiers moins contraignants.

Depuis plusieurs années, la CGT a fait des propositions aux différents gouvernements et au patronat, comme l’intégration de certains prestataires dans le statut de branche des industries électriques et gazières (IEG), ainsi qu’Areva l’a fait pour les personnels de gardiennage. Bien que nos projets aient jusqu’à présent accusé des fins de non-recevoir, nous entendons, au printemps prochain, en soumettre de nouveaux, conçus avec d’autres fédérations de la CGT impliquées dans le nucléaire.

Le parc nucléaire d’EDF emploie 22 000 salariés de la sous-traitance ; ceux-ci y travaillent toute l’année, et certains y effectuent même toute leur carrière. Il existe donc bien un volume d’emplois suffisant pour pérenniser les carrières. Dès lors, ces personnels doivent pouvoir bénéficier d’une garantie d’emploi : cela leur éviterait de venir travailler avec la « boule au ventre » et apaiserait leurs inquiétudes pour l’avenir.

Le nucléaire ne fait mourir personne et fait vivre beaucoup de monde : les bassins d’emploi autour des sites le montrent. Notre pays ne compte que peu de filières industrielles aussi dynamiques. Dans ces conditions, la fermeture du site de Fessenheim serait aberrante, un luxe que nous ne pouvons pas nous payer.

Comme je l’ai dit, certaines activités devraient, à notre sens, être réinternalisées, comme le sont désormais les interventions sur les groupes motopompes primaires ou les activités de robinetterie – ce qui laisse à penser que la direction a reconsidéré sa position sur le sujet avant le grand carénage des tranches. La CGT a d’ailleurs fait la démonstration que, pour plusieurs activités, l’internalisation était moins coûteuse que le recours à la sous-traitance : c’est ainsi qu’il y a dix ans, le coût de la mesure de temps de chute des grappes de commande a été divisé par six – sans parler de celui de la surveillance. Au sein des centrales, l’activité de surveillance représente environ 6 000 emplois sous statut ; si l’on réinternalisait certaines activités, ces emplois assez techniques pourraient être réaffectés ailleurs : ce serait d’autant plus facile avec le renouvellement générationnel. Nous faisons des propositions en ce sens.

La politique du « faire faire » est allée trop loin : le bon sens commande de revenir en arrière et d’intégrer les salariés de la sous-traitance effectuant toute leur carrière sur les sites aux effectifs statutaires, étant entendu que certaines activités nécessiteront toujours le recours à des prestataires. À ce sujet, Denis Cohen, ancien secrétaire général de la fédération des mines et de l’énergie, avait adressé, en 2003, un courrier au Premier ministre Jean-Pierre Raffarin et, en 2009, nous nous en étions entretenu avec M. Sarkozy, M. Fillon et Mme Lagarde. Si chacun a toujours déclaré comprendre nos arguments, ceux-ci sont pourtant restés sans effet. En tout cas, la CGT a toujours interpellé les ministres sur cette question, à l’occasion de leurs déplacements sur les sites.

Les modules de formation dont bénéficient les agents d’EDF sont de grande qualité ; ils leur permettent d’avoir une connaissance approfondie de toutes les installations. La garantie de formation devrait donc aussi bénéficier aux sous-traitants. L’amélioration technique des tranches est une occasion de jouer cette carte. Nous sommes favorables à la prolongation de l’activité des sites, moyennant les rénovations nécessaires – remplacement des gros matériels et renforcement de la sûreté des installations –, mais l’amélioration technique n’a de sens que si elle s’accompagne d’une amélioration des conditions sociales. Une fois rénovées, les tranches devront être exploitées ; c’est pourquoi il est essentiel de motiver la nouvelle génération.

Nous proposons que soient menées des études sur la robotisation de certaines activités, afin notamment de limiter l’exposition aux doses radioactives. Les jumpers qui interviennent dans des générateurs de vapeur sont obligés, par exemple, de décompter mentalement les secondes afin de limiter leur durée d’exposition. Nous considérons qu’en 2014, on devrait être en mesure d’envisager la robotisation de telles activités, comme de celle de décontamination des piscines des bâtiments réacteur ; au demeurant, les techniques de robotisation pourraient être exportées.

Le surcoût des réinternalisations reste à démontrer : nous avons, je le répète, établi qu’elles réduiraient, au contraire, les coûts de plusieurs activités, sans parler des avantages en termes de redéploiement d’emplois. Au reste, un éventuel surcoût ne doit pas forcément se répercuter sur les tarifs : une modulation à la baisse des dividendes versés aux actionnaires est toujours possible. Le coût du travail est actuellement dans la ligne de mire, mais l’on a tendance à oublier le coût du capital : le développement de la sous-traitance doit bien profiter à certains – certes pas aux salariés –, car il génère forcément des sommes faramineuses.

Nous sommes disposés à discuter de la sous-traitance – sans faire le procès du nucléaire – comme des mesures à mettre en œuvre pour améliorer les conditions sociales des salariés de la filière. Cependant, il faut d’abord pointer les vrais problèmes : la semaine dernière, à Cherbourg, l’audience consacrée au décès d’un salarié sur le chantier de l’EPR en 2011 a tourné au procès non de l’intérim, mais des intérimaires. Rappelons que certains salariés restent toute leur carrière en intérim.

M. le président François Brottes. J’organiserai une nouvelle table ronde, dont les thèmes seront laissés à votre appréciation ; notre réflexion, je le rappelle, vise le mix électrique français et européen. L’hydraulique, à cet égard, est un complément indispensable au nucléaire et aux énergies intermittentes.

Je rappelle également que, depuis trois ans, un seul scénario est officiellement sur la table : la mise en concurrence des concessions hydrauliques. Cela n’empêche pas la recherche de solutions alternatives, notamment au sein de la commission des affaires économiques. C’est pourquoi vos idées seront toujours les bienvenues.

M. Serge Vidal (FNME-CGT). Le CCE, dont je préside la commission économique, ne nous a pas mandatés, comme vous l’avez rappelé, pour nous exprimer ce matin ; néanmoins, votre commission d’enquête est passée par lui pour contacter les organisations syndicales, alors qu’elle aurait pu le faire directement.

Le CCE, par nature, est soucieux de la qualité du service rendu, de l’efficacité de l’entreprise et des intérêts des salariés : il est donc concerné par tous les champs d’investigation de votre commission d’enquête. Au cours des dernières années, nous avons fait réaliser une série d’expertises, dont nous tenons les synthèses à votre disposition. Ces expertises ont trait aux conséquences sociales, économiques et environnementales des choix énergétiques – notamment d’une éventuelle sortie du nucléaire  ; à la durée de fonctionnement des tranches de 900 mégawatts ; à la disponibilité du parc nucléaire ; à l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité jusqu’en 2030 ; aux conditions de poursuite de l’exploitation de la centrale de Fessenheim ; aux aspects sociaux d’une fermeture de celle-ci ; à l’historique, enfin, de l’intervention publique – en particulier de votre assemblée – dans les choix énergétiques français, notamment quant au nucléaire.

Je crois me faire l’écho de chacun d’entre nous en émettant le souhait que votre commission d’enquête reste objective sur la question des coûts, comme sur les avantages du choix qui a été fait, depuis la Libération, de mettre à la disposition de l’économie française une électricité moins chère. On peut néanmoins craindre un renchérissement de son prix, indépendamment des coûts, car il existe une convergence de vues, en ce domaine, entre ceux pour qui un tel renchérissement encourage les économies d’énergie, ceux qui veulent discréditer le nucléaire à tout prix et ceux qui, à l’instar de notre direction, veulent augmenter les profits au service des actionnaires, au premier rang desquels l’État. Nous espérons que votre commission d’enquête démêlera le vrai du faux, et qu’elle ne préconisera pas, pour le nucléaire, des règles comptables qui ne vaudraient pas pour d’autres activités présentant des caractéristiques équivalentes.

Le rapport publié en 2012 par la Cour des comptes montre qu’il n’y a pas de coûts cachés dans le nucléaire, que l’impact des incertitudes est limité et que le secteur ne bénéficie plus de subventions publiques ; il émet également plusieurs hypothèses, que votre commission devrait réexaminer, pour convertir les milliards d’euros en euros par kilowattheures : l’une d’elles repose sur une durée de fonctionnement limitée à quarante ans et sur un taux de marge annuel de 7,8 % pour un secteur relativement protégé. La Cour propose alors trois méthodes de calcul, qui donnent chacune des résultats très différents ; or seul le chiffrage le plus élevé est retenu, alors que l’intermédiaire paraît tout aussi pertinent.

Enfin, s’agissant de la sous-traitance, le management par processus ou par objectif pratiqué à EDF ne favorise ni le contrôle social ni le suivi des engagements pris par la direction.

M. le président François Brottes. Notre règlement donne, à chacun des groupes politiques, un droit de tirage annuel sur les commissions d’enquête. Le périmètre de celle-ci, créée à l’initiative du groupe Écologiste, a été légèrement amendé, avec son accord, en commission des affaires économiques. Je vous invite à suivre nos travaux, qui sont publics. Je rappelle aussi que notre commission d’enquête réunit toutes les sensibilités politiques de notre assemblée, ou presque, et qu’elle entend travailler avec la plus grande objectivité.

M. Jacky Chorin (FNEM-FO). Je vous remercie, à mon tour, de votre invitation, et commencerai par quelques considérations d’ordre général.

La fédération nationale de l’énergie et des mines de Force ouvrière (FNEM-FO) a toujours été favorable à l’énergie nucléaire, dès lors qu’elle est régie par des règles de sûreté exigeantes, qu’elle reste gérée par des entreprises publiques, qu’elle contribue à la protection du pouvoir d’achat des ménages – à travers un prix au kilowattheure parmi les moins chers d’Europe – et de l’emploi dans les entreprises, et que les salariés du secteur bénéficient d’une protection sociale de haut niveau.

À nos yeux, le nucléaire est une énergie d’avenir. FO est favorable à la prolongation de l’activité des centrales, dès lors que l’ASN l’autorise ; elle réitère son opposition à la volonté du Gouvernement de fermer la centrale de Fessenheim et de plafonner, pour des raisons politiques, la part du nucléaire dans le mix électrique. J’ajoute que les discussions actuellement menées dans le secret des cabinets suscitent un vif émoi chez les hydrauliciens d’EDF, et même de GDF-Suez. Nous souhaitons également être entendus sur ce sujet, qui nous concerne directement, car nous ne partageons pas la vision qui semble émerger des discussions en cours.

Sur le thème qui nous occupe, FNEM-FO tient à rappeler deux éléments fondamentaux. En premier lieu, la décision de sous-traiter telle ou telle activité relève du choix de l’employeur après consultation – et non accord, hélas ! – des institutions représentatives du personnel. L’augmentation sensible du recours à la sous-traitance ne concerne d’ailleurs pas que le nucléaire : EDF fait appel à beaucoup de prestataires dans la partie commerciale et dans l’informatique. Cependant, dans le nucléaire, cette pratique a entraîné, dès l’origine, compte tenu de la spécificité du secteur, de vives réactions parmi les organisations syndicales, notamment FO.

Nous considérons que la part de la sous-traitance dans la filière nucléaire doit être réduite ; c’est pourquoi nous n’avons eu de cesse de nous battre pour la réinternalisation d’un maximum d’activités, et pour l’intégration dans le statut des industries électriques et gazières (IEG) du plus grand nombre de prestataires. Nous commençons, d’ailleurs, à être entendus, puisque EDF a embauché un certain nombre de salariés – robinetiers, responsables de zone, coordinateurs ou planificateurs – afin de conserver des compétences dans des domaines importants.

Cette évolution nous semble devoir être poursuivie, l’État, avec 84 % des parts au capital, ayant son mot à dire, même s’il ne s’est guère manifesté jusqu’à présent ; pire, il continue, par la voix de Bercy, d’exiger de l’entreprise, donc des travailleurs, une part conséquente de dividendes, dont 56,5 % sont distribués, soit l’un des taux les plus élevés du CAC40. On entend même dire qu’il pourrait s’engager dans une nouvelle dilution de son capital, selon la logique financière qu’il impose à l’entreprise. Pour notre part, nous rejetons une telle éventualité, et continuons à revendiquer la renationalisation d’EDF, dans l’intérêt du service public comme des salariés du secteur, y compris ceux de la sous-traitance.

Par ailleurs, même si notre fédération ne couvre que les salariés relevant du statut des IEG, nous restons engagés auprès des autres fédérations pour l’amélioration de la condition sociale des prestataires. Dans cet esprit, nous participons activement aux travaux du comité stratégique de la filière nucléaire – dont la confédération avait demandé, et obtenu du précédent Gouvernement, la création –, ainsi qu’à divers groupes de travail, en particulier au comité d’orientation sur les facteurs sociaux, organisationnels et humains créé par l’ASN. En juin 2012, Jean-Claude Mailly avait adressé un courrier au Premier ministre pour revendiquer la négociation, sous l’égide du Gouvernement, d’un accord collectif améliorant les droits, les garanties et les conditions de travail des salariés du nucléaire.

De notre point de vue, le cahier des charges social intégré aux appels d’offre des donneurs d’ordre marque une évolution mais, comme il ne constitue pas un accord négocié entre employeurs et syndicats, il ne produit pas les mêmes effets juridiques.

Un premier pas a été franchi au niveau de la division de la production nucléaire d’EDF, avec l’accord du 2 août 2013 intitulé « Une ambition sociale pour le projet industriel du parc nucléaire », que notre fédération a signé. Cet accord contractualise le cahier des charges social du comité de pilotage stratégique de la filière nucléaire (CSFN), en y ajoutant des éléments supplémentaires de reprise du personnel en cas de perte de marché ; mais il ne concerne pas tous les donneurs d’ordre, et ne constitue, je le répète, qu’une première étape, qui en appelle d’autres.

M. Denis Baupin, rapporteur. Merci pour ces exposés liminaires. Je veux rassurer ceux qui auraient encore des doutes : mon objectif, comme celui du président Brottes, est de supprimer toute forme de discrimination entre les différentes formes d’énergie ; c’est pourquoi nous souhaitons une transparence complète sur leurs coûts respectifs.

Je connais le souhait de FO d’une renationalisation d’EDF. Les autres organisations syndicales pourraient-elles nous donner leur point de vue sur le sujet ?

Le niveau du mur d’investissement lié au grand carénage, à la mise aux normes après Fukushima, voire à une éventuelle prolongation des installations au-delà de quarante ans, peut apparaître préoccupant pour les coûts et l’endettement de l’entreprise : comment appréhendez-vous cette question ?

Les chiffres donnés par M. Page relativement aux conséquences du recours à la sous-traitance – division par dix du nombre de salariés du premier collège d’EDF – semblent contredire les propos d’un responsable que nous avons entendu tout à l’heure, selon lesquels les parts respectives des emplois en interne et dans la sous-traitance n’ont pas évolué depuis vingt ans. La réinternalisation qui, selon vous, permettrait de diminuer certains coûts, est-elle également susceptible de réduire le nombre d’incidents lors des opérations de maintenance ?

Enfin, j’ai trouvé intéressantes vos analyses sur la robotisation, qui permettrait de limiter l’exposition aux radiations. Confirmez-vous que 80 % des doses sont reçues par les salariés de la sous-traitance ? En ce domaine, le suivi et le contrôle vous semblent-ils satisfaisants ? Certains personnels peuvent-ils passer à travers les mailles du filet, et recevoir ainsi des doses supérieures aux normes autorisées ?

Mme Frédérique Massat. EDF s’était engagée sur un chiffre de 6 000 créations d’emploi en 2013, objectif atteint, selon la direction, avec 1 700 nouveaux postes d’ingénieurs et de cadres, 2 600 postes de techniciens et 1 700 postes d’ouvriers, tous en CDI, auxquels s’ajoutent 3 000 nouveaux contrats en alternance. Confirmez-vous ces annonces ? Quelle est la part réservée au nucléaire dans ces embauches ? Que penser de l’annonce faite par la direction de 6 000 nouvelles embauches en 2014 ? Êtes-vous associés à la répartition de ces emplois au sein de l’entreprise ?

La diminution des emplois en interne n’est-elle imputable qu’à la sous-traitance ? La modernisation des installations n’a-t-elle pas aussi un impact ?

Enfin, la formation permet-elle des passerelles, au sein d’EDF, entre les activités nucléaires et les autres, comme l’hydraulique ?

M. Michel Sordi. Quelles seraient, d’après vous, les conséquences de la fermeture du site de Fessenheim ?

La filière du démantèlement des réacteurs nucléaires est-elle génératrice d’emplois ?

Enfin, la presse s’est récemment fait l’écho de l’intention du Gouvernement de fermer une vingtaine de réacteurs parallèlement à la construction de deux ou trois EPR. Ce scénario vous paraît-il crédible au regard de l’équilibre entre la production et la consommation dans le pays ? Quelles en seraient les conséquences pour l’emploi ?

M. le président François Brottes. La presse ne relaie pas la parole officielle du Gouvernement.

M. Stéphane Travert. Quelle a été la part d’activités externalisées par EDF au cours des dix dernières années ?

Quels garde-fous permettraient d’éviter les situations constatées sur le chantier de Flamanville, s’agissant notamment du travail irrégulier ?

M. Vincent Rodet. EDF est une entreprise très capitalistique dont le retour sur investissement s’évalue à horizon décennal. Indépendamment du statut juridique, l’État actionnaire majoritaire n’a jamais laissé l’entreprise constituer des réserves pour faire face à l’enchaînement des cycles de construction et d’exploitation. EDF aborde le prochain cycle de réinvestissement – rénovation des centrales actuelles et construction d’autres centrales en France et à l’étranger – avec une dette et un taux de prédation du dividende élevés. Dans la perspective du mur d’investissement, les leviers ne sont pas si nombreux : en dehors de la diversification de la dette et l’allongement de son remboursement sur les cent prochaines années obtenus par le service financier d’EDF, l’activation de la diminution du taux de distribution du dividende, du dégagement de marges de manœuvre endogènes, et du transfert d’une partie du capital de l’État vers les fonds propres de l’entreprise – option qui paraît douteuse au vu de l’état des finances publiques –, apparaît problématique.

La CFDT considère que la montée en puissance des énergies renouvelables (EnR) et le maintien des outils de production actuels sont compatibles et tous deux indispensables. Dans ce cadre, fermer la centrale de Fessenheim reviendrait à se priver de création de valeur, alors que, hormis quelques sites d’éolien terrestre, les EnR n’ont pas atteint la maturité suffisante pour être autoportantes sans subvention publique. À Fessenheim, le nombre d’emplois détruits dépasserait largement celui des emplois créés ; le centre d’ingénierie, de déconstruction et d’environnement (CIDEN), situé à Lyon, travaille déjà sur les techniques de déconstruction, si bien que peu de nouveaux postes seraient nécessaires, les emplois de démantèlement n’étant pas les mêmes que les emplois d’exploitation.

De même, en matière de passerelles, la filiale EDF Énergies nouvelles, qui assure le développement des EnR, n’appartient pas à la catégorie des IEG, ce qui rend difficile la mobilité salariale pour des raisons de statut, notamment au regard des droits à la retraite. La solution du « Pack Rem globale » permet de lever une partie des obstacles. 

Nous sommes très attachés à la formation. Chaque CNPE comporte une base de formation et un simulateur sur lequel les exploitants peuvent se confronter à des scénarios ultimes, comme la perte de contrôle de l’installation. Outre qu’il permet de renforcer la sûreté, cet outil présente l’avantage de briser la routine du fonctionnement de la centrale ou de l’EPR.

En matière de suivi de dose, tout salarié, qu’il soit d’EDF ou d’une entreprise sous-traitante, doit passer par des contrôles d’accès. Il est difficile d’y échapper. Une bonne gestion prévisionnelle des emplois et des compétences de la filière doit permettre d’anticiper et de proposer au salarié proche d’une limite de dose maximale de travailler dans une activité moins exposée.

Il fut un temps où EDF, Areva et même Total se tiraient dans les jambes pour attirer à elles les salariés des entreprises prestataires. Depuis le rapport de M. François Roussely sur l’avenir de la filière française du nucléaire civil, tout le monde a conscience que « l’équipe de France nucléaire » gagnera ou perdra ensemble : le temps où les dirigeants d’EDF se gaussaient des déboires d’Areva, et inversement, est heureusement révolu ; quant aux salariés, les ingénieurs des deux entreprises ont toujours travaillé en étroite collaboration.

M. Marc-Jacques Kuntz. Je ne dispose pas d’un mandat de mon syndicat pour m’exprimer ici sur la renationalisation.

Pour améliorer la fiabilité des matériels, EDF a mis en œuvre, depuis quelques années, le programme AP 913 qui permet vraiment d’anticiper les défaillances du matériel et de le remplacer avant qu’il ne cesse de fonctionner. Ce programme a des effets concrets sur les effectifs puisque, sur le site de Penly où je suis employé, ceux du service ingénierie ont doublé pour passer à quarante personnes. Cet investissement permet de travailler dans la sérénité en réduisant l’exposition à l’aléa. Cette situation contraste avec la décennie précédente, au cours de laquelle la fin de vie annoncée des alternateurs a conduit l’entreprise à ne pas débloquer les crédits permettant de lancer le programme de leur remplacement, si bien que de grosses avaries se sont produites et que des arrêts fortuits n’ont pu être évités. Or un tel arrêt entraîne trois mois de réparation et empêche de préparer le prochain arrêt de tranche. Aujourd’hui, un programme de remplacement de tous les transformateurs de puissance a été déployé, et les problèmes sur les alternateurs ne se sont pas reproduits.

M. le président François Brottes. Existe-t-il un document retraçant l’historique que vous venez de brosser ? 

M. Marc-Jacques Kuntz. Oui, mais c’est à la direction de l’entreprise qu’il vous faudrait le demander.

S’agissant du contrôle de la dose reçue par les intervenants, nos résultats sont parmi les meilleurs dans le monde, ce que confirme le rapport annuel de l’Inspecteur général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection (IGSN). Des progrès sont accomplis chaque année et peu de déviances sont à déplorer sur le terrain, ce qui n’a pas toujours été le cas.

La plupart des personnels évoluant sur un site nucléaire ne travaillent pas en zone contrôlée parce que l’on n’entre pas dans un bâtiment réacteur lorsque la tranche est en fonctionnement ; on y pénètre uniquement pour y effectuer la maintenance. C’est pourquoi les arrêts de tranche ont un effet de saisonnalité : comme ils ont lieu tous les douze ou dix-huit mois, les agents chargés de l’effectuer ne restent pas sur le site en permanence. En raison de la nature même de leur métier, ils sont le plus exposés aux radiations ; ils sont aussi souvent employés par des entreprises sous-traitantes, la logique économique et industrielle voulant qu’on ne garde pas sur un seul site des compétences spécifiques à certains matériels.

L’entreprise embauche beaucoup actuellement, au-delà du simple remplacement des personnes partant à la retraite. Au mois d’août dernier, un accord social a été signé à la division de la production nucléaire (DPN), qui prévoit l’embauche de 2 000 personnes supplémentaires, réparties dans différents secteurs de la direction dont l’effectif atteindra 22 000 personnes.

Nous mettons un point d’honneur à développer l’alternance, qu’un autre accord social vise à accroître dans nos établissements. C’est ainsi qu’elle devrait atteindre 5 % alors que le taux légal est fixé à 3 % des effectifs. Il s’agit d’une démarche dans laquelle tous les acteurs se retrouvent gagnants : l’entreprise bénéficie de personnels présents dans l’entreprise pendant un à trois ans, et elle peut les embaucher s’ils donnent satisfaction ; ces personnels profitent d’une formation professionnelle et perçoivent une rémunération qui leur permet de financer leurs études. Des efforts importants sont consentis sur certains sites, comme celui de Penly où 7 % des salariés sont en alternance. Par contraste, la situation nationale a vu le nombre d’alternants diminuer en 2013.

La formation assurée à EDF est d’un excellent niveau grâce à l’allocation d’importants moyens horaires et financiers. Des simulateurs ont été installés sur la plupart des sites nucléaires, des plans de formation très ambitieux ont été élaborés, des obligations de formation des prestataires ont été intégrées dans les cahiers des charges, des académies des métiers ont été créées pour former les nouveaux arrivants et des systèmes de tutorat très efficaces ont été mis en place en interne et promus par la direction et les syndicats par le biais de la signature d’un accord social.

Les passerelles entre les activités sont limitées par l’augmentation du travail dans le nucléaire due aux opérations de maintenance, aux nouvelles pratiques développées à la suite de l’accident de Fukushima et aux nombreux départs en retraite. Les ressources humaines formées dans le parc nucléaire ont fait l’objet d’un investissement important du fait de la haute technicité des tâches, et l’on est réticent à les voir partir rapidement.

Mon organisation syndicale ne m’a pas non plus donné mandat pour m’exprimer sur la fermeture de Fessenheim, mais sa position est connue.

La politique de l’entreprise n’a pas fondamentalement changé en matière de prestations externalisées, si ce n’est que les prestataires doivent répondre à davantage de contraintes, et apporter une « mieux-disance » dans le domaine social en particulier. On peut toutefois regretter qu’il n’existe pas de statut protecteur, offrant de meilleures garanties à des salariés qui peuvent malheureusement rester en intérim durant toute leur vie professionnelle.

Travaillant dans une centrale nucléaire en fonctionnement, je connais mal la question des travailleurs non déclarés du chantier de construction de l’EPR de Flamanville. Les travailleurs salariés d’entreprises extérieures assurant la maintenance ou d’autres prestations particulières font, en tout cas, l’objet de nombreux contrôles.

M. Étienne Desdouits. EDF cherche à améliorer les conditions de travail des salariés, notamment en développant la robotisation des tâches dangereuses et en traitant la question des doses. Nous soutenons, bien entendu, cet effort qui donne des résultats : la dose par intervenant a été divisée par deux en dix ans.

Les embauches massives opérées actuellement servent à remplacer les départs en retraite, mais sur les 6 000 recrutements effectués annuellement, 2 000 correspondent à des créations d’emplois. Un tiers du total des personnes engagées est affecté au domaine nucléaire.

Les conditions économiques et le besoin de compétences particulières expliquent le recours à la sous-traitance. La maintenance d’un groupe diesel ou frigorifique n’est pas une activité spécifique au nucléaire et l’on souhaite que l’entretien de nos matériels soit assuré par des spécialistes. La durée relativement brève de l’arrêt de tranche rend préférable l’intervention de prestataires.

Il convient de distinguer le prestataire du sous-traitant, le premier étant le contractant d’EDF, le second étant un contractant du premier.

M. Philippe Page. La CGT reste attachée à la nationalisation, signée de la main de Marcel Paul en 1946. Le schéma actuel s’avère hélas ! bien différent, et l’on se demande comment renationaliser une entreprise qui évolue dans un contexte concurrentiel lié à la disparition du monopole. Nous souhaiterions qu’émerge un pôle public de l’énergie qui regrouperait l’ensemble des acteurs de ce secteur, mais nous doutons qu’une telle volonté politique existe.

Lorsque l’entreprise était complètement publique, elle avait déjà recours à des sous-traitants. En outre, le changement du statut de l’entreprise ne s’est heureusement pas accompagné d’une modification de celui des personnels, et ce grâce aux actions et aux mobilisations orchestrées par les organisations syndicales.

Je confirme que, sur les trois collèges de salariés dans l’entreprise, le collège « exécution » représentant les ouvriers et les employés a bien connu une division par dix de ses effectifs en vingt ans, alors que l’effectif total de l’entreprise est resté stable. Un fort recrutement de cadres a eu lieu ces dernières années du fait de contraintes nouvelles pour le parc ; en outre, nous connaissons actuellement un pic d’embauches rendues nécessaires par le départ prochain de nombreux salariés à la retraite et par la longueur des temps de formation dans nos métiers.

Nous réclamons une augmentation du niveau de formation des personnels opérant pour le compte de l’entreprise, en aucun cas dans une optique de remise en cause du professionnalisme des sous-traitants et des prestataires : selon nous, 20 % seulement des défauts de maintenance entraînant des incidents sont dus à des sous-traitants.

M. le rapporteur. L’ASN a avancé le chiffre de 50 %.

M. Philippe Page. Il convient d’analyser une telle estimation avec du recul, car rares sont les tâches des sous-traitants qui s’accomplissent sans aucune participation des agents statutaires.

À nos yeux, la formation et l’attachement à l’outil de travail sont des éléments fondamentaux, qui contribuent à accroître la sûreté et qui se trouvent plus développés chez les agents appartenant à l’entreprise.

Les doses ont massivement diminué ces dernières années pour la population statutaire comme prestataire. D’importants efforts ont été consentis pour éliminer les nombreux points chauds dans les circuits des bâtiments réacteur très riches en doses. Aucun salarié ne dépasse les seuils, mais la répartition des doses entre les agents statutaires et les prestataires reste la même et s’établit à 80 % pour les seconds, voire à un taux légèrement supérieur. Par ailleurs, nous n’avons pas relevé de cas où des salariés tricheraient sur l’enregistrement de leur dose, alors même que ceux-ci ne risquent plus de perdre leur emploi en cas de mauvais niveau.

La CGT n’a pas signé l’accord dit DPN, considérant que la ventilation des 6 000 embauches était trop défavorable au collège « exécution ». Elle souhaite que ce collège bénéficie d’un flux plus élevé de recrutements, afin que l’entreprise conserve dans les services les compétences techniques et, ainsi, la maîtrise complète des installations. Or, lorsque l’on ne recrute que des agents de bac +2 à bac +5, il est délicat de les maintenir dix ans à un poste de technicien.

La décision de fermeture de la centrale de Fessenheim n’a pas d’autre sens que politique. Il s’agit d’une centrale rénovée et jugée sûre par l’ASN, ce qui pose la question du crédit de cette Autorité puisque ses avis ne sont pas suivis. Nous sommes très opposés à cet arrêt qui dégradera la situation énergétique, et nous tenons à votre disposition des études mettant en avant la détérioration sociale, énergétique et environnementale qu’il entraînera. Le démantèlement d’une centrale entraîne une diminution de 90 % du nombre des personnes employées sur le site.

La CGT est favorable à l’extension de la filière des EPR ; elle n’appartient à aucun lobby, si ce n’est celui de la réponse aux besoins énergétiques du pays. Les EPR représentent des outils de service public pour répondre aux besoins en matière de production d’électricité.

Des externalisations d’activité ont été opérées au cours des dix dernières années. Il est difficile d’obtenir le nombre de sous-traitants permanents sur chaque site ; on les évalue à plus de 8 000 pour les sites et à 22 000 pour l’ensemble de l’entreprise. L’activité de laverie des combinaisons des salariés intervenant en zone contrôlée a été sous-traitée depuis dix ans sur les sites les plus récents. Malgré notre opposition, il en va de même pour les magasins où sont traitées les pièces de rechange et pour les activités tertiaires telles que le secrétariat ou l’accueil. C’est ainsi que s’est développé le « tertiaire diffus », par greffage sur les activités techniciennes ou par multiplication des emplois précaires.

Quelques activités sont réinternalisées, mais cela ne diminue pas notre vigilance, car la direction pourrait décider d’en externaliser d’autres. Ainsi, après la décision du site de Saint-Laurent de sous-traiter la déminéralisation des circuits d’eau, notre mobilisation a contraint la direction à refuser cette évolution pour les autres sites – nous souhaitons néanmoins que cette activité soit réinternalisée à Saint-Laurent.

Des représentants des salariés doivent être présents sur chaque site, y compris sur des chantiers de construction, afin d’éviter que puissent se reproduire les incidents de travail dissimulé de la société Atlanco à Flamanville. Des comités d’hygiène, de sécurité et des conditions de travail (CHSCT) doivent également pouvoir être créés, et les personnels doivent pouvoir s’entretenir avec des organisations syndicales. Sur le site de l’EPR à Flamanville, la situation s’est améliorée, mais des salariés voulant représenter leurs collègues ont été licenciés ou mutés à l’autre bout du monde par le groupe Bouygues. Il ne doit pas exister de zone de non droit, même sur un chantier !

M. Serge Vidal. Nous souhaitons que les salariés d’EDF Énergies nouvelles bénéficient du statut des IEG, comme l’a expliqué le représentant de la CFDT.

La CGT considère que nous avons besoin de prolonger l’activité des centrales existantes et d’en construire de nouvelles.

Ce n’est pas la robotisation qui a entraîné la diminution des effectifs du premier collège ; nous avons même défendu le lancement par la R&D d’EDF de programmes de recherche permettant de robotiser certaines tâches, mais ces projets n’ont débuté qu’il y a deux mois.

Je reviens sur certains aspects du mur d’investissement, et en premier lieu sur le grand carénage. L’objectif de ce dernier était d’abord de prolonger la durée de vie des centrales, ce qui pouvait se faire dans le temps avec un étalement des besoins financiers. Puis, à la suite de l’accident de Fukushima, il est apparu nécessaire d’y intégrer certains éléments de sécurité. Ce dont n’a pas tenu compte l’analyse de la Cour des comptes, c’est que certains investissements sont relativement urgents en matière de sûreté mais que d’autres peuvent être repoussés dans le temps.

En second lieu, agir sur les dividendes permettrait de dégager des marges de manœuvre, comme l’a montré une simulation effectuée par la commission économique du comité central d’entreprise reposant sur le non-versement de dividendes pendant trois ans. Toutefois, cet aspect lie étroitement coût du capital et rémunération de l’État.

M. le président François Brottes. Le budget de l’État y perdrait en effet !

M. Serge Vidal. Le CCE a également dressé un bilan financier des opérations de l’entreprise à l’étranger au cours des vingt dernières années : la situation critique qui en a résulté dans les années 2000 pourrait expliquer l’ampleur des sous-investissements. Ce tableau ne prend pas en compte l’opération sur British Energy, qui n’entre pas dans la catégorie de ces investissements hasardeux.

M. Jacky Chorin. Nous avons relancé l’idée de la renationalisation, que n’interdit pas la concurrence et que justifie l’existence du nucléaire. La notion de pôle public, portée par la CGT, nous semble plus floue car la question du seuil se pose : la proposition actuelle sur l’hydraulique fixant la détention publique à 51 % la ferait entrer dans cette catégorie. Pour notre part, nous pensons qu’il est plus clair de défendre la renationalisation et la propriété publique à 100 %, EDF n’étant pas une entreprise comme les autres.

En matière de mix énergétique, Force ouvrière fait preuve de pragmatisme : les centrales nucléaires ne peuvent être fermées que pour des raisons de sûreté, sur avis de l’ASN, ou pour des contraintes économiques liées au prix des travaux, la décision revenant à l’exploitant. En revanche, les motivations politiques perturbent les salariés du secteur du fait de leur caractère arbitraire et incertain. Ainsi, en 2025, quelle sera la situation démographique et quels seront les nouveaux usages ?

Pourquoi fermerait-on des centrales ? L’ASN a jugé que celle de Fessenheim était sûre et pouvait fonctionner plusieurs années. En outre, la réunion du groupe de travail sur le projet de loi relatif à la transition énergétique vient une nouvelle fois d’être annulée, preuve de la difficulté d’avancer sur ces sujets.

M. le président François Brottes. Pensez-vous que l’arbitraire que vous évoquez s’exerce davantage dans le cadre actuel d’une société anonyme dans laquelle l’État se trouve largement majoritaire, ou dans celui d’une société renationalisée ?

M. Jacky Chorin. Dans l’entreprise, beaucoup ont défendu l’idée selon laquelle le statut de SA garantirait l’absence d’immixtion de l’État dans la gestion quotidienne de l’entreprise. Je constate qu’il n’en est rien, et que nous pâtissons du plus mauvais des systèmes puisque nous devons rendre des comptes au monde financier en le nourrissant de dividendes, tout en nous trouvant soumis aux responsables politiques qui considèrent EDF non comme une entreprise, mais comme l’appendice d’un ministère, et qui exigent, avec raison, un service public d’une qualité toujours plus grande. Ce système finira immanquablement par engendrer un problème majeur.

M. le président François Brottes. Vous suggérez que les administrateurs de l’État présents au conseil d’administration donnent des instructions en permanence ?

M. Jacky Chorin. Je ne suis pas certain que les fonctionnaires des différents ministères portent la même parole sur la situation et l’avenir d’EDF. Le jour où un arbitrage clair sera rendu sur ce que l’on attend d’EDF, un progrès important aura été accompli.

La présence de syndicats et de fonctionnaires de l’ASN et de l’inspection du travail améliorerait la situation à Flamanville, mais est-ce compatible avec la politique de réduction des effectifs de la fonction publique ? Nous croyons à la possibilité d’un accord collectif offrant un socle de garanties à l’ensemble des travailleurs prestataires. L’État détient le pouvoir de réglementer, par le décret ou par la loi, pour définir les formations correspondant aux emplois occupés. Il existe donc des marges réglementaires et conventionnelles, encore faut-il vouloir les utiliser.

M. le président François Brottes. Je vous remercie d’avoir accepté de vous livrer à cet exercice. Les syndicats seront conviés à une autre audition, mais cette invitation sera adressée aux confédérations, libres à elles d’envoyer les représentants de leur choix.

Audition de M. Pierre-Franck Chevet, président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), et de M. Jacques Repussard, directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN)

(Séance du jeudi 20 février 2014)

M. le président François Brottes. Les auditions de ce matin sont au cœur du sujet de notre commission d’enquête : nous disposons de la capacité de prolonger la durée de vie des centrales nucléaires, mais quel en est le prix et quel niveau de sûreté complémentaire peut-on atteindre ? Pour répondre à ces questions, nous sommes heureux d’accueillir M. Pierre-Franck Chevet, président de l’ASN et habitué de cette commission, et M. Jacques Repussard, directeur général de l’IRSN.

Faut-il aborder le thème du parc globalement ou centrale par centrale ? Je constate que l’ASN s’exprime séparément sur chaque réacteur. Pourriez-vous éclairer notre commission sur le contenu du programme d’investissement industriel complexe annoncé par EDF et connu sous le nom de « grand carénage » ? Qu’en attend-on en termes de sûreté et de compétitivité de l’outil, celle-ci se mesurant par le rapport entre les coûts d’investissement et de production et le profit tiré du fonctionnement ? Le grand carénage se superpose à l’ensemble des dispositions prises après l’accident de Fukushima, les réflexions sur ce programme étant bien antérieures à la catastrophe ayant eu lieu au Japon. Monsieur le président de l’ASN, votre prédécesseur avait émis plusieurs recommandations pour mettre en œuvre des investissements relevant davantage de la gestion de crise que de la sûreté des centrales. Ils représenteraient 10 milliards d’euros qui viendraient s’ajouter aux 55 milliards estimés pour le grand carénage. Nous avons besoin que vous nous apportiez une évaluation financière de ces projets.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(MM. Pierre-Franck Chevet et Jacques Repussard prêtent serment)

M. Denis Baupin, rapporteur. Comme l’a indiqué M. le président, cette audition est primordiale pour notre commission qui cherche à déterminer la capacité d’investissement dans les réacteurs nucléaires. Le Parlement doit être éclairé, quelques mois avant de prendre des décisions sur la stratégie énergétique de la France.

On ignore ce que l’expression « grand carénage » recouvre exactement, et l’on souhaiterait que vous nous dévoiliez son contenu précis. Ces investissements sont-ils indispensables pour que les réacteurs atteignent une durée de vie de quarante ans ou pour qu’ils soient prolongés au-delà de cette limite ? Dans ce dernier cas, seront-ils suffisants ?

Le processus des troisièmes visites décennales des réacteurs de 900 MW a été lancé : la loi du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire (TSN) entraîne-t-elle des modifications pour les visites des réacteurs de 1 300 MW ?

Pourriez-vous nous décrire les suites données aux évaluations complémentaires de sûreté ? Après l’accident de Fukushima, l’IRSN et l’ASN ont émis environ mille recommandations – que vous avez précisées ces dernières semaines – pour les réacteurs nucléaires et pour les installations d’Areva. Libération a rapporté l’existence d’un conflit entre l’IRSN et EDF, la seconde ayant formulé des préconisations que votre Institut, monsieur Repussard, aurait jugées non conformes, avant qu’un accord n’ait été trouvé. Qu’en est-il exactement ?

L’exploitant a affirmé que la mise en œuvre de vos recommandations coûterait 10 milliards d’euros, dont 5 milliards sont déjà prévus dans le grand carénage. Partagez-vous cette évaluation et celle sur le coût total de 55 milliards d’euros ?

M. Pierre-Franck Chevet, président de l’Autorité de sûreté nucléaire. La poursuite du fonctionnement des réacteurs au-delà de quarante ans n’est pas acquise, et des sujets de sûreté cruciaux doivent être traités.

L’éventuel prolongement au-delà de quarante ans nourrit d’importantes interrogations, car les centrales ont été conçues pour cette durée et certains composants irremplaçables peuvent souffrir de vieillissement. Nous examinerons donc la question de l’allongement au regard des critères de sûreté de troisième génération, applicables à l’EPR de Flamanville. L’alternative, dans le domaine du nucléaire, consisterait à construire de nouveaux réacteurs qui seraient fabriqués selon les standards de sûreté les plus récents, qui sont ceux de la troisième génération. L’Europe partage cette exigence, au contraire des États-Unis qui se fixent comme objectif la conformité aux standards initiaux, qui datent de plus de quarante ans.

M. le président François Brottes. Il semble que le décompte ne commence pas au même moment.

M. Pierre-Franck Chevet. Un premier rendez-vous – la visite de contrôle initial (VCI) – a lieu trente-six mois après le démarrage de la centrale, les échéances décennales courant à partir de cette date. Parallèlement, la loi de 2006 a introduit la procédure de réévaluation de sûreté qui peut donner lieu à des prescriptions pour l’améliorer. Plutôt que de quarante ans, il conviendrait donc de parler de quatrième visite décennale.

M. le rapporteur. La question de M. le président portait plutôt sur le décalage de calcul entre la France et les États-Unis. À ma connaissance, les Américains commencent à faire courir le délai « au premier béton », dès le début de la construction de la centrale, alors que les Français prennent la première divergence comme point de départ, l’écart entre les deux méthodes s’élevant tout de même à dix ans.

M. Pierre-Franck Chevet. Au-delà de cette différence d’une dizaine d’années, les Américains s’appuient sur une conception différente de la nôtre en termes de normes de sûreté pour le prolongement, puisque ce n’est pas un processus d’amélioration, mais de conformité aux standards initiaux qui est privilégié.

Les cuves des réacteurs sont irradiées pendant le fonctionnement des centrales, ce qui peut fragiliser les aciers. Il y aura lieu de se pencher sérieusement sur cette question si nous décidons d’aller au-delà de quarante ans. Toutes les cuves du parc nucléaire français ne se trouvent pas dans le même état. Celle de Tricastin 1 présente des défauts – rendus publics –, et nous avons fixé, à l’issue de la troisième visite décennale de ce réacteur, un rendez-vous intermédiaire au bout de cinq ans.

Les enceintes doivent également faire face au vieillissement : ainsi, la centrale de Belleville a rencontré des problèmes de qualité de béton pour l’enceinte de confinement, qui devront être de plus en plus surveillés au fur et à mesure que les années passeront.

Dans une lettre publique du 28 juin dernier, nous avons dressé la liste de nos préoccupations : y figuraient la sûreté des piscines de stockage du combustible – sur laquelle l’accident de Fukushima a attiré notre attention –, la capacité à refroidir l’enceinte en cas d’accident grave – qui doit être renforcée pour les dispositifs de deuxième génération – et le récupérateur de cœur fondu, qui existe pour l’EPR, mais pas dans l’actuelle génération de réacteurs.

Ce sont ces raisons qui nous conduisent à affirmer que la poursuite du fonctionnement n’est pas acquise à ce jour.

Nous avons prévu deux séminaires de discussion avec l’exploitant d’ici à la fin de ce semestre, ces rencontres n’étant que le début du processus d’examen des propositions d’EDF. Après l’avis technique de l’IRSN, les groupes permanents d’experts se réuniront pour formuler une opinion technique ; nous ouvrirons ces groupes à la société civile et aux experts étrangers. Nous pourrons ainsi émettre un premier avis en 2015, et l’avis final – portant sur l’ensemble des aspects ou sur ceux partagés sur les différents réacteurs – pourrait être rendu en 2018 ou en 2019. Enfin, nous nous prononcerons sur chaque réacteur en tenant compte des spécificités de chaque site.

M. le président François Brottes. L’ASN dispose-t-elle d’un tableau de l’ensemble des réacteurs évaluant les fragilités de chacun d’entre eux ? Si l’on vous demandait de fermer un réacteur, pourriez-vous indiquer lequel doit l’être en premier ?

M. Pierre-Franck Chevet. Nous avons bien entendu des tableaux décrivant les installations, mais ils ne permettraient pas de répondre clairement à votre question, car les examens restent à effectuer.

À côté de la sûreté de la conception du réacteur, il convient de surveiller avec la même attention la qualité de son exploitation.

Le rendez-vous des quarante ans est primordial pour la sûreté et il doit donner lieu à une participation renforcée du public.

Il représente, par ailleurs, une charge de travail hors du commun pour EDF et pour l’ASN et son appui technique. EDF rencontre des difficultés pour gérer les arrêts de tranche et les opérations de maintenance qu’ils exigent, alors que le rendez-vous du grand carénage et, éventuellement, la mise en œuvre des recommandations émises après Fukushima et la prolongation au-delà de quarante ans sont devant nous. Cette situation pose la question de la capacité à faire face à ces défis.

Je ne connais pas le détail du programme du grand carénage. Au début de l’année 2012, EDF estimait le coût total à 55 milliards d’euros et nous avions fixé les premières grandes prescriptions de principe. Nous les avons affinées depuis cette date à la suite de discussions très serrées – comme c’est l’usage – avec l’exploitant. Deux éléments nouveaux se sont produits : nous n’avons pas retenu la solution proposée par EDF sur les moyens d’éviter la fusion du cœur et nous lui avons demandé d’emprunter une autre voie ; nous avons insisté pour qu’un système additionnel protège l’enceinte en cas de fusion et nous avons eu des échanges complexes sur le niveau de séisme auquel devait résister ce système complémentaire du noyau dur. Le déploiement de ces opérations entraînera un coût supplémentaire, même si j’ignore s’il pourra être inclus dans le chiffre actuellement avancé par EDF. L’éventuelle prolongation de la durée de vie des réacteurs modifiera également le coût final.

M. le président François Brottes. Disposez-vous de capacités d’analyse financière ? Si seul l’opérateur peut produire des chiffres, il est difficile de les confronter !

M. Pierre-Franck Chevet. La tutelle financière n’est pas exercée par l’ASN, dont la mission est d’assurer celle du contrôle de la sûreté.

M. le président François Brottes. Travaillez-vous avec la Commission de régulation de l’énergie (CRE) ?

M. Pierre-Franck Chevet. Oui, la CRE intègre nos recommandations.

Les troisièmes visites décennales des réacteurs de 1 300 MW suivront la même procédure que celles de 900 MW, même si les aspects techniques peuvent diverger du fait des différences de nature des enceintes et de puissance.

M. le rapporteur. La loi de 2006 n’a-t-elle pas modifié le référentiel ?

M. Pierre-Franck Chevet. Non. La procédure habituelle a été suivie dans les discussions avec l’exploitant pour les évaluations complémentaires de sûreté post-Fukushima : un avis de l’IRSN a été soumis au groupe permanent d’experts et, après des discussions âpres, une décision a pu être prise en janvier dernier.

M. Jean-Pierre Gorges. Avec la troisième génération de réacteurs, nous disposons de réserves pour 130 ans, mais de plus de 5 000 ans avec la quatrième génération. Il n’existe pas, pour le moment, de solution durable et fiable en ce qui concerne les énergies alternatives, les dépenses liées à l’éolien, au photovoltaïque et à l’hydraulique s’avérant en outre élevées. Le Conseil d’État devra rapidement se prononcer pour dire s’il est normal que ces technologies soient subventionnées.

Les réacteurs de troisième génération sont d’un coût modéré, mais la durabilité du combustible est trop limitée, et la sécurité de fonctionnement se révèle moyenne, même si les perspectives de secousses sismiques près de nos centrales restent faibles.

Je m’interroge sur la transition énergétique, car nous la mettons en œuvre sans disposer de solutions définitives et viables ; je suis donc convaincu que la transition s’opérera vers le nucléaire et qu’il faut s’appuyer sur cette filière pour la mener à bien. Quelle est la durée de vie de la troisième génération ? Quand pourrait-on disposer de la quatrième génération ? En prenant en compte la situation géographique de la France, pensez-vous que notre pays sera capable d’augmenter la sûreté ? Vos réponses sont attendues pour éclairer le débat et la décision politiques.

M. Jacques Repussard, directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire. Du point de vue de l’IRSN, certains des cinquante-huit réacteurs actuels du parc nucléaire continueront de fonctionner pendant un certain nombre d’années, car nous avons besoin de cette source d’énergie électrique et parce que la sûreté est considérée, à la suite du bilan réalisé après l’accident de Fukushima, comme bonne. Néanmoins, nous ne pouvons pas totalement exclure l’occurrence d’un accident très grave.

Comment éviter la survenue d’un accident avant la fin de cette exploitation ? Tout d’abord, en améliorant la conception des installations. Tel est le but des évaluations complémentaires de sûreté et des visites décennales. Ensuite, il convient de veiller à ce que l’exploitation soit conforme au cahier des charges et aux meilleures pratiques existantes, notamment au suivi de l’obsolescence de certains équipements, qu’ils soient remplaçables ou non. La sécurité, autrefois conçue pour éviter le vol de matières nucléaires, est maintenant pensée pour prévenir des actes de sabotage ou de terrorisme pouvant entraîner des accidents nucléaires majeurs.

Il convient également d’évaluer si la filière nucléaire dispose des ressources humaines et financières pour gérer l’ensemble des charges d’exploitation comprenant de nouvelles règles en matière de sécurité. Enfin, nous devons nous demander si le pays peut gérer une crise nucléaire en la circonscrivant, le degré de maîtrise d’un incident nucléaire par l’État ayant de fortes conséquences, y compris financières. Il faut savoir que, si l’on impose trop d’exigences à EDF, l’opérateur pourrait être conduit – par manque d’ingénieurs, par exemple – à détériorer les conditions d’exploitation.

Lorsque le Parlement et le Gouvernement auront défini des orientations, il conviendrait qu’une enceinte nationale puisse traiter de l’ensemble des sujets, qu’ils soient économiques, financiers, relatifs à la sûreté ou à l’ensemble de la filière nucléaire, car l’actuelle fragmentation nourrit les divergences de vues entre Areva, EDF et le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA). La situation actuelle n’est pas optimale et risque de peser à terme sur la sûreté nucléaire. Les experts techniques peuvent éclairer les débats, mais ne peuvent pas décider.

Les décisions d’augmentation des investissements dans les réacteurs les plus anciens ne se prennent pas rapidement : on vient seulement d’arrêter celles liées aux conséquences de l’accident de Fukushima, trois ans après sa survenue ; leur mise en œuvre nécessitera une dizaine d’années. Il ne faut donc pas oublier que la prolongation du parc induit des modifications substantielles d’équipements qui exigeront un travail d’une à deux décennies pour vingt ans d’exploitation supplémentaire. Ces contraintes posent la question de la construction de nouveaux réacteurs en fonction de l’équation énergétique du pays.

L’IRSN ne réalise pas d’études économiques, mais nous avons dû nous pencher sur le coût d’un accident – analyse simple et non intrusive des comptes d’EDF. Nous en avons conclu qu’il y avait là un déficit du système national de maîtrise de nos politiques énergétiques, car aucun organisme n’effectuait une telle expertise indépendante. Néanmoins, ne nous focalisons pas uniquement sur la question financière, car celle de la limite des ressources humaines s’avère également primordiale. EDF sera confrontée – comme l’IRSN à une échelle plus modeste – à des problèmes de renouvellement de génération, les départs à la retraite induisant la disparition de savoir-faire anciens qui devront être renouvelés. L’IRSN avait d’ailleurs rendu, l’année dernière, un avis dans lequel il insistait sur la nécessité de conserver des marges de production importantes : notre pays ne doit pas se retrouver dans une situation catastrophique où il devrait choisir entre les lumières allumées et la sûreté nucléaire.

Les conflits entre l’IRSN et EDF sur les évaluations complémentaires de sûreté remontent à un an, car notre rapport, s’il vient d’être publié, date de la fin de l’année 2012. À cette époque, notre réflexion divergeait de celle d’EDF, puisque nous avions montré, grâce à notre simulateur, que sa proposition de procédures de gestion d’un incident dans un réacteur n’abaissait pas suffisamment la probabilité d’une fusion du cœur. EDF a reconnu cette faille et a modifié son plan, ce qui n’a été possible que grâce aux moyens d’expertise technique dont dispose l’IRSN et au dialogue normal que l’Institut nourrit avec EDF.

M. le président François Brottes. Vous avez beaucoup insisté sur les ressources humaines : peut-on maintenir les compétences sans renouvellement et sans prolongation du parc ?

D’autre part, quelle est la probabilité que les scénarios catastrophes que vous avez élaborés se réalisent ?

M. Jacques Repussard. S’agissant des questions relatives aux réacteurs de troisième et quatrième générations, j’apporterai plus de réponses lors de l’audition de la semaine prochaine. Il reste des incertitudes relatives à la sûreté pour la quatrième génération. Le projet ASTRID, lointain successeur du Superphénix, doit permettre un progrès, mais il subsiste des zones d’ombre dans les propositions et les démonstrations effectuées par le CEA. Des décisions de principe doivent encore être prises : le réacteur ASTRID est-il un prototype ou la tête de série d’un futur parc de quatrième génération ? Cette question dépasse la seule sûreté nucléaire et englobe le sujet de la stratégie industrielle et énergétique, les lieux pour traiter de ce thème restant aujourd’hui insuffisamment organisés.

La troisième génération apporte, pour l’EPR, des améliorations certaines de sûreté, notamment grâce à la prise en compte, dès la conception, de la possibilité d’accidents de fusion du cœur. Mais la conception de l’EPR a une vingtaine d’années et il doit aujourd’hui être possible d’optimiser le coût de certains de ses éléments. En même temps, il convient de réfléchir à la question de la puissance : on constate que les réacteurs de 1 000 MW sont ceux qui répondent le mieux aux besoins à l’export, si bien que l’on peut se demander s’il est bien opportun que la filière industrielle française se singularise en continuant de fabriquer des réacteurs de puissance plus élevée. Sur toutes ces questions, qui n’ont pas été instruites, il est impossible d’émettre des recommandations tranchées.

M. Bernard Accoyer. Si notre commission d’enquête ne débouche pas sur une synthèse équilibrée des risques, des coûts et des conséquences, les informations que nous aurons rassemblées encourageront les prises de position partisanes et passionnelles. Ainsi, notre rapporteur cherche à exploiter médiatiquement certaines phrases coupées de leur contexte et éloignées du problème global que constitue le défi énergétique, si important pour l’avenir économique et social de notre pays.

Messieurs les experts, il est important de revenir sur la démarche qui a accompagné les progrès réalisés dans l’histoire et qui repose sur le rapport entre les bénéfices et les risques. Or je n’entends pas souvent la prise en compte de ce paramètre dans les exposés effectués devant notre commission, alors que nous en avons besoin du fait de notre ignorance de ces questions. Le point d’équilibre est fondé sur la sûreté nucléaire – élément le plus important –, sur l’approvisionnement énergétique et sur la capacité financière de la nation à assumer le coût de programmes qui s’étendent sur plusieurs décennies.

L’histoire a montré, notamment en 1997, que, lorsque des décisions politiques sont prises en matière d’énergie sans étude d’impact, elles sont souvent contraires aux intérêts supérieurs du pays et à la place de la France dans cette filière essentielle de l’électronucléaire – qui reste prépondérante dans le monde, même si certains s’emploient à la faire disparaître.

Monsieur le président, vous avez évoqué la probabilité de certains scénarios catastrophes : nous souhaiterions que les experts répondent à votre question en insistant sur le rapport entre les bénéfices et les risques. C’est à eux qu’il revient d’éclairer les politiques, pour que ceux-ci puissent assumer les décisions qu’ils arrêtent.

M. Michel Sordi. Je souhaiterais tout d’abord émettre une réclamation, monsieur le président, car c’est avant-hier soir, seulement, que j’ai reçu une invitation de M. Denis Baupin, rapporteur de notre commission, à assister à un entretien prévu cet après-midi. Cette manière de procéder est assez cavalière.

M. Bernard Accoyer. Monsieur le président, le bureau de l’Assemblée nationale a décidé une interruption des travaux de notre assemblée pendant plusieurs semaines, mais la commission d’enquête va poursuivre les siens, ce qui posera un problème pour certains membres de la commission. Pourriez-vous demander au bureau et au président de l’Assemblée nationale d’étudier s’il est possible d’accorder une dérogation à la procédure classique qui interdit à une commission d’enquête de mener ses travaux au-delà de six mois ? Nous ne voudrions pas imaginer que certains profitent de la situation pour prendre une part plus importante dans l’orientation des questions posées et débattues avec les experts invités par la commission.

M. le président François Brottes. Je prends acte de votre demande, monsieur Accoyer ; vous connaissez bien le fonctionnement de cette maison pour l’avoir présidée et les contraintes de délai attachées aux commissions d’enquête. Une dérogation est peut-être possible et je relaierai votre requête, mais le rapporteur et moi avons tout mis en œuvre pour ne pas amputer le temps de travail dont nous disposons ; nous avons ainsi prévu des réunions pendant la période où la séance publique est suspendue.

M. Michel Sordi. Monsieur Repussard, quel est le rôle de l’IRSN vis-à-vis de l’ASN ? On nous a expliqué que l’Institut assurait une fonction d’appui technique à l’ASN : est-ce exact ?

Vous remplissez une mission d’expertise, indépendamment des industriels. Quelle est votre évaluation du niveau de sûreté des centrales en France ? L’ASN a autorisé la poursuite d’exploitation pour dix ans supplémentaires des deux réacteurs du centre nucléaire de production d’électricité (CNPE) de Fessenheim. Les mesures prises à la suite de l’accident de Fukushima y sont mises en œuvre ou en passe de l’être : quelle est votre appréciation de la situation sur ce point à Fessenheim ?

M. le rapporteur. Monsieur Sordi, je suis désolé de l’arrivée tardive de cette invitation, mais je vous confirme que je compte bien exercer les compétences liées à la fonction de rapporteur pendant l’ensemble de la durée de cette commission d’enquête
– y compris durant l’interruption des travaux, d’autant plus que, étant opposé au cumul des mandats, je ne suis pas candidat aux élections municipales. Je ferai en sorte que tous les membres de la commission soient informés des entretiens que j’organiserai. Par ailleurs, je serai le premier à être heureux d’obtenir un allongement de la durée de la commission d’enquête.

Monsieur Accoyer, une audition spécialement consacrée à l’accident est prévue ; cela nous permettra de bénéficier de plusieurs éclairages sur les risques et les conséquences d’un accident – l’IRSN a d’ailleurs effectué un travail remarquable sur ce sujet.

M. Chevet et M. Repussard ont insisté sur l’adéquation entre les préconisations émises en matière de sûreté et les moyens de les mettre en œuvre : quelles sont, par rapport au référentiel existant, les marges envisageables de diminution de la sûreté pour répondre aux souhaits de l’exploitant ?

Monsieur Chevet, existe-t-il une alternative à l’installation d’un récupérateur de corium qui apporterait le même niveau de sûreté que ce qu’il apporte à l’EPR ? En effet, ce récupérateur peut avoir des conséquences importantes pour le réacteur.

S’agissant du calendrier que vous avez évoqué et qui s’étale de 2015 à 2019, le Gouvernement et le Parlement prendront des décisions sur la stratégie énergétique du pays dans les mois qui viennent. Si des responsables politiques vous demandaient, demain, s’il est envisageable de prolonger l’activité des réacteurs au-delà de quarante ans, quelle serait votre évaluation ? Quelle est la proportion des réacteurs qui pourraient continuer de fonctionner : 10 %, 25 %, 50 % ou plus ? J’ai bien conscience que la question est complexe, mais nous avons besoin d’être éclairés.

M. le président François Brottes.  Monsieur le président de l’ASN, en répondant à ces questions, pourriez-vous mobiliser l’exemple de la Suisse, qui a autorisé l’une de ses centrales à fonctionner plus de quarante ans ?

M. Pierre-Franck Chevet. L’expression « quatrième génération » est source de confusion. Elle représente en réalité une avancée en termes de gestion et de recyclage des déchets, et non en matière de sûreté. C’est la troisième génération qui avait marqué un progrès dans ce domaine. Cependant, pour l’ASN, il faut faire en sorte que la quatrième génération – notamment le prototype ASTRID – permette également une amélioration de la sûreté par rapport aux générations précédentes. Son déploiement industriel pourrait se faire dans plus de vingt ans, en 2040 ou 2050, et il est difficile d’imaginer que, d’ici là, les référentiels de sûreté n’auront pas évolué. Comme le disait Jacques Repussard, il faut résoudre des problèmes techniques majeurs – notamment si l’on retient une option comprenant du sodium – en matière de contrôle et de réparation en service, et de passage du sodium à l’eau. La loi envisage la construction d’un prototype à l’horizon de 2020, qui permettrait de tester les améliorations de sûreté.

Le CEA préfère que les réacteurs de la quatrième génération soient au sodium. Mais d’autres types de réacteurs de quatrième génération sont conçus dans le monde et certains d’entre eux disposent de caractéristiques de sûreté plus prometteuses. Nous souhaitons donc que des études reposant sur ces comparaisons soient effectuées et nous avons mis en place un groupe permanent sur ce sujet, qui rendra ses conclusions à la fin du premier semestre de 2014. Il est logique que nous pensions à continuer de fabriquer des réacteurs à neutrons rapides, mais il ne faut pas refuser d’examiner d’autres types de réacteurs.

S’agissant de la pondération entre les bénéfices et les risques, la France a toujours été prudente vis-à-vis de l’approche probabiliste – même si elle l’utilise et la perfectionne –, au contraire des États-Unis qui l’utilisent beaucoup. Cette méthode s’avère précieuse pour les événements de faible portée mais à probabilité élevée – comme le dysfonctionnement d’une vanne –, et qui peuvent entraîner une succession de petits incidents pouvant provoquer un accident majeur. Elle se révèle beaucoup moins efficace lorsque l’accident résulte, comme à Fukushima, d’une agression puissante, mais à très faible probabilité, qui débouche sur un accident grave. Après la catastrophe japonaise, nous n’avons donc pas mené d’analyse probabiliste, mais nous avons étudié les fondamentaux permettant de protéger un réacteur, notamment la capacité de disposer d’électricité alimentant des pompes à eau.

M. le président François Brottes. Les probabilités sont importantes pour les assurances.

M. Pierre-Franck Chevet. Absolument, mais les assurances travaillent sur des risques récurrents que l’on peut estimer avec précision.

Monsieur le rapporteur, le récupérateur de corium a été mis en place pour les réacteurs de troisième génération, et cette question s’inscrit dans celle de la prolongation de la durée de vie. EDF peut proposer de maintenir un récupérateur de corium – qui vise à arrêter la traversée du plancher du bâtiment à réacteur et à refroidir le cœur –, mais peut également élaborer des solutions alternatives. Nous avons enjoint à EDF d’étudier la possibilité de créer une enceinte géotechnique autour du réacteur afin que, dans le cas d’une traversée du réacteur, la pollution des nappes souterraines soit contenue ; une telle protection pourrait être un complément du récupérateur de corium et pas forcément une alternative à celui-ci.

Dans le processus français de prolongation de la durée de vie des centrales, des experts étrangers viendront nous assister dans les groupes permanents : nous pourrons ainsi bénéficier de leur expérience.

M. le rapporteur. Monsieur Chevet, pourriez-vous répondre plus précisément à ma dernière question ?

M. Pierre-Franck Chevet. Les études n’ont pas encore été réalisées et, en tant que responsable d’une autorité de sûreté, je ne me lance pas dans les paris. Une première série de discussions avec EDF aura lieu dans quelques mois ; elles ne déboucheront pas sur une solution définitive, mais je pense que les jugements sur la prolongation seront différents selon les réacteurs.

M. Jacques Repussard. Monsieur Sordi, l’IRSN a une mission d’appui technique à la prise de décision, et, dans le cadre de cette fonction, nos interlocuteurs principaux sont l’ASN et le ministère de la défense – notamment le Secrétariat général de la défense et de la sécurité nationale (SGDSN) – pour le nucléaire militaire, mais nous avons également des relations avec le ministère du travail qui a des responsabilités en matière de radioprotection. Après saisine, nous remettons des expertises à ces demandeurs.

Nous consacrons 40 % des ressources de l’Institut à la réalisation de travaux de recherche destinés à faire progresser la sûreté nucléaire grâce à une expertise indépendante et performante. Seul l’IRSN doit décider de la nature de ces études, les industriels et l’administration ne devant pas nous passer de commandes dans ce champ de notre activité.

Nous assurons également la surveillance radiologique du territoire et l’exposition des Français au rayonnement ionisant, dont l’origine est naturelle et médicale, la population ne pouvant subir une irradiation provenant de l’industrie nucléaire qu’en cas d’accident.

Maintenant que les travaux d’épaississement du plancher du réacteur sont achevés, l’IRSN considère que l’état de sûreté des deux réacteurs de Fessenheim ne diverge pas de celui des autres réacteurs du parc. L’IRSN publie chaque année un rapport qui montre que la sûreté d’exploitation des réacteurs français est bonne – et au moins aussi performante que dans les autres pays –, même si nous devons toujours chercher à nous améliorer, le risque d’un accident grave étant très faible, mais non nul. En revanche, il existe des tensions dans certains sites, et la surcharge de travail pour l’exploitant, les équipes d’ingénierie, les commanditaires, les sous-traitants et les fournisseurs entraîne un allongement des délais de maintenance. Or les décisions de renouvellement des autorisations vont nécessiter beaucoup de travail supplémentaire dans les prochaines années. Il faut donc parvenir à un compromis qui permette de faire davantage en termes de sûreté, sans imposer à ceux qui font fonctionner le système nucléaire des demandes exorbitantes qui constitueraient un stress supplémentaire et pourraient, in fine, déboucher sur une diminution de la sûreté.

M. le président François Brottes. Monsieur le président de l’ASN, confirmez-vous ou infirmez-vous les propos de M. le directeur général de l’IRSN ?

M. Pierre-Franck Chevet. Nous devons porter une attention particulière à notre capacité industrielle à accroître la sûreté, car il faut absolument que les améliorations puissent être effectuées correctement. Rien ne serait plus dangereux que de penser pouvoir se reposer sur un système de sûreté qui s’avérerait défaillant. Si la mise en œuvre de changements de qualité se révélait trop longue, il faudra s’interroger sur l’opportunité de cette option. Comme l’affirme M. Repussard, il convient d’être attentif à la fois à la prescription théorique et à la possibilité de la déployer efficacement et dans des délais satisfaisants.

M. Bernard Accoyer. Monsieur Repussard, je vous remercie d’avoir rappelé que le risque zéro n’existait pas.

Monsieur Chevet, vous avez affirmé que, à ce stade, la quatrième génération de réacteurs n’apportait pas d’amélioration dans le domaine de la sûreté, mais la résolution – même partielle – du problème des déchets n’y participe-t-elle pas ?

Le réacteur de quatrième génération sera-t-il un prototype ? Superphénix a été un réacteur expérimental, mais il a été fermé par le Gouvernement de Lionel Jospin, sous pression des Verts suisses ; on a ainsi refusé d’aller plus loin dans le domaine de la recherche. Or innover exige d’imaginer, de concevoir et de construire un prototype, et l’on assiste actuellement à un mouvement d’opposition à la recherche, incarné par le refus de la mise en œuvre de l’article 2 de la loi du 13 juillet 2011, qui prévoit l’installation d’une commission indépendante chargée de découvrir de nouvelles techniques de prospection de gaz de schiste.

Monsieur Repussard, quelles sont les victimes actuelles – médicalement diagnostiquées – de Fukushima ? Ce réacteur, construit dans l’une des zones du monde les plus sismiques, possède-t-il un équivalent sur le territoire français ?

Quel travail les différentes autorités de sûreté nucléaire conduisent-elles au plan international ?

M. le président François Brottes. Monsieur le président Accoyer, je vous remercie pour vos questions, mais leur champ est trop large pour qu’elles soient traitées rapidement. Vous pourrez les réitérer lors des prochaines auditions consacrées au risque et à la quatrième génération. Si vous deviez être absent, je m’engage à les relayer.

M. Bernard Accoyer. Très bien, monsieur le président.

M. le président François Brottes. Nous vous remercions, messieurs, d’être venus répondre à nos questions. Nous nous reverrons à l’occasion des séances consacrées au risque et aux troisième et quatrième générations de réacteurs.

Audition de M. Dominique Minière, directeur délégué à la direction Production-Ingénierie (EDF)

(Séance du jeudi 20 février 2014)

M. le président François Brottes. À l’issue de la précédente audition du président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) et du directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), personne ne semble savoir ce que signifie le « grand carénage » ni combien il coûtera. On ignore donc qui peut établir des devis, hormis le maître d’ouvrage. Nous souhaitons donc vous interroger sur le sujet, Monsieur Minière. On nous dit que vous êtes sous tension, en tant qu’opérateur, à cause d’une accumulation d’exigences et d’une difficulté à faire face en termes de ressources humaines et en termes d’investissements. Nous attendons donc de votre part des réponses franches.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(M. Dominique Minière prête serment)

M. Dominique Minière, directeur délégué à la direction Production-Ingénierie (EDF). Merci de nous donner la possibilité d’affirmer notre conviction quant à la sûreté et à la fiabilité de notre parc en exploitation et à notre capacité de continuer de l’améliorer – élément-clef de notre projet industriel.

Nous avons la responsabilité de l’exploitation du premier parc nucléaire mondial et, comme le prescrit l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), le premier responsable de la sûreté, c’est l’exploitant. La sûreté, qui est notre premier souci, s’est constamment améliorée au cours du temps, grâce, en particulier, au retour d’expérience. Tous les dix ans, sous le contrôle de l’ASN, nous procédons à une réévaluation complète du référentiel de sûreté. La conception est revue en profondeur en intégrant le retour d’expérience et les évolutions techniques et scientifiques. Notre parc a déjà tenu beaucoup plus que sa promesse d’origine en donnant à la France une électricité sûre, compétitive, décarbonée, contribuant à l’indépendance énergétique du pays et autour de laquelle s’est constituée une filière industrielle elle-même exceptionnelle, riche en emplois, troisième secteur après l’automobile et l’aéronautique.

Aussi notre projet est relativement simple : il consiste à maintenir et à exploiter ce parc aussi longtemps que ce sera possible et utile pour la collectivité. Il nécessite bien entendu des travaux de maintenance et d’amélioration de la sûreté que nous sommes prêts à engager comme nous l’avons toujours fait jusqu’à présent.

Le cap des quarante années est important et la question se pose de la possibilité d’une prolongation au-delà. Nous sommes les premiers conscients qu’il s’agit d’une étape majeure sur les plans politique, technique, réglementaire et sous l’angle financier. Nos centrales ont été conçues et construites pour une durée de vie technique de quarante ans. Les études de dimensionnement et la qualification des matériels ont bien été réalisées pour quarante ans. En même temps, elles ont été construites sur le modèle américain, celui de Westinghouse, avec des centrales de référence qui sont en voie d’obtenir une licence de soixante ans.

M. le président François Brottes. C’est l’équivalent de cinquante ans chez nous, puisque, apparemment, les Américains prennent pour point de départ le premier béton.

M. Dominique Minière. Non, le point de départ, chez eux, comme chez nous, c’est la connexion au réseau. Il y a bien quarante ans entre la date de connexion au réseau et la date de fin de licence – pour les États-Unis, car, en France, il n’y a pas de licence de quarante ans puisque le principe est d’améliorer le niveau de sûreté tous les dix ans. Nous disposons de toutes les données sur la situation américaine et nous pouvons, si vous le souhaitez, vous les faire parvenir.

La centrale de Beaver Valley, par exemple, qui a servi de référence pour notre palier de 900 mégawatts (MW), a obtenu l’équivalent d’une prolongation jusqu’à soixante ans. La centrale de South Texas, plus récente, qui nous a servi de référence pour le palier de 1 300 MW, est en passe d’obtenir une même prolongation. Plus généralement, la Nuclear Regulatory Commission (NRC) a déjà accordé une prolongation d’activité au-delà de quarante ans et jusqu’à soixante ans pour 74 des 100 réacteurs américains, et, à la fin de 2012, toujours aux États-Unis, 21 réacteurs ont déjà dépassé une durée de fonctionnement de quarante ans.

Outre la question de la sûreté, la possibilité d’aller au-delà de quarante ans d’exploitation repose sur deux éléments essentiels. Il faut, tout d’abord, que tous les composants de nos centrales puissent fonctionner en toute sûreté au-delà de cette durée. Dans une centrale nucléaire, tous les composants sont remplaçables, à l’exception de la cuve et de l’enceinte de confinement. Les composants remplaçables font l’objet soit de rénovation soit de remplacement. Cela correspond au cycle normal de vie des matériels concernés. Ainsi, les générateurs de vapeur, les alternateurs, les transformateurs ont souvent des durées de vie technique comprises entre vingt-cinq et trente-cinq ans, en France comme ailleurs. Ces composants nécessitent soit de grosses opérations de rénovation – comme les rebobinages d’alternateurs –, soit des opérations de remplacement – pour une large partie, par exemple, des générateurs de vapeur. Ces investissements sont donc souvent nécessaires au bout d’environ trente ans et, une fois réalisés, ils permettent aux composants de fonctionner techniquement pendant trente nouvelles années. La cuve et l’enceinte de confinement font pour leur part l’objet de programmes de surveillance, de recherche, de maintenance particulièrement élaborés. Ces programmes nous conduisent à estimer que la plupart de nos réacteurs peuvent fonctionner jusqu’à soixante ans au moins.

Sur le plan purement technique, la capacité de nos cuves à résister aux accidents graves est nettement meilleure que celle des cuves américaines, tout simplement parce que les nôtres ont été fabriquées grâce au tissu industriel français très développé des années 1980, créé grâce à l’effet palier que nous avons collectivement constitué. On constate bien le paradoxe technique, injuste pour la réputation de notre industrie, selon lequel l’exploitation des cuves américaines est prolongée alors qu’elle ne pourrait excéder quarante ans chez nous. Ce paradoxe ne manquera pas d’être exploité demain par les concurrents d’AREVA pour le nucléaire neuf.

M. le président François Brottes. Nous avons évoqué ce matin la cuve de la centrale de Tricastin.

M. Dominique Minière. Elle recèle quelques défauts, en effet, sur lesquels je pourrai revenir si vous le souhaitez, défauts qui restent sous surveillance et qui n’ont pas évolué depuis trente ans.

Ensuite, nous devons améliorer le niveau de sûreté de nos réacteurs à un niveau fixé par l’ASN, sous le contrôle du Parlement, notamment de l’office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques. En effet, vous le savez, la réglementation française, formalisée par la loi de 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire, ne prévoit pas, contrairement à la réglementation américaine, de limitation dans le temps à l’autorisation d’exploiter, mais elle repose sur des examens de sûreté périodiques, à un intervalle maximal de dix ans, qui conditionnent la poursuite de l’exploitation.

À chacun de ces examens, la loi exige qu’une réévaluation à la hausse du niveau de sûreté soit opérée, qui doit prendre en compte le retour d’expérience et l’amélioration des connaissances. En tant qu’exploitant, et donc premier responsable de la sûreté, nous partageons largement l’approche d’amélioration permanente. Nous la menons depuis le début des années 1990, avant même qu’elle n’ait été codifiée par la loi. Pour des réacteurs construits pour des décennies, il est en effet fondamental d’améliorer le niveau de sûreté en prenant en compte, d’abord, l’amélioration de la connaissance – nous disposons de moyens de calcul grâce auxquels nous pouvons modéliser des phénomènes impossibles à modéliser dans les années 1970 –, ensuite, le retour d’expérience des incidents et des accidents dans le monde.

Ainsi, à la suite de ceux de Three Mile Island en 1979 et de Tchernobyl en 1986, nous avons installé dans nos centrales des équipements – les recombineurs ou les filtres à sable – qui, s’ils avaient été mis en place à Fukushima, auraient évité les explosions d’hydrogène et la contamination des territoires pour plusieurs dizaines d’années. Il n’empêche que, après Fukushima, nous voulons aller encore plus loin avec un objectif simple : ne pas avoir, quel que soit l’accident, de contamination du territoire à long terme. C’est le sens des travaux de renforcement de la conception que nous menons sur nos réacteurs.

On nous a également invités à faire face à l’inconcevable. Or l’inconcevable ne pouvant par définition être pris en compte au moment de la conception, nous avons mis en place, pour compléter celle-ci, la force d’action rapide nucléaire.

C’est aussi le sens des actions que nous menons au sein de l’Association mondiale des exploitants nucléaires, présidée par un représentant d’EDF, mais aussi le sens du soutien que nous apportons à l’ASN ainsi qu’aux travaux de l’AIEA, tant à l’occasion de la précédente convention sur la sûreté nucléaire, il y a deux ans, qu’à l’occasion de la prochaine qui sera présidée par André-Claude Lacoste.

Enfin, il faut prendre en compte l’évolution de l’environnement. Nous avons ainsi revu en profondeur et augmenté la robustesse de nos installations aux inondations, tenant compte du retour d’expérience et de la multiplication d’événements climatiques, comme la tempête de 1999.

Nos centrales passent progressivement l’étape des trente ans. Une troisième visite décennale vient de se terminer pour dix-neuf réacteurs, dont cinq ont reçu un avis positif pour la poursuite de leur exploitation.

M. le président François Brottes. Dont la centrale de Fessenheim.

M. Dominique Minière. En effet.

L’ASN n’a pas identifié d’éléments mettant en cause la capacité d’EDF à maîtriser la sûreté des réacteurs de 900 MW jusqu’à quarante ans. Cet avis générique est important, même si les autorisations doivent être obtenues réacteur par réacteur.

L’extension de la durée de fonctionnement au-delà de quarante ans a déjà fait l’objet d’échanges nourris avec l’ASN. Pour franchir ce seuil, l’ASN a demandé à EDF que la réévaluation de sûreté à l’étape de quarante ans soit faite au regard des objectifs de sûreté définis pour les nouveaux réacteurs. Cet objectif ambitieux n’a pas d’équivalent dans le monde et nous le comprenons dans la mesure où le franchissement du seuil technique des quarante ans sera concomitant avec la présence de réacteurs de troisième génération dont la conception répond à des exigences de sûreté renforcées en France et dans le monde. Ces exigences visent à limiter pour les populations, dans l’espace et dans le temps, les conséquences d’un accident grave, avec fusion du cœur.

Nous y avons travaillé dès les années 2010 et, à la suite des travaux du groupe permanent d’experts réuni en janvier 2012, l’ASN a confirmé, dans sa lettre du 28 juin 2013, que la méthodologie que nous proposions était globalement satisfaisante. Ce courrier définit les attentes de l’ASN quant au référentiel de sûreté pour préparer les quatrièmes visites décennales des centrales de 900 MW, attentes qui correspondent au programme de travail sur la durée de fonctionnement réalisé par EDF. Dans un courrier que j’ai signé la semaine dernière, pour répondre aux demandes de compléments de l’ASN, nous formulons des propositions concrètes pour l’amélioration de la sûreté de l’entreposage des combustibles usés.

Ces discussions avec l’ASN vont se poursuivre en 2014. Elles sont habituelles pour chaque examen de sûreté et portent sur l’ensemble du palier de 900 MW. Elles n’enlèvent rien au fait que, in fine, l’ASN se prononcera réacteur par réacteur pour une période de dix ans après chaque visite décennale. Il faut prendre garde, dans une telle discussion, de mélanger les objectifs de sûreté – dont la définition incombe à l’ASN, sous votre contrôle – et les moyens de les atteindre, dont la responsabilité incombe à l’exploitant, avec l’aide du tissu industriel. EDF a ainsi engagé un programme de travaux à la fois pour maintenir son parc en bon état de fonctionnement et améliorer la sûreté, et dans la perspective de rendre possible une prolongation de l’exploitation au-delà de quarante ans.

Ces investissements destinés à conserver la compétitivité du parc nucléaire existant pour la durée de la prolongation représentent un coût significatif pour EDF : de l’ordre de 55 milliards d’euros d’ici à 2025. Les travaux menés par la Cour des comptes en la matière en 2012 ont évalué à 54 euros 2010 par MWh le coût complet économique de production du parc nucléaire existant pour la période 2011-2025 – investissement initial, combustible, exploitation, déconstruction, mais en intégrant déjà cette charge de rénovation et d’amélioration continue de la sûreté. Nous travaillons avec la Cour pour lui permettre d’actualiser ses chiffres dans le cadre de l’enquête que votre commission lui a confiée. Je puis d’ores et déjà vous indiquer que nos estimations sur les coûts d’investissements ont peu changé depuis le rapport de janvier 2012, car nous avons mis en place un dispositif de maîtrise de ces projets permettant d’en sécuriser la réalisation et d’en limiter la charge industrielle et financière.

Nous parvenons ainsi à un chiffre d’environ 55 euros par MWh, à comparer au coût des solutions alternatives : le coût de développement des moyens thermiques classiques est de l’ordre de 70 à 100 euros par MWh ; le tarif actuel de rachat des moyens ENR (énergies renouvelables) est de 85 à 300 euros par MWh, sans intégrer les surcoûts de renforcement du réseau, en particulier de distribution et de back up que ces énergies nécessitent du fait de la variabilité de leur production.

Du point de vue économique, le parc nucléaire existant constitue donc la source de production d’électricité la plus compétitive et la plus décarbonée, au moins pour la décennie à venir. Bien entendu, cela ne préempte en rien les choix de politique énergétique qui pourront être faits. Le parc existant nous donne en effet du temps pour préparer le mix électrique de demain avec des filières éprouvées sur le plan économique et industriel.

Enfin, ces investissements constituent également, surtout en cette période de crise économique, une véritable opportunité pour notre industrie, en particulier pour la filière nucléaire française. Le comité stratégique de la filière nucléaire française, présidé par M. Montebourg, a évalué à 110 000 le nombre d’embauches à réaliser d’ici à 2020 dans la filière du nucléaire, pour le parc existant et le nouveau nucléaire. Il s’agit d’emplois hautement qualifiés dans la métallurgie, la mécanique, l’électronique. Ces embauches sont pour partie le renouvellement d’emplois existants et pour partie des créations nettes d’emplois. Ils sont largement répartis sur le territoire. Une partie d’entre eux sont locaux, au plus près des centrales, donc dans des territoires souvent déshérités sur le plan économique et industriel.

Notre projet industriel est de maintenir et d’exploiter le parc nucléaire existant qui procure une électricité sûre, compétitive et décarbonée. Il suppose la réalisation d’investissements à la fois de maintenance lourde et d’amélioration de la sûreté qui n’ont de sens que dans une perspective de prolongation du parc, compte tenu de l’ampleur et du calendrier de ces investissements. Une certaine visibilité est donc nécessaire dans la perspective de prolonger l’exploitation des réacteurs, même si les autorisations ne sont octroyées in fine que tranche par tranche tous les dix ans. Ce projet ne préempte aucun choix politique de long terme, notamment en matière d’énergies renouvelables et de maîtrise de la demande d’électricité, qui sont désormais une priorité stratégique du groupe EDF : le résultat pour 2013 montre une croissance de 23 % de la production d’ENR et, pour la quatrième année consécutive, un volume d’investissements de développement plus élevé pour les ENR que pour l’énergie nucléaire.

Aussi, pour nous, la prolongation du parc nucléaire existant n’est-elle pas contradictoire mais complémentaire avec la diversification des moyens de production d’énergie. Je vous rappelle que, en matière de puissance électrique installée en France, le parc nucléaire représente 63 % de la puissance EDF et 49 % de l’ensemble des moyens électriques installés.

M. Denis Baupin, rapporteur. Votre propos liminaire m’a quelque peu laissé sur ma faim. Les représentants de l’ASN nous ont d’emblée signifié qu’il n’y avait absolument aucune garantie de possibilité de prolongation de l’exploitation de nos centrales au-delà de quarante ans. Il est, selon eux, trop tôt pour se prononcer ; il faut attendre l’horizon 2018-2019.

M. Bernard Accoyer. Ce n’est pas ce que nous avons compris !

M. le rapporteur. Vous n’étiez pas présent, monsieur Accoyer, mais nous pourrons réinviter M. Chevet pour le confirmer.

Il n’y a pas aujourd’hui de référentiel de sûreté connu pour la prolongation. Vous avez néanmoins l’air très confiant, monsieur Minière, sur la possibilité de la mener à bien. Comment amener les réacteurs existants au niveau de l’EPR, notamment en ce qui concerne le récupérateur de corium, la bunkerisation des piscines ? Disposez-vous en la matière d’évaluations de coûts, puisque l’ASN indique qu’il ne lui revient pas de les chiffrer ?

Quant au grand carénage, selon les documents de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), ceux de l’ASN mais aussi d’EDF, il aurait pour principal objectif de supprimer les avaries génériques qui ont conduit à la diminution de la disponibilité du parc nucléaire, et donc au remplacement, notamment, de générateurs de vapeur, mesures qui n’ont rien à voir avec la prolongation de l’exploitation au-delà de quarante ans, mais qui sont nécessaires pour éviter que la disponibilité du parc ne continue de chuter. Qu’y a-t-il donc derrière ce grand carénage ? À ma stupéfaction, l’ASN n’en sait rien ! Quels investissements concernent la remise à niveau du parc existant pour qu’il continue de fonctionner jusqu’à l’étape des quarante ans ? Quels sont les investissements qui concernent la mise en œuvre des évaluations complémentaires de sûreté ? Vous dites les estimer à environ 10 milliards d’euros, pour préciser ensuite que la moitié serait en fait déjà mobilisée pour le grand carénage. Pouvez-vous nous donner plus de détails sur ces 10 milliards d’euros ? Cette somme est-elle revue à la hausse au regard des dernières préconisations de l’ASN ?

Vous évoquez la somme de 55 milliards d’euros à l’horizon 2025. Et au-delà ? Nous voyons circuler des chiffres : 70 milliards, 100 milliards… Si l’on prend l’horizon 2035, quel sera le niveau d’investissement : en restera-t-on à 3 ou 4 milliards d’euros par an ? Faudra-t-il donc ajouter 30 à 40 milliards d’euros pour atteindre l’année 2035 ? Quel est le niveau exact des investissements pour les cinquante-huit réacteurs français ?

Quelle est la rentabilité de ces investissements pour les générateurs de vapeur qui ont été remplacés dans vingt-deux réacteurs ? En tant qu’exploitant, certes, vous souhaitez la prolongation de l’activité des réacteurs et, du reste, vous réalisez déjà des investissements, notamment pour les générateurs de vapeur. Êtes-vous d’accord avec la CRE, qui estime qu’un tel générateur s’amortit en une dizaine d’années ? Globalement, quelle est la capacité financière d’EDF pour répondre à ces investissements, sachant que l’endettement du groupe est très important, et quelle est sa capacité industrielle alors qu’il existe une tension au sein d’EDF pour répondre aux besoins de maintenance des réacteurs, avant même que ces gros investissements n’aient été lancés ?

M. Jean-Pierre Gorges. Monsieur le rapporteur, M. Chevet n’a pas tenu les propos que vous lui avez prêtés : il n’a pas contredit M. Repussard, représentant l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), un scientifique, quand celui-ci a dit que la sûreté était satisfaisante. Je vous invite à relire le compte rendu.

Nos centrales ont été prévues pour durer quarante ans, mais l’on change des composants au bout de trente ans. Aussi, si l’on arrête la centrale au bout de quarante ans, on devra payer ces composants pendant dix ans seulement. L’amortissement financier ne correspondra pas à l’amortissement technique, puisque ces composants peuvent vivre trente ans. Cette donnée a-t-elle été modélisée ?

Vous soutenez, monsieur Minière, que la prolongation de l’exploitation à soixante ans ne poserait pas beaucoup de problèmes en termes de sûreté, et vous acceptez qu’on vous en demande plus tous les dix ans. Je suis convaincu, pour ma part, que la transition énergétique se fera vers le nucléaire, vers la quatrième génération, puisque l’on disposera alors d’un combustible dont les réserves seront quasi illimitées : on passera de 130 ans à plus de 5 000 ans. La transition énergétique doit-elle du reste se faire avec le nucléaire ou avec l’éolien, le photovoltaïque dont les coûts, aléatoires, nécessitent des subventions de l’État, et qui contribue donc au déficit des comptes publics ?

M. le rapporteur. C’est faux !

M. Jean-Pierre Gorges. Bien sûr que si, puisqu’on achète la production plus cher qu’on ne la revend ! La Cour de justice de l’Union européenne considère que c’est interdit, ce que confirmera, je pense, le Conseil d’État.

Je regrette de ne pas avoir entendu l’avis de M. Repussard sur la quatrième génération – rien ne doit pouvoir m’empêcher d’obtenir deux avis, faute de quoi, si vous ne laissez pas le peu de députés présents poser des questions, monsieur le président, le travail de la commission s’en trouvera tronqué.

M. le président François Brottes. Les personnes que vous mentionnez seront à nouveau entendues.

M. Jean-Pierre Gorges. Je suis certainement le plus grand cumulard de France et je participe pourtant aux travaux de la commission d’enquête.

On évoque l’horizon 2040-2050 pour l’avènement de la quatrième génération. Or, si l’on prolonge l’activité des centrales existantes jusqu’à soixante ans, parviendra-t-on à faire la jonction techniquement, financièrement et politiquement ? Et qu’en sera-t-il de la recherche qui risque d’être surtout consacrée à la sécurisation de la quatrième génération, au détriment des autres domaines ?

M. Michel Sordi. Quelles sont les différences techniques en matière de sûreté entre le parc français et la centrale de Fukushima ? Quels sont les atouts d’une prolongation de l’exploitation des centrales au-delà de quarante ans ? De quel mix énergétique avons-nous besoin pour assurer notre indépendance énergétique, garantir un approvisionnement stable en électricité et limiter la production de dioxyde de carbone ?

Mme Frédérique Massat. J’ai lu récemment qu’EDF avait révisé le calendrier du grand carénage, prévoyant une montée en charge plus progressive des investissements avec, désormais, une estimation portée de 4 à 5 milliards d’euros. Qu’en est-il ?

Je lis, en outre, que ce lissage vise à faciliter la planification des chantiers, mais aussi à aider les fournisseurs à monter en gamme. Quand le nouveau programme des investissements sera-t-il présenté à la CRE ? Je lis encore qu’il devrait être également présenté à la présente commission d’enquête. Quand disposerons-nous de cette présentation ?

En outre, vous prévoyez que le coût du mégawattheure sera de 55 euros pour le grand carénage. Quel serait-il pour des réacteurs neufs ?

M. Dominique Minière. L’ASN ne nous a pas demandé de mettre le parc au niveau des réacteurs de la troisième génération, mais d’avoir des objectifs de sûreté identiques à ceux concernant les réacteurs de troisième génération. Nous n’avons pas laissé vieillir les réacteurs de deuxième génération sans leur apporter d’améliorations. Les objectifs de sûreté se sont ainsi rapprochés. Grâce aux visites décennales, la probabilité de fusion du cœur en cas d’événement interne sera quasi égale à celle de l’EPR. Il s’agit donc d’une transition douce.

Les 55 milliards d’euros prévus pour le grand carénage se répartissent comme suit : 10 milliards d’euros pour le déploiement des modifications post-Fukushima ; 20 milliards d’euros pour les investissements réalisés lors des arrêts de tranche, notamment des visites décennales ; 15 milliards d’euros pour la maintenance lourde des gros composants ; 10 milliards d’euros au titre d’autres projets patrimoniaux, concernant l’environnement, le risque incendie ou le risque « grand chaud, grand froid ».

Nous avions commencé à travailler sur le programme de la durée de fonctionnement en 2010, c’est-à-dire bien avant l’accident de Fukushima survenu en mars 2011, et nous considérions déjà que, pour mener à bien la prolongation de fonctionnement, nous devrions ajouter des moyens d’électricité et des moyens d’alimentation en eau – un accident nucléaire se produit quand un réacteur n’est plus alimenté en eau et en électricité. L’accident de Fukushima et les conclusions des évaluations complémentaires de sûreté ont confirmé la validité des dispositions que nous envisagions. Il faudrait en ajouter d’autres, et c’est pourquoi nous parlons souvent de 10 milliards d’euros dont 5 déjà engagés.

Que se passera-t-il après 2025 ? La Cour des comptes enquête, et nous lui fournissons l’ensemble des éléments de la trajectoire. Puisque la Cour travaille, si j’ai bien compris, pour votre commission, vous aurez accès à toutes les données. La plupart des remplacements auxquels nous devons procéder doivent intervenir au bout de vingt-cinq à trente ans. Notre parc a démarré, pour l’essentiel, entre 1980 et 1990, les dernières tranches en 1992. La plupart des grosses opérations auront été menées d’ici à 2025, et c’est pourquoi nous mettons l’accent sur cette année-là ; ce qui ne signifie pas pour autant que d’autres opérations ne seront pas à prévoir ensuite, notamment sur des réacteurs de 1 300 MW qui sont un peu plus jeunes.

Pour ce qui est de la capacité financière d’EDF, notre projet industriel depuis 2008-2009 est d’étendre la durée de fonctionnement de notre parc. Nous devons donc prévoir les ressources financières pour y répondre, ressources conditionnées par la vente d’électricité sur les marchés. Je vous rappelle, en outre, que l’endettement du groupe a baissé en 2013. Nous progressons et nous finançons le début du programme, car, j’y insiste, le grand carénage n’a pas vocation à naître d’un coup, mais c’est progressivement que nous rénovons notre parc et améliorons sa sûreté.

M. le rapporteur se demande par ailleurs si nous ne sommes pas déjà dans une situation difficile concernant les arrêts de tranche. L’augmentation de la durée des arrêts en 2013 est imputable à la progression du volume des activités à mener. Celles-ci sont de plusieurs types. Certaines consistent à remplacer les gros composants, et ce ne sont pas celles qui entraînent les retards. Grâce à ces activités, jamais notre parc n’a été aussi fiable : pendant les six premiers mois de l’année 2013, nous avons eu la plus basse indisponibilité fortuite jamais rencontrée. On note également une hausse des activités de modifications qui, elles non plus, n’ont pas d’impact sur la durée des arrêts de tranche puisqu’elles sont instruites suffisamment à l’avance. Enfin, la hausse des activités liées à la maintenance courante est due pour partie à une exigence de fiabilité de nos équipements, mais aussi, au moins à hauteur de 25 %, à des exigences supplémentaires de l’ASN depuis six ans. C’est ce dernier type d’activités qui a le plus fort impact sur la durée des arrêts. Nous travaillons à la diminution de ces activités.

M. le président François Brottes. Les arrêts sont-ils toujours programmés ? Le rapporteur parlait d’intermittence, et donc d’arrêts intempestifs.

M. Dominique Minière. Les arrêts pour renouvellement du combustible sont programmés et prévus pour une certaine durée, qui a augmenté. Et nous avons de temps à autre des arrêts fortuits, non prévus. Grâce aux investissements que nous sommes en train de réaliser pour fiabiliser notre parc, leur part se réduit progressivement pour ne plus atteindre que 2,5 % du temps.

M. le rapporteur. Certes, mais quand, par exemple, comme la semaine dernière, les deux réacteurs de Flamanville s’arrêtent en même temps, on ne peut nier que l’impact d’un arrêt fortuit sur le réseau est totalement différent de l’impact produit par un arrêt programmé.

M. Dominique Minière. C’est aussi pourquoi notre objectif est de réduire au maximum les arrêts fortuits. C’est le sens de nos investissements dans les gros composants, en vue de fiabiliser notre parc. Nous étions bien contents, il y a trois ans, de disposer de nos tranches nucléaires pour faire face à un hiver très dur, les autres moyens de produire de l’électricité ne brillant pas par leur présence lors des heures de pointe de consommation. Un parc nucléaire fiabilisé est un atout dans le mix énergétique.

Je reviens sur le renouvellement des compétences. Il est massif au sein de notre groupe : nous aurons renouvelé, entre 2007 et 2015, quelque 50 % de nos effectifs. Nous avons mis en place une gestion prévisionnelle des emplois et compétences. Nous avons embauché près de 10 000 personnes sur un socle de 28 000 personnes, en augmentant les effectifs, au total, de 5 300 personnes. Nous avons, par ailleurs, multiplié par 2,5 le volume d’heures de formation. Nous cherchons à augmenter la vitesse d’acquisition de l’expérience de nos salariés.

Enfin, nous avons renforcé nos méthodes de préparation des arrêts de tranche par davantage d’anticipation, en figeant notamment les programmes des arrêts très en amont, et nous cherchons à faire évoluer nos organisations durant les arrêts pour permettre plus d’activités, en appliquant le principe du 2×8 ou une plage élargie, comme le font de nombreux industriels.

Une de nos grandes préoccupations, et qui concerne l’avenir, est la capacité de l’ASN et de l’IRSN à conduire leurs instructions en temps et en heure alors que leurs moyens, notamment en effectifs, n’ont pas augmenté. Nous avons, pour notre part, anticipé en embauchant, en formant…

M. le président François Brottes. Ce n’est donc pas vous qui êtes en tension, mais eux…

M. Dominique Minière. L’instruction de la troisième visite décennale des réacteurs de 1 300 MW devrait être close en octobre 2014, soit six mois seulement avant le début du premier arrêt sur le site de Paluel. Il nous semblerait anormal de devoir choisir – pour ce qui est des équipes de travail – entre la fin de l’instruction des dossiers de Flamanville 3I et l’instruction des dossiers du parc en exploitation uniquement à cause des moyens réduits de l’ASN et de l’IRSN, alors qu’il s’agit de deux dossiers fondamentaux pour l’économie française. Je rappelle que la moitié des taxes sur les installations nucléaires de base payées par EDF constituent le budget de ces deux organismes, et qu’EDF acquitte 90 % de cette taxe.

J’en viens aux atouts de la prolongation. Il s’agit de bénéficier, sur le plan économique, d’un coût complet du mégawattheure de 55 euros, pour une énergie nucléaire décarbonée, qui contribue à l’indépendance énergétique du pays. Nous avons bien conscience que nous n’obtiendrons pas d’autorisation de prolongation de l’activité jusqu’à soixante ans dans l’immédiat – la loi relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire donne une visibilité de dix ans, non de vingt. Nous discutons donc avec l’ASN d’une prolongation de dix années, soit un total de cinquante ans. En même temps, nous nous préparons à la situation qui prévaudra au terme de ces cinquante ans. Cela justifie, par exemple, l’installation d’un réacteur de type EPR à Flamanville 3. Il sera intéressant, par ailleurs, de prendre en compte le retour d’expérience dans la conception des futurs réacteurs.

J’ai lu dans la presse que le calendrier du grand carénage aurait fait l’objet de révisions. Nous avons travaillé sur un programme de montée en charge plus progressive que celui initialement envisagé. Nous avons donc lissé le programme pour en renforcer la maîtrise et la faisabilité industrielle, mais aussi la faisabilité financière. Cette courbe revue est actuellement présentée à la Cour des comptes qui vous y donnera accès.

Il existe, monsieur Sordi, d’importantes différences entre les réacteurs de Fukushima et les nôtres, notamment grâce à toutes les améliorations de conception que nous avons apportées depuis les accidents de Three Mile Island et de Tchernobyl. Nous avons mis en place des recombineurs à hydrogène, des filtres à sable, si bien que, en cas de fusion du cœur, notre objectif – et nous sommes en mesure de le tenir très largement – est d’éviter une contamination à long terme des territoires. Je rappelle que les filtres à sable retiennent le césium qui est responsable de la contamination à long terme des territoires autour de Fukushima. Une telle démarche suppose que les exploitants prennent vraiment leurs responsabilités, tant dans le design initial que dans ses évolutions.

À ce titre, je rappellerai un fait que vous ignorez peut-être. Fukushima se trouvait à 120 kilomètres de l’épicentre du séisme. On oublie que la centrale d’Onagawa, exploitée par le groupe japonais Tohoku Electric Power Company, se situait, elle, à 60 kilomètres de l’épicentre et a subi une vague beaucoup plus importante. Seulement, Tohoku est un exploitant responsable et avait étudié les précédents tsunamis, concluant qu’il fallait caler les plateformes des trois centrales à quinze mètres de hauteur, même si, d’un point de vue économique, il faudrait tenir compte du coût du pompage de l’eau pour l’apporter à bonne hauteur. La sûreté, à ses yeux, devait primer. Bilan : le site d’Onagawa a subi un tsunami de quatorze mètres et n’a donc pas été inondé. En revanche, les villages alentour l’ont été et la population s’est réfugiée… dans la centrale.

M. le rapporteur. Je tiens à rectifier ce qui a été dit : les énergies renouvelables, en France, ne sont pas subventionnées.

MM. Jean-Pierre Gorges et Michel Sordi. Si, par le biais du nucléaire…

M. le rapporteur. Elles font l’objet d’un tarif d’achat qui n’a aucun impact sur le déficit public. Le nucléaire, lui, est largement subventionné.

M. le président François Brottes. C’est la contribution au service public de l’électricité (CSPE) qui finance les énergies renouvelables, et non le budget de l’État, en effet. Ce sont les consommateurs qui les financent.

M. le rapporteur. Monsieur Minière, vous n’avez pas répondu à certaines de mes questions, que je vais donc reformuler. Le rôle d’une commission d’enquête parlementaire n’est pas d’attendre les réponses que vous donnerez à la Cour des comptes ; si nous vous invitons, c’est pour que vous nous donniez les éléments que nous sommes en droit d’attendre, notamment de la part de représentants d’une entreprise détenue à 85 % par l’État.

À combien évaluez-vous le coût du grand carénage non pas à l’horizon 2025 mais, par exemple, à l’horizon 2035 ? Il s’agit de savoir si les chiffres dont nous entendons parler sont réels.

Qu’en est-il de la rentabilité des générateurs de vapeur sur dix ans ? Est-il exact, comme l’estime la CRE, qu’ils sont rentabilisés au bout de dix ans sans qu’il soit nécessaire de prolonger ?

Quelle est votre évaluation du coût supplémentaire qu’engendreraient les préconisations de l’ASN en matière de référentiel de sûreté sur la prolongation ? Vous précisez qu’il ne s’agit pas d’amener les réacteurs actuels au niveau de l’EPR, mais au niveau de sûreté de l’EPR… On peut entendre la subtilité, mais malgré tout, M. Chevet nous a parlé de récupérateur de corium, de protection des piscines… Quel en est donc le coût, selon vous ?

Un audit interne a été réalisé au sein d’EDF sur le grand carénage. Qu’en est-il résulté et peut-il nous être transmis ?

Enfin, le Gouvernement et le Parlement auront à se prononcer, dans les mois qui viennent, sur la politique énergétique du pays. Quel est, à vos yeux, le taux de probabilité de prolongation jusqu’à soixante ans des réacteurs nucléaires existants ?

M. Dominique Minière. Je n’ai pas voulu dire que les informations que nous transmettions ne devaient passer que par la Cour des comptes ; si c’est l’impression qu’ont donnée mes propos, je vous présente mes excuses.

Je n’ai pas sous la main les chiffres concernant le grand carénage après 2025, mais je vous les transmettrai au plus tôt.

En ce qui concerne la rentabilité des générateurs de vapeur, une partie de ces derniers, notamment dans les centrales les plus anciennes, étaient remplacés plutôt avant le seuil de trente ans, mais pas au-delà. Nous ne nous sommes donc jamais posé la question, en termes de sûreté, quand nous remplacions un générateur de vapeur après vingt-cinq ou trente ans, de savoir s’il fallait vraiment le faire, puisque nous l’avons toujours fait. Pour les réacteurs qui restent, notamment pour ceux de 1 300 MW, les générateurs de vapeur ont un meilleur niveau de conception. Le seuil de remplacement, ici, n’est plus de trente ans, mais plutôt de trente-cinq à quarante ans. Dès lors se pose une question industrielle, d’autant qu’il faut commander les générateurs de vapeur cinq à sept ans avant leur mise en place. Nous avons donc besoin d’une certaine visibilité quant à l’autorisation de prolonger nos réacteurs au-delà de quarante ans, faute de quoi nous serons plongés dans l’incertitude au moment de prendre nos décisions.

M. Chevet a bien rappelé qu’il fallait distinguer objectifs de sûreté et moyens pour les atteindre. L’objectif est bien d’éviter la contamination du territoire à long terme par les gaz émis lors d’un accident ou par le corium. Il n’existe pas qu’une seule technique pour traiter le corium : le récupérateur de corium de l’EPR en est une parmi d’autres. Des travaux sont menés, pour des réacteurs d’une certaine puissance, sur la possibilité de garder le corium en cuve afin d’éviter qu’il n’en sorte – il s’agit de l’in-vessel retention (IVR). Nous en sommes encore en la matière au stade de la recherche. Mais cette technique a été incorporée dès la conception pour certains réacteurs. Nous aurons, dès le premier semestre, des échanges sur la question avec l’ASN.

Ces aspects ont été pris en compte dans les 55 milliards d’euros évoqués. Une partie de cette somme constitue une provision pour le passage de la quatrième visite décennale. Nous sommes prudents et les chiffres que nous donnons comportent une part de provisions. La semaine dernière, par exemple, les prescriptions de l’ASN faisant suite à l’accident de Fukushima n’ont pas eu d’impact sur notre courbe, car nous avions constitué des provisions, prévoyant quelles pourraient être les conclusions de l’instruction en cours. C’est notre métier d’industriel.

Ainsi, en tant qu’industriel, compte tenu de ce que je sais, j’estime que 100 % de nos réacteurs pourront être exploités jusqu’à soixante ans. Je n’ai sur ce point, d’un point de vue technique, aucun état d’âme.

Vous évoquiez l’existence d’un audit interne. Il n’y en a pas eu. Vous faites peut-être allusion à une mission d’évaluation sur le grand carénage conduite au sein d’EDF. Je la connais bien pour l’avoir pilotée. C’est à cette occasion qu’il est apparu qu’on pouvait davantage lisser la montée en charge et donc mieux maîtriser ce programme sur le plan industriel, tant chez nous que chez nos fournisseurs.

M. le rapporteur. Pourrez-vous nous transmettre ce rapport ?

M. Dominique Minière. Il n’y a pas eu de rapport à proprement parler, mais j’ai mené une mission d’évaluation qui se termine par la courbe réévaluée, courbe que je me suis engagé à vous communiquer.

M. le président François Brottes. Nous vous remercions.

Table ronde d'entreprises prestataires d'EDF : M. Pierre Dambielle, directeur Activités nucléaires de ORTEC, M. Damien Gousy, vice-président du GIP Nord-Ouest, M. Alain Bertaux, président de CICO Centre, M. Michel Dupiech, directeur général adjoint d’ONET Technologies et M. Jean-Claude Lenain, président-directeur général de Mistras Group SA

(Séance du jeudi 20 février 2014)

M. le président François Brottes. Vous représentez des entreprises sous-traitantes, qui sont plus souvent des PME que de grands groupes, ou bien le Groupement des industriels prestataires Nord-Ouest (GIP NO).

Comment se positionne votre activité par rapport à la filière nucléaire ? Dépendez-vous uniquement d’elle ? Comment y évoluent les compétences ? Quelles sont, en la matière, les exigences des maîtres d’ouvrage ? Comment sont traités les sous-traitants, sur le plan de la relation à l’acheteur, du contrôle de la protection des salariés et du droit du travail ? Quelles améliorations attendez-vous ? Quelles sont vos interrogations sur l’avenir de la filière ?

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(MM. Alain Bertaux, Pierre Dambielle, Michel Dupiech, Damien Gousy et Jean-Claude Lenain prêtent serment)

M. Damien Gousy, vice-président du GIP Nord-Ouest. Je suis chargé du volet emplois et compétences d’une association loi de 1901 régionale qui couvre le territoire des centrales nucléaires de Flamanville, Penly, Paluel et Gravelines. Le GIP NO rassemble quatre-vingts entreprises adhérentes, qui interviennent aussi sur d’autres centrales. Il appuie les entreprises dans deux domaines : emploi et compétences ; hygiène, sécurité, radioprotection et environnement.

Pour le volet emplois et compétences, nous assurons la promotion des métiers du nucléaire en travaillant avec les acteurs locaux : maisons de l’emploi, Pôle emploi, conseils régionaux, chambres de commerce et d’industrie. Nous facilitons le lien entre donneurs d’ordre et fournisseurs de services, pour permettre l’embauche, à travers des forums de recrutement, et la formation professionnelle de personnels intervenant dans les sites nucléaires. Les ingénieurs de l’association sont déployés sur les sites, tout comme les ingénieurs hygiène et sécurité, qui jouent un rôle d’appui et de conseil auprès des entreprises.

M. le président François Brottes. Avez-vous suivi la polémique sur la main-d’œuvre qui intervient à Flamanville sur le chantier de l’EPR ?

M. Damien Gousy. Le GIP NO couvre les centrales nucléaires en exploitation. L’EPR n’est donc pas dans son giron. Cependant, nous travaillons avec le responsable de la politique industrielle de l’EPR, que nous souhaitons inclure dans notre double activité. Les compétences requises pour y travailler sont et seront identiques à celles qui sont actuellement « en tension ».

M. le président François Brottes. En plein débat sur la transition énergétique, quelle est l’ambiance dans le groupement ?

M. Damien Gousy. Elle est bonne, car nous profitons d’une dynamique. Il existe dans le nucléaire un vrai projet industriel, des entreprises prêtes à répondre à la demande et des clients qui devraient évoluer. Nous manquons cependant de visibilité. Certains contrats s’échelonnent sur cinq à dix ans, ce qui est rare dans d’autres secteurs industriels et nous pose à moyen terme des problèmes d’organisation logistique et matérielle.

Depuis que je travaille dans le nucléaire, c’est-à-dire depuis dix-sept ans, les relations ont beaucoup évolué, par exemple en ce qui concerne la mise à disposition de moyens d’hébergement pour les prestataires ou la préparation des arrêts de tranche. Les entreprises sont globalement satisfaites de l’exploitant.

M. Alain Bertaux, président de CICO Centre. CICO Centre est une PME de 200 salariés qui intervient dans trois métiers : la tuyauterie industrielle, la chaudronnerie et le contrôle non destructif. Elle a signé la convention collective de la métallurgie et adhéré au Syndicat national de la chaudronnerie, tuyauterie et maintenance industrielle (SNCT).

Elle a commencé à travailler pour EDF dans les années soixante-dix, pendant lesquelles se sont construites les centrales. Depuis 1998, les activités de maintenance ont pris le relais. Nous sommes présents à l’année sur les sites d’exploitation. Par ailleurs, nous réalisons des travaux neufs et intervenons à Flamanville sur l’EPR.

Selon les années, nous réalisons avec EDF et son environnement 30 % à 40 % de notre chiffre d’affaires, qui se situe entre 24 et 25 millions d’euros. Nous sommes prestataires de rang un, seul ou en groupement. Nous intervenons également en sous-traitance de rang deux, généralement pour de grosses entreprises qui travaillent pour EDF.

M. le président François Brottes. Si vous intervenez en rang un, est-ce en raison de vos compétences ou de vos prix ?

M. Alain Bertaux. Nos qualifications nous permettent de répondre au cahier des charges.

M. le président François Brottes. Comment s’effectue la négociation sur le prix avec EDF ?

M. Alain Bertaux. Il faut se bagarrer. Toute négociation possède un aspect technique, commercial et financier.

M. Pierre Dambielle, directeur Activités nucléaires d’ORTEC. Le groupe ORTEC, basé à Aix-en-Provence, est dédié à la maintenance industrielle. Il emploie 7 000 personnes, qui se répartissent entre une division industrielle, une division études et une division environnement.

Au sein de la division industrielle, le nucléaire emploie 1 500 personnes, qui se partagent de manière égale entre, d’une part, les études, l’assistance à maîtrise d’œuvre, la maîtrise d’ouvrage et le calcul, et, d’autre part, les travaux, qui concernent essentiellement la maintenance des centrales en exploitation. Ceux-ci portent sur la mécanique, la métallurgie et l’électromécanique, notamment la robinetterie, les machines tournantes, les ponts roulants et les activités de soudage. Une autre division traite de la gestion des déchets industriels.

EDF représente 65 % de notre chiffre d’affaires lié au nucléaire, lequel constitue 20 % du chiffre d’affaires de notre groupe. Le lien avec EDF est donc important en termes de positionnement, d’emploi et de capacité de développement, dans la perspective du grand carénage et des activités post-Fukushima.

M. le président François Brottes. Le travail de maintenance est-il fluide ou soumis à des à-coups ? Les contrôles sont-ils pénibles ? Les procédures sont-elles toujours respectées ?

M. Pierre Dambielle. Depuis vingt ans, les contraintes réglementaires en matière de sûreté n’ont cessé de s’alourdir, ce qui suppose, en amont des interventions, une préparation très lourde et, sur le chantier, une organisation opérationnelle des contrôles tant par l’entreprise que par les contrôleurs du client. Une autre partie du travail concerne les retours d’expérience ou analyses, car nous veillons à ce que les écarts constatés dans une centrale ne se reproduisent pas ailleurs.

Les contrôles sont fluides, même s’ils entraînent parfois le blocage de l’activité. Il faut beaucoup plus de temps aujourd’hui qu’il y a vingt ans pour réaliser les mêmes opérations, compte tenu de l’évolution du cadre réglementaire et des progrès intervenus dans l’analyse de la sûreté.

M. le président François Brottes. Quel regard portez-vous sur le fait qu’EDF internalise certaines opérations de maintenance ? N’est-ce pas une manière de prendre votre travail ?

M. Pierre Dambielle. En effet. EDF a recruté beaucoup de personnel au sein de nos entreprises pour constituer l’effectif de ses sections d’intervention. Un grand groupe possède une aura. En outre, il offre des perspectives de carrière et des conditions de rémunération qui n’ont rien à voir avec celles d’une PME.

Dans ce domaine, EDF n’intervient pas brutalement. On nous sollicite, sinon pour nous demander notre accord, du moins pour ne pas agir de manière trop brusque. Il nous serait difficile de débaucher quand nous travaillons en arrêt de tranche pendant cinq à six mois. Nous fixons avec EDF la date à laquelle les salariés sortiront de nos effectifs.

M. le président François Brottes. Où trouvez-vous de nouvelles compétences lorsque vous embauchez à votre tour ?

M. Pierre Dambielle. Dans les bassins d’emploi en tension, où nous nous tournons vers le personnel des métiers de métallurgie, de chaudronnerie ou d’électricité. Nous le « nucléarisons », c’est-à-dire que nous lui faisons suivre un cursus dédié, avant de l’amener au bon niveau, sur le terrain, grâce au compagnonnage. Par ailleurs, depuis trois ans, nous avons créé des passerelles entre certaines branches industrielles en difficulté et notre activité.

M. le président François Brottes. C’est avec un peu d’émotion que je donne la parole à M. Dupiech, car, lorsque j’étais encore lycéen, j’ai été technicien de surface dans l’entreprise Onet. Depuis cette date, les compétences de celle-ci se sont considérablement étendues.

M. Michel Dupiech, directeur général adjoint d’Onet Technologies. Merci pour cette remarque flatteuse…

Issu de l’industrie de la défense et de l’aéronautique, j’ai rejoint il y a dix-huit mois le groupe Onet Technologies, dont je suis directeur adjoint. Cette filiale est détenue à 100 % par le groupe Onet, fondé en 1876 et possédé pour 75 % par la famille Reinier, pour 23 % par les fonds d’investissement de Peugeot et pour 2 % par les salariés. Le groupe réalise un chiffre d’affaires de 1,4 milliard d’euros et emploie 58 000 salariés.

Onet Technologies est une entreprise de taille intermédiaire qui travaille principalement dans l’ingénierie, les constructions neuves, la maintenance et la logistique nucléaire. Elle forme 25 000 stagiaires par an dans le domaine nucléaire. Elle produit des études sur la réalisation des systèmes complexes, la maintenance et l’exploitation de centrales nucléaires, en tant que prestataire d’EDF, du CEA et d’Areva. Elle réalise un chiffre d’affaires de 240 millions d’euros et emploie 2 600 collaborateurs. Son ambition est de poursuivre sa croissance dans la filière électronucléaire, où elle recrute 400 personnes par an, ce qui représente 1,8 recrutement par jour travaillé. Ses effectifs connaissent une croissance nette de 6 % par an.

Nous profitons des investissements d’EDF dans la perspective du grand carénage et des mesures post-Fukushima, ce qui nous permet de continuer à embaucher. En 2013, nous avons signé quarante-quatre contrats d’apprentissage et de professionnalisation, et consacré 8 % de notre masse salariale à la formation.

M. le président François Brottes. Il est intéressant qu’un groupe dédié au nettoyage industriel ait pu monter en qualification pour pénétrer dans un secteur aussi délicat que le nucléaire. S’est-il étendu dans d’autres domaines ?

M. Michel Dupiech. Le groupe a commencé dans le secteur de la propreté, qui représente encore la majeure partie de son chiffre d’affaires, lequel atteint 800 millions d’euros. Il possède trois pôles : Propreté et services, Sécurité et Technologies, où il réalise 17 % de son chiffre d’affaires.

Nous sommes présents en amont et en aval du travail d’EDF. Nous réalisons des études et installons des systèmes complexes dans les centrales nucléaires. Nous intervenons dans la perspective du grand carénage et répondons aux appels d’offres consécutifs aux recommandations post-Fukushima. Dans ce domaine où la concurrence est rude, nous avons signé un important contrat en 2013.

Le parc électronucléaire français représente de nombreux emplois industriels. Dans l’ingénierie comme dans la maintenance, on trouve des sociétés anciennes comme de nouveaux entrants. Grâce à notre politique salariale et à notre management, nous n’avons pas de mal à conserver notre personnel. Nous embauchons une cinquantaine d’ingénieurs par an et faisons appel au compagnonnage.

Onet Technologies intervient aux côtés d’EDF pour prolonger la durée de vie du parc électronucléaire, pour pérenniser la compétitivité de la production française d’électricité, dont dépend en partie celle de l’industrie française, et pour maintenir notre niveau actuel d’indépendance énergétique. Notre pays intéresse beaucoup les étrangers. Les Chinois nous sollicitent pour créer des partenariats.

M. le président François Brottes. Quand le crédit d’impôt pour la compétitivité et l’emploi (CICE) a été instauré afin de réduire le coût du travail, vos clients vous ont-ils demandé de baisser vos prix ?

M. Michel Dupiech. Une négociation a eu lieu, qui s’est plutôt bien passée.

M. Jean-Claude Lenain, président-directeur général de Mistras Group SA. Mistras Group SA emploie 380 personnes. Les lecteurs des Échos du 22 janvier savent que ses projets de développement créeront encore des emplois. Nous sommes spécialisés dans l’inspection, le contrôle non destructif et la surveillance permanente des installations par l’instrumentation.

L’instrumentation en permanence des plateformes offshore et des réacteurs de raffinerie permet de vérifier l’évolution des défauts de structure dans certaines conditions d’exploitation ou de l’environnement. C’est ainsi que, sur le réacteur d’une unité pétrochimique, nous avons pu étudier la manière dont évoluait une petite fissure au cours des différentes répliques d’un tremblement de terre.

En dehors du nucléaire, nous intervenons dans le pétrole et le gaz, en contrôlant régulièrement les raffineries et les sites pétrochimiques. Nous travaillons aussi dans l’industrie, notamment aéronautique.

Dans le nucléaire, notre activité se situe à trois niveaux. Nous effectuons le contrôle qualité dans la fabrication, par exemple chez Areva. Nous réalisons des études pour EDF, pour qui nous effectuons des contrôles non destructifs pendant les arrêts de tranche. Enfin, depuis le 1er janvier, dans le cadre du contrat de huit ans que nous avons signé avec EDF, nous sommes devenus prestataires de rang un à travers un groupement d’intérêt économique (GIE), ce qui nous permet de nous développer davantage.

Quand nous effectuons un contrôle lors d’un arrêt de tranche, nous exécutons notre mission en respectant les procédures choisies par l’exploitant, en l’occurrence EDF. Nous menons également une activité de recherche et développement (R&D) visant à développer des techniques nouvelles, en lien avec l’évolution de la réglementation. Actuellement, les principales techniques de contrôle non destructif sont la radiographie et la gammagraphie, mais l’évolution de la réglementation, qui impose de nouvelles contraintes, nous incite à en développer d’autres. Nous recourons aussi à de nouveaux matériaux. Des aides de l’Agence nationale de la recherche, du Fonds unique interministériel (FUI) ou d’OSÉO facilitent notre activité de R&D. Nos programmes nucléaires ont reçu le label du pôle nucléaire de Bourgogne.

Dans ce domaine, Mistras Group SA intervient principalement à travers sa filiale Ascot, située à la fois à Chalon-sur-Saône et au Creusot. Celle-ci est présente lors de la fabrication et intervient dans les centrales lors des arrêts de tranche.

Ascot poursuit un important programme de création d’emplois, mais, faute de trouver du personnel qualifié sur le marché, nous embauchons du personnel sans qualification, essentiellement des jeunes, que nous envoyons dans notre institut de formation de Chalon. J’ai d’ailleurs décidé de développer ce centre et de l’ouvrir à d’autres acteurs du monde nucléaire. Selon le niveau des acteurs, il faut douze à vingt-quatre mois pour les former au contrôle non destructif.

C’est pourquoi il nous est indispensable d’avoir une certaine visibilité sur l’évolution du secteur. À cet égard, nous regrettons qu’une PME n’ait pas accès au même niveau d’information qu’un grand groupe.

Depuis 2013, j’ai lancé un programme de création d’emplois sur trois ans, car il faut recruter, former et innover pour faire évoluer les compétences, en particulier dans le nucléaire, qui représente 20 % de notre activité.

M. le président François Brottes. Vos clients formulent-ils certaines exigences en matière de confidentialité ou de protection contre l’espionnage ?

N’est-il pas gênant que le droit du travail interdise au donneur d’ordre de contrôler l’exécution du travail par les sous-traitants à l’intérieur d’une centrale ?

Enfin, êtes-vous présent sur le marché international du nucléaire, ce qui vous amènerait à travailler avec d’autres sociétés qu’EDF ?

M. Denis Baupin, rapporteur. Le secteur du nucléaire promet d’être très actif, notamment parce qu’il faudra mettre en œuvre les préconisations post-Fukushima. Des chantiers s’annoncent dans presque toutes les centrales. Les entreprises sous-traitantes seront-elles assez nombreuses pour prendre le relais d’EDF ou faudra-t-il faire appel à des entreprises étrangères ?

Quelles difficultés rencontrez-vous dans la gestion des ressources humaines, par exemple pour conserver votre personnel ou organiser la transmission des compétences ?

Les salariés des sous-traitants, qui effectuent 80 % des activités dosantes, sont-ils suffisamment protégés par le cadre réglementaire ? Certains ne risquent-ils pas de contourner les contrôles, au mépris de leur santé ?

Mme Frédérique Massat. En tant que sous-traitants, avez-vous la possibilité de bénéficier des formations proposées en interne par EDF dans le domaine nucléaire ?

Dans vos rapports avec l’opérateur, avez-vous constaté une évolution des conditions de la prestation ? Il semblerait en effet, d’après les témoignages de certains techniciens sous-traitants, que la durée des arrêts de tranche ait été raccourcie, induisant des accélérations de cadence : alors que, il y a vingt ans, ils duraient trois mois, ces arrêts ne seraient plus aujourd’hui que de trois semaines en moyenne, si bien que les techniciens se voient parfois contraints de travailler le week-end et d’enchaîner les semaines sans prendre de repos, en dépit de la règle des quarante-huit heures de travail hebdomadaires.

Enfin, si vous avez déploré un manque de visibilité sur les perspectives d’embauche dans votre secteur, pourriez-vous cependant nous indiquer à quel niveau elles se situent, compte tenu du grand carénage à venir ?

M. Michel Sordi. Quelles sont vos attentes en termes de volume d’activité et de création d’emplois, en vue du grand carénage dont on dit qu’il représente un coût de 55 milliards d’euros ?

Les conditions d’intervention de vos salariés chez EDF vous paraissent-elles bonnes ?

Enfin, que vous inspire le projet de fermeture anticipée de la centrale nucléaire de Fessenheim ?

M. Damien Gousy. Le GIP NO n’est pas seul dans son domaine : il existe quatre autres associations régionales, intervenant sur les quatre autres territoires français et disposant exactement des mêmes prérogatives et du même mode de fonctionnement que nous.

Je pourrai aussi vous fournir des réponses sur le volet formation, car je dirige le SIFOP, centre de formation spécialisé dans le domaine nucléaire et filiale de la chambre de commerce et d’industrie Nord de France. Celle-ci est d’ailleurs la seule à avoir investi dans la formation en ce domaine.

M. le président François Brottes. Ce centre rapporte-t-il beaucoup à la chambre de commerce ?

M. Damien Gousy. La chambre de commerce est aujourd’hui actionnaire majoritaire à 60 % de la SAS que je dirige. Les deux autres actionnaires en détiennent chacun 20 % des parts : il s’agit d’entreprises de formation ou intervenant sur les sites nucléaires.

M. le président François Brottes. Encore une fois, combien cela rapporte-t-il ?

M. Damien Gousy. Notre chiffre d’affaires est aujourd’hui d’environ 2 millions d’euros. Notre activité reste localisée dans la région Nord-Pas-de-Calais. De fait, le monde de la formation continue – quel qu’en soit le domaine et a fortiori dans le domaine nucléaire – ne rapporte qu’une marge d’environ 7 à 8 %.

M. le président François Brottes. Chez vous, les entreprises paient donc deux fois : une fois pour leur cotisation et une autre pour la formation…

M. Damien Gousy. On peut en effet le voir ainsi.

Pour répondre à Mme Massat, je dirai qu’il est vrai que les agents d’EDF bénéficient d’un cursus de formation : les nouveaux embauchés arrivant au sein de la division de la production nucléaire (DPN) fréquentent une académie durant plusieurs semaines. Quant aux prestataires d’EDF, ils bénéficient eux aussi d’une formation académique, mais qui, d’une part, n’est pas aussi longue, puisque les métiers de base sont différents, et qui, d’autre part, est beaucoup plus centrée sur la sûreté nucléaire, la sécurité, l’incendie, l’environnement et la radioprotection. Depuis un an et demi, nous avons cependant la volonté de renforcer ce dispositif.

J’anime, pour ma part, un réseau regroupant des entreprises intervenantes et la vingtaine d’organismes de formation qui existent en France – parmi lesquels figure Techman, centre de formation du groupe Onet –, afin de diffuser de nouvelles formations en cours d’évolution. Ces « habilitations nucléaires », ainsi qu’on les nomme communément, visent tout intervenant entrant dans cette industrie. Le renforcement de la réglementation applicable aux formations depuis l’arrêté sur les installations nucléaires de base (INB) de février 2012 a en effet induit un enrichissement du contenu des formations ainsi que la prise en compte des retours d’expérience de terrain de l’exploitant. C’est la première fois, depuis que les formations existent dans les centrales nucléaires, que les besoins des entreprises fournisseurs de services sont véritablement pris en considération : le fait que les entreprises aient été totalement associées au projet, de même que les organismes de formation, constitue une véritable avancée.

Si les formations sont renforcées, c’est qu’elles sont désormais ciblées par activité, alors qu’elles étaient jusqu’ici centrées sur nos différents domaines d’intervention : la sécurité, la radioprotection et la sûreté. Des formations spécifiques sont désormais imposées aux entreprises préalablement à leur intervention chez EDF, dans le cadre du processus de qualification évoqué la semaine dernière par M. Dutheil.

La participation des salariés des entreprises prestataires aux formations dont bénéficient les agents d’EDF pose, quant à elle, un problème juridique : on ne peut en effet mélanger des prestataires et des salariés EDF dans le cadre d’une formation unique sans se trouver à la limite du prêt de main-d’œuvre. En revanche, le cursus que nous sommes en train de concevoir avec la DPN, que nous offrirons à partir de septembre prochain, sera de facto proposé aux agents d’EDF. Ce sont donc ces derniers qui bénéficieront des fruits du groupe de travail que nous animons depuis deux ans et l’académie EDF s’en trouvera ainsi renforcée.

M. le président François Brottes. J’ose espérer que ce dispositif est bordé juridiquement…

M. Damien Gousy. Il l’est.

M. le président François Brottes. Créez-vous des groupements d’achat pour que les petites entreprises du secteur puissent être référencées chez le grand client ?

M. Damien Gousy. Ce n’est pas l’objet de notre association, qui œuvre dans deux domaines : l’emploi et les compétences, la valorisation des métiers et la formation, d’une part, et la radioprotection et la sécurité, d’autre part. Les associations n’ont d’ailleurs aucun but commercial.

M. Alain Bertaux. C’est essentiellement par l’intermédiaire de la commission nucléaire du SNCT, qui se réunit tous les trimestres depuis sa création en 2011, que nous avons été informés des projets de grand carénage. En collaboration avec le groupe de travail créé en 2012 pour résoudre les problèmes de ressources d’EDF, nous avons estimé que, par comparaison avec la charge nécessaire dans un contexte de maintenance normale des sites, le volume de travaux nécessaires dans les métiers de tuyauteurs-soudeurs et de chaudronniers allait être multiplié par 1,7 pour la décennie à venir. Le groupe de travail en a conclu que, dans ces métiers, l’industrie française avait des ressources suffisantes pour y faire face en favorisant les passerelles entre les industries et en proposant des formations au fil des ans. Lorsque l’on planifie cette hausse d’activité dans la durée, en fonction de la géographie des sites concernés et selon notre connaissance actuelle des arrêts de tranche, le chiffre tend plutôt vers 1,5 que vers 1,7.

Cependant, nous ne serons en mesure de nous adapter que sous réserve de disposer d’une certaine visibilité. Car la formation aux métiers de tuyauteur-soudeur et de chaudronnier ne se prépare pas en un stage de trois à douze mois, mais peut durer jusqu’à dix ans. C’est d’ailleurs tant en termes de planification de travaux qu’en termes techniques que nous avons besoin d’y voir plus clair : il nous faut connaître le niveau de compétences requis et sur quel site nucléaire, mais aussi savoir quel sera le volume d’activité, si celle-ci s’appuiera sur un modèle d’organisation en 2×8 ou en 3×8, et enfin, comment seront gérées les périodes creuses. Telles sont en tout cas les conclusions du rapport que nous avons établi sur la courbe de charge à venir.

M. le président François Brottes. Pourrez-vous nous le transmettre ?

M. Alain Bertaux. Je m’en enquerrai auprès du SNCT.

Quant à l’évolution dans le temps des durées d’arrêt, le « temps métal » – celui réellement passé à accomplir le geste professionnel – est très faible par rapport à notre durée d’intervention, et la relation entre durée d’arrêt et durée d’intervention sur le site n’est pas nécessairement linéaire. Cela dit, les sous-traitants que nous sommes exercent des métiers où le geste technique est important, et nous n’agissons le plus souvent qu’en fin d’intervention, si bien que nous subissons des décalages dans nos horaires et emplois du temps, ainsi que des astreintes. S’ils restent dans les limites légales, ils exigent tout de même des entreprises et de nos compagnons présents sur le terrain qu’ils s’organisent de façon très réactive.

Enfin, je compléterai le propos de M. Gousy sur la formation : si nous avons essentiellement évoqué jusqu’ici les formations d’habilitation et de qualification, notre groupe a racheté une petite entreprise offrant une formation aux métiers. Car, s’il importe qu’une entreprise connaisse les règles d’intervention nucléaire, la formation aux métiers reste primordiale. Elle nous permettra d’ailleurs d’éviter de recourir à de la main-d’œuvre étrangère pour faire face à nos besoins.

M. le président François Brottes. Les conseillers d’orientation de l’éducation nationale remplissent-ils correctement leur mission en orientant les élèves vers vos métiers ? Avez-vous l’occasion de rencontrer des jeunes attirés par vos filières ?

M. Alain Bertaux. Nous n’en croisions plus jusqu’à ce que les choses changent, il y a cinq ou six ans. Nous commençons d’ailleurs aussi à rencontrer des personnes attirées par notre industrie, parce qu’ils savent qu’elle est susceptible d’embaucher dans la décennie à venir. Il conviendrait cependant de valoriser davantage ces métiers, car c’est toujours de façon péjorative que l’on parle des sous-traitants du secteur comme de « nomades du nucléaire », alors que l’on trouve dans toutes nos entreprises des compagnons dévoués et compétents.

M. Damien Gousy. C’est précisément le rôle des associations prestataires que d’aviser les conseillers d’information et d’orientation et de rendre nos métiers les plus attractifs possible – raison pour laquelle nous organisons des rencontres avec les personnels de l’éducation nationale, ainsi que des journées d’investigation et de visites de centrales.

M. Pierre Dambielle. Lorsque nous sommes confrontés à un problème de confidentialité, nos ingénieurs vont travailler dans les locaux d’EDF. Toutefois, cela ne représente qu’une faible part de nos activités d’ingénierie et d’études de réalisation.

En ce qui concerne les injonctions prononcées par l’ASN, nous sommes dotés au sein de nos entreprises de notre propre inspection du travail, qui peut s’entendre avec l’ASN pour réaliser des audits de terrain. En cas de signalement, l’inspecteur du travail ne fait aucune différence, dans ses rapports, entre EDF et les entreprises exécutantes. Nous recevons alors un courrier nous enjoignant de prendre les mesures consécutives aux constats réalisés.

En ce qui concerne la courbe de charge pour 2015, nous sommes confrontés à un grand manque de visibilité. On nous a parlé des pics d’activité qu’impliquera le grand carénage, mais nous avons beaucoup de mal à appréhender la prestation qui pourra nous être confiée et la manière dont le volume global d’activité sera réparti entre les différentes entreprises. Compte tenu de ces difficultés, nous avons tous embauché en 2013, suivant en cela la démarche d’EDF. Cela étant, les contrats, qui restent en cours de négociation, tardent à se concrétiser. Or une entreprise ne peut continuer à embaucher sans savoir comment s’organiser tant sur le plan économique qu’en termes de métiers et de régions concernées. Les formations constituant un investissement lourd, les entreprises ont besoin de s’assurer de la pérennité des besoins.

S’agissant de l’éventuel recours à des entreprises étrangères, EDF a souvent exprimé des doutes quant à la capacité industrielle des entreprises françaises à réaliser les travaux nécessaires dans un contexte de pics de charge importants. Le président du groupe ORTEC, André Einaudi, a donc pris le fanion en créant un club de France des entreprises nucléaires, équipe informelle réunissant tous les corps d’État, afin de faire preuve de volontarisme et de démontrer à notre client EDF la capacité des entreprises françaises à embaucher et à développer l’emploi national. Encore faut-il – une nouvelle fois – que nous disposions d’une réelle visibilité.

Parce qu’EDF nous l’a demandé, notre groupe comprend des entreprises étrangères. Or, si les ouvriers étrangers sont aussi compétents que les Français, nous entrons vite en conflit avec eux en raison de problèmes linguistiques et culturels – tenant certes à des différences de culture nationale, mais aussi de culture de la sûreté.

En matière de formation, le groupe ORTEC, comme toutes les entreprises présentes à cette table ronde, a créé sa propre école réservée à ses métiers spécifiques, qu’il ne retrouvait pas dans les centres de formation classiques. Notre but n’est bien sûr pas de faire de la formation notre métier principal. EDF met à notre disposition ses académies des métiers ainsi que ses centres de formation de Tricastin et de Bugey, afin que nos propres salariés puissent manipuler les différents équipements.

Certes, les arrêts de tranche sont plus courts et nos salariés doivent parfois travailler le week-end et faire des heures supplémentaires. Mais la situation a bien changé depuis trente ans ; nous veillons scrupuleusement à respecter les règles de temps de travail et à ne pas faire travailler nos salariés plus de six jours consécutifs. Il est vrai que certains d’entre eux doivent travailler le week-end, mais cela fait partie de notre prestation de services. S’ajoute à cela un important effet de saisonnalité : le nombre d’heures à fournir n’est pas le même en hiver et en été, et nous devons pratiquer des modulations.

Quant à nos perspectives d’embauche, elles sont liées au besoin de visibilité dont j’ai déjà parlé. En 2013, notre groupe a choisi d’embaucher 100 personnes, afin notamment d’assumer le renouvellement consécutif aux départs à la retraite. Nous avons également diminué la part d’intérimaires que nous employions pour parvenir à un solde d’embauche quasi nul. Nous tablons sur des prévisions d’embauche de 100 salariés par an.

L’industrie nucléaire est plutôt un secteur où l’on s’intéresse à l’homme et où l’on veille aux conditions de travail opérationnelles des différents acteurs. En ce qui concerne les « nomades du nucléaire », il existe aujourd’hui des organisations de suivi de la dosimétrie. Et s’il est vrai que 80 % de la dosimétrie concerne les salariés des entreprises sous-traitantes, les débits de dose reçus restent cependant extrêmement faibles : 90 % de mes employés sont exposés à moins d’un millisievert par an et seuls cinq à six cas isolés par an se voient exposés à sept ou huit millisieverts.

Quant à la fermeture de Fessenheim, elle conduirait évidemment mon groupe à perdre des contrats, puisque nous y sommes installés. Il m’est en revanche difficile d’extrapoler sur les conséquences globales de cette décision.

M. le président François Brottes. La sous-traitance semble donc mieux considérée que par le passé et les conditions de travail sont sans doute moins rigoureuses qu’auparavant.

M. Pierre Dambielle. Une charte sociale a d’ailleurs été conclue avec EDF, notamment pour veiller au sort des « grands déplacés », c’est-à-dire de ceux de nos salariés qui sont envoyés en grand déplacement sur différents sites, en fonction des arrêts de tranche.

M. Alain Bertaux. Nous passons désormais souvent, pour recruter, par l’intermédiaire des sociétés d’intérim. Pendant six mois, les personnels reçoivent des formations d’habilitation, puis nous assurons leur formation technique avant de les placer sur nos chantiers en comptant les embaucher en contrat à durée indéterminée au bout d’un semestre. Or, sur les dix intérimaires que nous avons voulu recruter au cours de la dernière période, huit ont préféré rester en intérim : l’intervention des intérimaires est en effet limitée à certaines zones peu dosantes, mais ils peuvent tout de même bénéficier de certains des avantages dont profitent les salariés en CDI qui, eux, interviennent en zone dosante. Je rejoins néanmoins M. Dambielle lorsqu’il dit que les doses en question restent très faibles par rapport aux seuils en vigueur – qu’ils soient nationaux, édictés par EDF, ou internes à nos entreprises.

M. Michel Dupiech. Onet Technologies dispose de 110 formateurs, dont 50 permanents, de vingt-cinq salles de formation réparties sur huit sites en France, de huit chantiers-écoles en prévention des risques, de sept chantiers-écoles en qualité sûreté des prestataires, de deux chantiers-écoles amiante et d’un atelier de formation en robinetterie, auxquels sont associées plusieurs certifications. Le volet formation est donc très important pour nous : nous formons 25 000 stagiaires par an.

Sur le marché nucléaire français, nous intervenons en ingénierie, de l’amont vers l’aval, dans l’intégration de systèmes complexes. L’ingénierie française étant très performante et notre savoir-faire très recherché, nous cultivons cette force. De nombreux étrangers viennent donc nous trouver dans l’intention d’établir des partenariats. Nous en avons, quant à nous, conclu avec de grandes écoles d’ingénieurs, dont nous prenons en stage certains étudiants, et nous continuerons à entretenir ce type de relations afin d’améliorer nos compétences dans le cadre du grand carénage et de l’après Fukushima.

Pour développer l’activité dans nos métiers, il importera que nous soyons ouverts à l’international tout en préservant nos emplois en France. Nous pourrions ainsi nous appuyer sur un système de front office en faisant travailler chez nous un maximum d’ingénieurs et en faisant appliquer l’installation des systèmes dans les pays concernés. Ainsi la propriété intellectuelle resterait-elle chez nous.

En ce qui concerne la cadence des arrêts de tranche, nous gérons nos interventions dans la maintenance nucléaire en intégrant des contraintes sous forme de plannings sur le chemin critique d’arrêt. Et, bien que nous soyons en activité en 3×8, sept jours sur sept, ce ne sont pas toujours les mêmes personnes qui interviennent, car nous disposons d’un volet de sous-traitance tel que nous parvenons à absorber la charge. Le personnel ne subit donc aucune contrainte physique. Nous gérons également toutes les co-activités effectuées dans des environnements restreints, y compris les environnements irradiants, subaquatiques et confinés : Onet Technologies emploie notamment seize plongeurs qualifiés intervenant dans des piscines de stockage du combustible. Cette activité est parfaitement contrôlée et, à ce jour, il n’y a jamais eu d’accident.

S’agissant enfin de nos perspectives de recrutement, nous embauchons 1,8 personne par jour et comptons maintenir ce rythme dans la mesure où nous prévoyons une croissance organique de 6 à 8 % dans les prochaines années, dans le cadre du grand carénage post-Fukushima.

M. Jean-Claude Lenain. J’ai indiqué tout à l’heure que nous œuvrions, dans le domaine de la recherche-développement, à l’élaboration de nouvelles techniques de contrôle non destructif, qui nous permettent d’effectuer des contrôles en marche et donc de réduire le nombre de contrôles effectués pendant les arrêts de tranche. Nous développons également des techniques à distance permettant de réduire l’exposition du personnel à l’irradiation.

S’agissant des ressources humaines, le rapporteur nous a demandé tout à l’heure si nous serions en mesure de répondre à la demande, compte tenu du plan de charge à venir, ou s’il nous faudrait faire appel à des acteurs étrangers. Or, ces derniers frappant à notre porte, il est évident qu’ils entreront si nous ne sommes pas en mesure de disposer des ressources nécessaires pour répondre à la demande d’EDF. Il est donc essentiel que nous disposions d’une certaine visibilité : plus tôt nous connaîtrons ce plan de charge et la part de marché qui nous sera attribuée, mieux ce sera, d’autant que, si certains contrôles nous sont demandés directement par EDF, d’autres le sont par les chaudronniers. Il nous faudra donc attendre qu’EDF passe des contrats avec ses sous-traitants pour que nous passions les nôtres avec ces derniers.

Ainsi que je l’ai déjà souligné, nous sommes effectivement confrontés à des problèmes de recrutement. Aujourd’hui, ce sont plutôt des jeunes que nous embauchons. Comme nous devons ensuite les former, il faut compter douze à vingt-quatre mois pour qu’ils soient opérationnels. Afin de les attirer vers nos métiers, nous avons demandé à chaque adhérent du pôle nucléaire de Bourgogne, dont je suis le vice-président et où je représente les ETI, d’intervenir dans les écoles de tous niveaux – secondaire, BTS, DUT ou écoles d’ingénieurs – pour y présenter les différents métiers du nucléaire, notamment les métiers de contrôle.

M. Alain Bertaux. Je souhaiterais compléter mon propos en soulignant que, dans certaines régions, le déficit de médecins du travail compétents pour assurer le suivi médical renforcé applicable en matière de dosimétrie risque de bloquer certaines de nos interventions.

M. Damien Gousy. En effet, malgré la réforme, tous les services de médecine du travail ne sont pas encore spécifiquement habilités dans le domaine nucléaire pour faire passer les visites médicales renforcées que doivent régulièrement effectuer nos salariés avant toute intervention. Les entreprises ont donc des difficultés à faire passer en temps et en heure ces visites – qui sont forcément chronophages mais néanmoins indispensables à la délivrance d’habilitations nucléaires.

M. le président François Brottes. J’interrogerai le Gouvernement sur ce point.

M. Damien Gousy. Je souhaiterais in fine vous fournir deux exemples illustrant le travail fourni par les associations en matière de reclassement. À la suite de la fermeture de la raffinerie des Flandres Total à Dunkerque ainsi que de celle de Petroplus, nombre de salariés ont pu être reclassés dans le secteur nucléaire, notamment du fait de la proximité des centrales. En effet, pour intense qu’elle soit, avec ses huit usines Seveso II et la centrale de Gravelines, la vie industrielle de la région de Dunkerque connaît des hauts et des bas. Or, depuis une quinzaine d’années, lorsque l’activité est au plus bas, c’est systématiquement vers le nucléaire que l’on s’oriente pour reclasser les salariés.

M. le président François Brottes. Je vous remercie beaucoup pour cet échange.

Audition de M. Philippe Jamet, commissaire de l’ASN,
et de M. Jacques Repussard, directeur général de l'IRSN

(Séance du jeudi 27 février 2014)

M. le président François Brottes. Nous ouvrons aujourd’hui une séquence d’auditions consacrées au déploiement des réacteurs de troisième génération, et donc à l’EPR.

Lorsque l’on évoque la troisième ou la quatrième génération de réacteurs, on évoque davantage de sécurité, moins de combustibles et moins de déchets. Notre trajectoire est-elle fiable en la matière, sachant que l’on dit souvent que la troisième génération est assez peu différente de la génération précédente ?

J’insiste sur le fait que les questions de sûreté sont au cœur de nos préoccupations. L’EPR a été conçu pour être plus sûr que les réacteurs actuels. Cependant, la validation du processus de construction des deux centrales européennes n’a pas été acquise facilement et semble évolutive. Les années passant et la construction avançant, les autorités de sûreté posent des exigences nouvelles qui obligent à repenser les procédés.

Par ailleurs, les chantiers ont connu des vicissitudes de natures diverses, allant du non-respect du droit du travail à des défauts de construction en passant par des problèmes de sous-traitance, autant d’éléments qui peuvent nous conduire à douter de la sûreté de l’EPR, à l’approche de sa mise en service.

Pour répondre à ces questions, nous avons le plaisir d’accueillir M. Philippe Jamet, commissaire de l’Autorité de sûreté nucléaire, et M. Jacques Repussard, directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire.

Conformément aux dispositions de l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958, je vous demande, messieurs, de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité.

(MM. Philippe Jamet et Jacques Repussard prêtent serment)

M. Philippe Jamet, commissaire de l’Autorité de sûreté nucléaire. Le projet EPR date de 1990 ; initié dans le cadre d’une étroite collaboration franco-allemande, il est, du fait des circonstances politiques, devenu un projet strictement français.

Dès 1993, un certain nombre d’objectifs de sûreté ont été définis. Le premier d’entre eux consiste à réduire significativement le nombre des incidents par rapport au parc actuel, grâce, d’une part, à la fiabilisation des équipements et, d’autre part, à la prise en compte, dès la conception du projet, du facteur humain. Un deuxième objectif est de réduire très significativement, de l’ordre d’un facteur 10, la probabilité de fusion du cœur. Et l’EPR s’est également vu assigner des objectifs en termes de conséquences des accidents.

Pour les accidents sans fusion du cœur, le réacteur doit être conçu de telle manière qu’il n’y ait aucune mesure de protection des populations ou de l’environnement à prendre. Dans le cas d’un accident avec fusion du cœur, doivent être évités les phénomènes explosifs pouvant donner lieu à des rejets trop rapides ou trop importants pour permettre la protection de la population. Enfin, dans le cas d’une fusion du cœur lente – envisageable – les contraintes sont telles que les mesures de protection de la population qui devraient être prises seraient extrêmement limitées : pas d’évacuation au-delà de quelques kilomètres ; pas de relogement permanent et des restrictions alimentaires limitées dans le temps. Pour mémoire, à Fukushima 200 000 personnes ont été évacuées et 2 000 kilomètres carrés ont été déclarés zone interdite.

M. le président François Brottes. Voulez-vous dire que, s’il y avait eu un EPR à Fukushima, la catastrophe n’aurait pas eu lieu ?

M. Philippe Jamet. Ce n’est pas aussi simple que cela, et l’ASN va exiger des améliorations de l’EPR pour qu’il se comporte correctement en cas de cataclysme. Cela étant, on peut, en première approximation, estimer que vous avez raison.

Ces objectifs de 1993 ont été repris au niveau européen par l’Association des autorités de sûreté des pays d’Europe de l’Ouest (WENRA) et complétés par des objectifs supplémentaires en termes de résistance à la malveillance, de gestion des déchets, de radioprotection et de management de la sûreté. Compte tenu de ces objectifs, il est clair pour l’ASN que le réacteur EPR marque, du point de vue de la sûreté, un progrès considérable par rapport au parc existant. Concrètement, dans le cadre d’un exercice de crise, un accident serait plus facile à gérer avec l’EPR qu’avec un réacteur où l’on ne pourrait empêcher la fusion du cœur, avec traversée de la cuve et risques de fuite à l’extérieur, comme à Fukushima.

La construction du réacteur nucléaire de Flamanville, engagée en 2007, est évidemment suivie par l’ASN, qui effectue sur le site une vingtaine d’inspections par an. Ces inspections ont permis de constater des problèmes mineurs et d’autres plus importants qui ont conduit l’ASN à arrêter le chantier et à soumettre sa reprise à autorisation. Je citerai, à titre d’exemple, des problèmes de soudage du liner, le revêtement interne de l’enceinte de confinement, en 2008, 2009 et 2010, ou des problèmes de génie civil : positionnement des câbles de précontrainte, nids de cailloux dans certaines parois, problèmes de fabrication du couvercle de cuve – lequel comporte davantage de conduits que les couvercles actuels – ou encore montage à l’envers de certaines vannes. Dans ce dernier cas, l’ASN a exigé qu’AREVA donne des explications sur les causes de cette erreur et fasse le nécessaire pour empêcher qu’elle se reproduise ; elle n’a autorisé la reprise du chantier qu’à partir du moment où elle a considéré qu’elle avait obtenu des garanties suffisantes.

Framatome, qui a construit les premiers réacteurs français, avait certes rencontré des problèmes identiques, mais EDF, pour expliquer ces incidents, met en avant la perte de compétences d’une industrie qui n’a pas construit de réacteurs depuis longtemps, les aléas liés à une première réalisation, la complexité de celle-ci et les d’études d’ingénierie exigées qui ont fait dériver le planning. S’il est facile en effet de parler de plans, de calculs et de procédures, la qualité d’une réalisation dépend en grande partie du savoir-faire dont elle a bénéficié. Or c’est une notion plus difficile à formaliser, à transmettre, et il faut sans cesse la réévaluer lorsque les objets changent. Quoi qu’il en soit, si l’ASN a bien constaté d’importants problèmes, qui ont été corrigés au prix d’un allongement des délais, elle n’a aujourd’hui aucun doute sur la qualité de la réalisation de l’EPR– et c’est là l’essentiel.

Pour l’ASN, un réacteur sûr, ce n’est pas uniquement un réacteur bien construit ; c’est un réacteur dont la sûreté est démontrable et pérenne. Cela exige certaines procédures d’examen, dont EDF devra fournir les justificatifs lors de la soumission du dossier de mise en service, fin 2014. La démonstration de sûreté a été examinée une première fois lors de l’étude du dossier d’autorisation de création, mais les documents administratifs qui seront fournis fin 2014 devront comporter d’importantes précisions techniques dans les domaines suivants : les études d’accident, qui démontrent qu’en cas d’accident dans le réacteur le système et les procédures de conduite garantissent la sûreté ; le programme des essais de démarrage, qui servent à vérifier, avant la mise en marche d’une installa