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chapitre ier :
En TROIS dÉcennies, la France a accumulÉ un retard considÉrable en termes de souverainetÉ ÉnergÉtique

Invitée à s’interroger sur la « perte d’indépendance et de souveraineté énergétique de la France », la commission d’enquête a débuté ses travaux par un état des lieux des concepts dont il était question afin de déconstruire certains mythes (I). La commission d’enquête a ensuite effectué un bilan précis de la situation actuelle du mix énergétique français. Le rapporteur en tire un constat très préoccupant : le mix énergétique du pays est actuellement soumis à des dépendances fortes et nombreuses, qui vont s’aggraver (II).

I. Si l’indÉpendance ÉnergÉtique est un leurre, la souverainetÉ Énergétique doit être un objectif majeur de notre politique

Au terme du travail mené sur les concepts de souveraineté et d’indépendance énergétique, le rapporteur souligne que si l’enjeu de la politique énergétique est d’assurer les besoins en énergie tout en décarbonant sa production (A), l’indépendance énergétique, au sens de l’autonomie de production, est quant à elle un mirage (B). En revanche, la souveraineté énergétique, au sens de liberté du choix fondant le système énergétique français constitue une aspiration légitime et nécessaire (C).

A. UN ENJEU CENTRAL : DISPOSER DE L’ÉNERGIE DONT NOUS AVONS BESOIN TOUT EN DÉCARBONANT SA PRODUCTION

Présente partout autour de nous, l’énergie – la force en action ([1]) – constitue l’élément essentiel à l’existence de notre environnement, de notre système et de notre société. Elle est le « déterminant de ce qui fait notre monde » ([2]). Ce bien singulier, « indispensable à toute activité humaine » ([3]) pour reprendre les termes de M. Jacques Percebois, professeur et directeur du Centre de recherche en économie et droit de l’énergie, permet de se déplacer, de se chauffer, de produire, d’éclairer, de réfrigérer ou encore d’alimenter les équipements électriques qui font le confort de la vie moderne, et plus simplement, elle nous permet de vivre.

Pourtant, les principales sources d’énergie que nous utilisons sont limitées. La crise énergétique actuelle et les alertes émises par le gestionnaire français Réseau de transport d’électricité (RTE) avant l’hiver quant à un risque élevé de tensions sur le réseau électrique français en janvier 2023 ont replacé l’énergie au cœur des préoccupations et rappelé, s’il en était besoin, combien l’énergie est une ressource indispensable au bon fonctionnement de la société.

Parce que l’énergie est vitale et que celle que nous utilisons est limitée, il est nécessaire d’organiser et de planifier sa gestion – c’est l’objectif des politiques énergétiques.

Répondre à ces besoins peut passer par le recours à l’énergie sous des formes et en provenance de sources diverses (1), l’objectif étant d’équilibrer l’offre et la demande en énergie (2) ce qui, s’agissant de l’électricité, impose de tenir compte de contraintes spécifiques (3).

1. La réponse aux besoins énergétiques repose sur des sources et des formes variées d’énergie

L’énergie désigne une capacité à agir, à fournir du travail, quels qu’en soient les modes : mettre une masse en mouvement, engendrer un changement de température, un changement d’état de la matière, transmettre une information, etc. Elle est qualifiée d’énergie primaire lorsqu’elle est considérée brute, telle que tirée ou extraite de l’environnement, et d’énergie secondaire voire finale lorsqu’elle est considérée telle que transformée et utilisée par son consommateur, après d’éventuelles déperditions.

a. L’énergie prend différentes formes en fonction de son utilisation

L’énergie prend différentes formes : elle peut être mécanique, thermique, chimique, lumineuse ou nucléaire.

L’énergie mécanique est définie comme la somme de l’énergie cinétique (celle du mouvement) et de l’énergie potentielle de pesanteur. L’énergie mécanique est une forme d’énergie qui peut être utilisée pour effectuer du travail en utilisant des objets en mouvement ou en modifiant leur position. Les applications de l’énergie mécanique sont vastes et variées : le transport (véhicules motorisés : la combustion interne convertit l’énergie chimique du carburant en énergie mécanique qui fait avancer le véhicule ; avions et trains qui utilisent des turbines pour convertir l’énergie mécanique en énergie cinétique) ; machines-outils ; bâtiments et infrastructures (chauffage et climatisation, éclairage, ventilation, ascenseurs, etc.) ; appareils électroménagers (pales, roues, autres pièces) ; activités de tous types (loisirs et sports, parcs d’attractions, remontées mécaniques, etc.).

L’énergie mécanique est donc omniprésente. Elle peut être stockée par voie hydraulique, par la compression ou par des volants d’inertie et peut être convertie en énergie électrique.

L’énergie thermique est l’expression de l’énergie sous forme de chaleur. Elle est provoquée par l’énergie cinétique issue de l’agitation d’atomes et de molécules dans un corps solide, liquide ou gazeux. L’énergie thermique est utilisée dans de nombreux domaines, tels que la production d’électricité : les centrales électriques à combustion brûlent du combustible (charbon, gaz naturel, pétrole) pour chauffer de l’eau et produire de la vapeur. Cette vapeur est ensuite utilisée pour faire tourner une turbine qui génère de l’électricité, la cuisson, le chauffage et la climatisation des bâtiments, la fabrication de produits industriels (de nombreux produits industriels nécessitent de la chaleur pour leur fabrication : par exemple, les usines de production de verre, de métal et de céramique utilisent toutes l’énergie thermique pour fondre et façonner les matériaux).

Elle peut aussi être utilisée pour produire de la force mécanique et de l’énergie mécanique (exemple du moteur à combustion). Elle peut également être stockée dans des matériaux isolants tels que la laine de verre, la mousse polyuréthane ou le polystyrène expansé.

L’énergie chimique est stockée dans les molécules jusqu’à sa libération au cours d’une réaction chimique. Les atomes des molécules sont maintenus ensemble par des liaisons chimiques qui contiennent de l’énergie potentielle. Lorsqu’une réaction chimique se produit, ces liaisons peuvent être rompues et l’énergie stockée dans les liaisons peut être libérée sous forme d’énergie cinétique, thermique ou électrique.

L’énergie lumineuse est l’énergie créée et transportée par les ondes lumineuses. Elle est utilisée à la fois pour produire de l’électricité, de la chaleur, pour permettre la croissance d’organismes vivants, pour éclairer, pour transmettre de l’information (fibre optique), pour soigner (traitement de maladies de peau, médecine laser…).

L’énergie nucléaire est une forme d’énergie libérée par un noyau atomique. L’énergie nucléaire n’est pas une forme d’énergie chimique : contrairement aux réactions chimiques, qui ne modifient que les électrons autour du noyau, les réactions nucléaires modifient directement le noyau atomique. L’énergie nucléaire peut être provoquée de deux façons :

– par la fission nucléaire : l’énergie est libérée lorsqu’un noyau atomique se divise en deux (parfois trois) noyaux plus petits. Cela n’est possible que si le noyau est dit “fissile”, c’est-à-dire susceptible de subir une fission, quelle que soit l’énergie des neutrons qui les percutent. Ce phénomène est provoqué lorsqu’un neutron collisionne un noyau fissile (le cas pour les isotopes 233 et 235, voire 238 d’uranium et des isotopes 239 et 241 du plutonium), ce qui dégage une grande quantité d’énergie. L’essentiel de l’énergie est emporté sous forme d’énergie cinétique par les produits de fission, qui bousculent les autres atomes. Les produits de fission perdent alors de la vitesse et génèrent de la chaleur. L’énergie cinétique est transformée en énergie thermique. Chaque fission produit entre deux et trois neutrons d’énergie cinétique élevée. Ces derniers interagissent alors avec un autre noyau fissile, qui provoquent de nouvelles fissions : c’est la réaction en chaîne.

– par la fusion nucléaire : deux noyaux légers, chargés positivement fusionnent pour créer un atome lourd. Cela libère une quantité d’énergie très importante. La réaction la plus accessible par l’Homme est la fusion d’un atome de deutérium et d’un atome de tritium, qui donne naissance à un atome d’hélium. La fusion est provoquée lorsque deux noyaux chargés positivement se rapprochent, phénomène possible seulement sous très haute température (100 millions de °C).

L’énergie nucléaire est principalement utilisée à des fins de production d’électricité, via l’exploitation de la chaleur produite lors d’une réaction dans une centrale nucléaire. Les réactions de fission produisent de la chaleur, transformée en vapeur qui alimente une turbine raccordée à un alternateur. La puissance mécanique de la vapeur en mouvement est ainsi transformée en électricité. La réaction nucléaire est aussi utilisée pour la fabrication d’armes atomiques, pour la propulsion navale ou encore pour la médecine, pour la radiothérapie et le traitement du cancer.

b. La production d’énergie dépend des sources d’énergie présentes sur notre territoire ou disponibles à l’importation

Ces différentes formes d’énergie proviennent de sources variées, des sources non renouvelables, présentes en quantité limitée sur Terre, ou des sources renouvelables, considérées comme inépuisables à l’échelle du temps humain.

Le sous-sol de la Terre est composé d’éléments exploitables par l’Homme pour produire de l’énergie. Les sources d’énergies dites fossiles sont des matières premières disponibles sous la surface de la Terre et issues de la décomposition de matières végétales et organiques. On appelle ces résidus des hydrocarbures, en raison de leur composition uniquement constituée de carbone et d’hydrogène.

Les sources fossiles proviennent des dépôts de matières appelés sédiments, riches en matière organique, qui s’enfoncent et se solidifient dans la croûte terrestre au cours des millions d’années : c’est la roche mère. À partir d’une certaine pression et profondeur, la roche mère se transforme en kérogène (état intermédiaire entre la matière organique et les hydrocarbures). Celle-ci commence à générer des hydrocarbures (pétrole, gaz naturel et de schiste, charbon…) à partir de 2 000 mètres de profondeur, distance d’enfouissement où la température du sous-sol atteint 100 °C. Si les énergies fossiles constituent une énergie accessible puisque l’Homme maîtrise son extraction et son exploitation, son acheminement et son stockage, ces énergies ont deux inconvénients majeurs : elles participent, lors de leur combustion, à l’émission de gaz à effet de serre (GES) et elles sont dites limitées puisque non renouvelables à l’échelle de temps humain.

– Le pétrole : le kérogène transformé entre 2 000 et 3 800 mètres. Cet intervalle se nomme la « fenêtre à huile ». Le pétrole est utilisé comme source d’énergie pour la production de chaleur, d’électricité, pour alimenter les véhicules à essence, pour la production de produits chimiques, comme matière première pour la fabrication de plastiques, de caoutchouc synthétique, de médicaments, de cosmétiques, de peintures, de vernis.

Selon l’IFP Énergies nouvelles (IFPEN) ([4]), les réserves prouvées de pétrole sont estimées à 1732 Gb au niveau mondial à fin 2020, soit 53 ans de production au rythme de 2021. En intégrant l’ensemble des ressources pétrolières hors huiles extra lourdes et schistes bitumineux ce ratio atteint environ 189 ans. Malgré l’épuisement des réserves, le pétrole constituait toujours l’énergie la plus consommée en 2019 pour 31 % de la consommation mondiale d’énergie primaire ([5]).

– Un mélange gazeux d’hydrocarbures : le gaz (naturel et de schiste). Quand l’enfouissement de la roche mère se poursuit entre 3 800 et 5 000 mètres, la production d’hydrocarbures liquides atteint un pic. Les liquides produits deviennent de plus en plus légers et passent à l’état gazeux. Cet intervalle de profondeur se nomme « fenêtre à gaz ». Le gaz est composé principalement de méthane, mais peut aussi contenir des quantités variables d’éthane, de propane, de butane ainsi que d’autres composés organiques. Il est produit à partir de la décomposition de matière organique sous des conditions de température et de pression élevées. Le gaz est utilisé comme source d’énergie pour la production de chaleur, d’électricité et pour alimenter les véhicules à gaz.

Selon l’IFPEN ([6]), les réserves prouvées de gaz naturel sont estimées à 4 036 Gm3 au niveau mondial à fin 2020, soit 47 ans de production au rythme de 2021. Ce ratio calculé en intégrant l’ensemble des ressources gazières atteint environ 200 ans. Or, en 2019, le gaz naturel constituait la troisième énergie la plus consommée – 23 % de la consommation mondiale d’énergie primaire ([7]).

Le gaz de schiste est un type particulier de gaz naturel qui se trouve dans les formations rocheuses dites de schiste. Il est produit à partir de formations de roche mère ou de roche-mère non conventionnelle, qui contiennent des quantités importantes de gaz piégées dans leurs pores. En 2016, les réserves mondiales de gaz de schiste techniquement récupérables atteignaient 214,5 milliers de milliards de mètres cubes soit 61 années de production au rythme de 2016 ([8]) – les conséquences environnementales du processus d’extraction conduisent toutefois certains pays, notamment la France ([9]), à stopper l’exploitation de ses ressources.

– Le charbon : roche sédimentaire combustible. Le charbon est une roche solide formée à partir de matière organique, d’animaux morts et de végétation, qui a été comprimée et recristallisée au fil des millions d’années. Le charbon est principalement composé de carbone, mais contient également des quantités variables d’hydrogène, d’azote, de soufre, et d’oxygène. Il est généralement classé en trois types : le charbon anthracite, le charbon bitumineux et le charbon lignite, selon son degré de maturation et sa qualité énergétique. Il est une source fossile utilisée comme source d’énergie depuis des millénaires, principalement pour la production de chaleur et d’électricité. Il est également utilisé dans la production d’acier et dans certaines industries chimiques.

Selon l’IFPEN ([10]), les réserves prouvées de charbon sont estimées à 1 074 Gt au niveau mondial à fin 2020, soit 131 ans de production au rythme de 2021. En 2019, le charbon restait la deuxième énergie la plus consommée – 27 % ([11]).

Le rapporteur ne peut donc que rappeler ce constat alarmant : à ce rythme de production et au degré actuel de connaissance des réserves, les sources d’énergie qui représentent près de 80 % de la consommation énergétique mondiale seront épuisées dans une cinquantaine d’années.

Les sources nucléaires sont des éléments utilisables comme combustibles. Seuls les isotopes atomiques sont mobilisables pour libérer de l’énergie. Un isotope est un atome qui possède, dans sa structure atomique, le même nombre d’électrons que de protons pour rester neutre, mais qui, en son noyau, a un nombre de neutrons différent. Les propriétés chimiques sont inchangées alors que les propriétés physiques sont différentes (l’atome est stable ou radioactif).

Selon l’Agence internationale de l’énergie atomique, on trouverait environ 8,1 millions de tonnes d’uranium naturel sur la planète, soit environ 130 ans de réserve grâce aux mines actuelles au rythme de production actuel et le double de temps en y intégrant les réserves estimées ([12]). L’énergie nucléaire représentait en 2021 environ 5 % de la consommation d’énergie primaire mondiale.

	Type	Caractéristique	Présence dans l’uranium naturel	Utilisation
Uranium 235	Isotope naturel de l’uranium	Fissile	0,7 %	Réacteurs à eau légère Réacteurs à sels fondus Réacteurs à neutrons rapides (RNR) Réacteurs uranium naturel graphite gaz (UNGG)
Uranium 238	Isotope naturel de l’uranium	Fertile	99,3 %	Réacteurs RNR Réacteurs UNGG
Uranium 233	Produit à partir de thorium 232	Fissile	-	Réacteurs à eau légère Réacteurs à sels fondus Réacteurs RNR
Plutonium 239	Produit à partir d’uranium 238	Fissile	-	Réacteurs RNR
Plutonium 241	Produit à partir de plutonium 240	Fissile	-	Réacteurs RNR

Source : rapporteur.

En complément des sources géologiques, d’autres sources d’énergies naturelles sont mobilisables et considérées comme inépuisables à l’échelle du temps humain : les sources d’énergies renouvelables comme le soleil, les masses d’air, l’eau, la biomasse et la chaleur du sous-sol terrestre.

La Terre tire toute son énergie d’une seule source : le soleil. Il émet des photons, particules élémentaires qui transportent de l’énergie dans un champ électromagnétique, qui n’ont ni charge ni masse et qui interagissent avec la matière en créant des électrons libres ou en excitant des atomes et des molécules. Par exemple, cela se produit lorsque la lumière frappe une cellule photoélectrique. Le rayonnement solaire, à travers les photons qu’il émet, permet de produire de l’énergie selon trois technologies différentes :

– la technologie solaire photovoltaïque est la seule permettant de produire directement de l’électricité. C’est au sein des cellules photovoltaïques, qui composent les panneaux, que les particules de lumière du soleil transfèrent leur énergie aux électrons d’un matériau semi-conducteur. Ces électrons se mettent alors en mouvement et créent un courant électrique collecté par une grille métallique très fine. Assemblées en série et en parallèle, puis protégées par différentes couches de matériaux afin de former un module photovoltaïque, ces cellules fournissent une tension et un courant électrique.

– l’énergie sous forme thermique peut être extraite du soleil, par des capteurs solaires thermiques, là aussi sous forme de panneaux. À la différence de la technologie photovoltaïque, aucune électricité n’est produite. La chaleur captée est transmise dans des absorbeurs métalliques et réchauffe ensuite un fluide caloporteur qui circule dans un réseau de tuyau, pour alimenter un chauffage central ou produire de l’eau chaude sanitaire.

– la technologie thermodynamique permet de produire de l’électricité indirectement : le rayonnement solaire est transformé en chaleur, puis cette chaleur permet de produire de l’électricité. Le principe du solaire thermodynamique est de concentrer les flux de photons du rayonnement solaire à l’aide d’un dispositif optique (composé de miroirs) afin que l’énergie qu’ils comportent puisse chauffer un fluide caloporteur à une température élevée de 400 °C à 1,000 °C, permettant par la suite de produire de l’électricité par le biais de turbines à vapeur ou à gaz. Les principaux avantages de cette technologie sont le stockage partiel de l’énergie sous forme thermique et la production d’électricité à plus grande échelle ([13]).

Le vent est issu de l’énergie primaire du soleil. Le soleil chauffe la Terre de manière inégale et les continents chauffent ainsi l’air. L’air chaud augmente en volume, est plus léger et rencontre un air froid en altitude. C’est à partir de la différence de pression entre des masses d’air chaud et d’air froid que naît le vent. Le mouvement des masses d’air peut être exploité : l’énergie cinétique du vent est convertie par un système en énergie mécanique qui actionne un générateur d’électricité.

Le mouvement de l’eau est historiquement utilisé par l’Homme à des fins énergétiques. Les premiers moulins à eau remontent en effet à l’Antiquité. L’énergie hydraulique est produite par l’utilisation de la force de l’eau pour générer de l’électricité. Cela peut se faire par plusieurs moyens.

Le barrage hydraulique est la méthode la plus répandue pour transformer l’énergie de l’eau en électricité. Dans la partie supérieure, l’eau et par extension son énergie potentielle est stockée. À sa chute, son énergie potentielle de pesanteur est convertie en énergie cinétique (en mouvement de l’eau, avec une vitesse et une accélération) qui actionne des turbines raccordées à un alternateur générateur d’électricité.

Dans le cas des marées, le flux et le reflux de l’eau permet de produire de l’électricité. À la marée montante, l’eau est stockée dans un réservoir puis libérée quand la différence de hauteur entre le niveau de la mer et le niveau du bassin est suffisamment importante. L’énergie marémotrice est alors captée et convertie soit en énergie mécanique (moulin à eau) soit en électricité à l’aide de turbines et d’alternateurs.

Dans le cas des courants marins, l’énergie cinétique des flux d’eau peut être captée pour créer de l’énergie mécanique puis transformée en électricité : c’est l’hydrolienne.

Enfin, les mouvements de la houle, c’est-à-dire des ondes qui se propagent dans l’eau au contact du vent, forment de l’énergie houlomotrice. Plusieurs technologies sont à l’étude afin de récupérer l’énergie houlomotrice et de la transformer en électricité comme les colonnes d’eau oscillantes (l’oscillation de l’eau agit comme un piston qui comprime de l’air afin d’actionner une turbine productrice d’électricité), ou encore les systèmes à déferlement (l’eau remplit un bassin surélevé puis l’eau est libérée en passant par une turbine productrice d’électricité).

L’énergie de rayonnement du soleil agit directement sur les matières organiques d’origine végétale, animale, bactérienne ou fongique. La biomasse désigne l’ensemble de ces matières qui peuvent se transformer en énergie potentielle chimique. Les matières permettent de produire l’électricité et/ou de la chaleur par trois grandes méthodes :

– par la combustion : le bois, les déchets, les végétaux, etc. sont directement brûlés et produisent de la chaleur, qui peut être transformée en électricité ;

– par la gazéification : il s’agit d’une transformation thermochimique dans le but d’obtenir un mélange gazeux combustible. La gazéification est utilisée comme source de production de chaleur, d’électricité (gaz sur turbines) ou d’hydrogène ;

– par la méthanisation : les matières sont transformées en biogaz par l’action de micro-organismes. Cette méthode crée deux produits. Le premier est le biogaz avec comme composant principal le méthane. Il est une source d’énergie qui peut être injectée directement dans le réseau de gaz naturel et utilisé pour produire de l’électricité (cogénération). Le second est un résidu, le « digestat », utilisé comme fertilisant.

L’énergie terrestre est l’énergie générée en continu par la chaleur des profondeurs de la Terre. La géothermie consiste à exploiter la chaleur naturelle stockée dans le sous-sol pour produire de l’énergie. L’eau chaude ou la vapeur stockées dans un réservoir souterrain sont utilisées telles quelles ou converties en électricité. La géothermie peut être utilisée pour produire de la chaleur :

– la géothermie pour les bâtiments, piscines, serres, piscicultures… Les réservoirs sont situés en couche peu profonde (quelques dizaines de mètres de profondeur). L’énergie thermique est utilisée pour chauffer des petites installations à l’aide de pompes à chaleur ou pour produire de l’eau chaude sanitaire ;

– les réseaux de chaleur : les réservoirs sont situés en couche moyennement profonde (quelques centaines de mètres). L’énergie captée peut produire du chaud et du froid.

La géothermie peut également être utilisée pour produire du froid, avec ou sans l’utilisation de pompes à chaleur. Le sous-sol devient alors source de froid quand sa température est suffisamment basse pour rafraîchir un bâtiment ; c’est le cas l’été. La chaleur du sous-sol peut aussi être refroidie à l’aide de pompes à chaleur réversibles puis injectée dans un bâtiment.

Enfin, la géothermie profonde, entre 2 000 et 3 000 mètres, peut être utilisée pour produire de l’électricité, à travers deux méthodes :

– en turbinant de la vapeur : l’eau chaude sous pression remontée d’un puits de production perd progressivement de sa chaleur et arrive sous forme d’eau et de vapeur en raison de la perte de pression. La vapeur est utilisée pour actionner une turbine productrice d’électricité ;

– par transfert d’énergie thermique à un fluide : quand l’eau est moins chaude, elle est maintenue sous pression pour dissiper sa chaleur à un second fluide qui se vaporise à basse pression et basse température. La vapeur produite actionne une turbine productrice d’électricité.

Les sources d’énergie sont donc variées et permettent, après récupération et transformation, d’obtenir une énergie qui peut prendre différentes formes.

2. Des besoins assurés par l’ajustement de l’offre et de la demande

La politique énergétique française recherche notamment à établir l’équilibre entre l’offre et la demande. Elle doit permettre de prévoir en continu les formes d’énergie dont les consommateurs ont besoin afin d’adapter l’offre en fonction des sources d’énergie accessibles – celles disponibles sur le territoire (soleil, vent, eau, chaleur) et celles qu’il faut importer (gaz, pétrole, uranium) – et en fonction non seulement de la possibilité et des capacités à transformer ces sources d’énergies en énergie (électricité, chaleur, hydrocarbure), mais aussi de la capacité à stocker et à transporter l’énergie.

Pour que la France dispose de l’énergie dont elle a besoin, à chaque instant, et en dépit de la variabilité de l’offre et de la demande nationale, elle peut agir à la fois sur la production d’énergie et sur la consommation.

a. Le développement de l’offre par le déploiement de capacités de production et par les importations

Du côté de l’offre, il s’agit d’abord de disposer de capacités de production suffisantes et d’anticiper un éventuel volume d’importations complémentaires. Les moyens de production d’un pays varient en fonction des ressources dont il dispose et des technologies qu’il développe selon le mix énergétique qu’il choisit. Disposer de capacités de production nationales suppose :

– d’avoir déployé des installations de production d’énergie – ce qui nécessite d’avoir une maîtrise suffisante des technologies sous-tendant ces installations de production, en disposant des brevets, des savoir-faire et des compétences nécessaires à leur exploitation et à leur maintenance – et d’avoir organisé la bonne disponibilité des matières premières et des matériaux indispensables à la construction et au fonctionnement des moyens de production (par exemple les matériaux critiques pour certaines énergies renouvelables ou l’approvisionnement en uranium pour le cas du nucléaire) ;

– de maintenir ces installations de production en état fonctionnel : parc de production nucléaire, installations de production d’électricité à partir d’énergie renouvelable (hydraulique, éolien, solaire, bioénergie), d’installations thermiques à combustible fossile (centrales à cycle combinée gaz, centrales à charbon, centrales au fioul, turbines à combustion alimentées au fioul ou au gaz, moyens de production thermique décentralisée) ;

– d’organiser l’acheminement de l’énergie du producteur au consommateur, qu’il soit résidentiel ou professionnel, via un réseau de transport et de distribution de l’énergie qui peut prendre différentes formes (par exemple lignes électriques et postes de transformation pour l’électricité, canalisations pour le gaz, raffinage, stockage puis acheminement pour le pétrole). Lorsque, comme c’est généralement le cas, les capacités de production nationales ne suffisent pas pour répondre à la demande, l’offre énergétique d’un pays peut encore s’appuyer sur les importations d’énergie.

Les importations permettent ainsi à un État de bénéficier de formes d’énergie dont il ne dispose pas sur son territoire, de compléter la production nationale, ou de suppléer l’indisponibilité ponctuelle des capacités de production. Cela impose toutefois de disposer des infrastructures nécessaires à l’acheminement de l’énergie : comme dans le cadre de l’acheminement de la production nationale du producteur au consommateur, il s’agit d’organiser les interconnexions au moyen d’un réseau de transport et de distribution bien dimensionné.

Encadré 1 : les réseaux de transport et de distribution des énergies

La distribution des différentes énergies de leurs lieux de production, d’extraction ou de stockage vers leur lieu de consommation est réalisée par des réseaux de transport et de distribution.

Les hydrocarbures, tels que le pétrole et le gaz naturel, sont transportés par pipeline, navires-citernes et camions-citernes pour approvisionner les raffineries et les centrales thermiques. Les produits pétroliers, tels que l’essence et le diesel, sont ensuite distribués par des stations-service et utilisés pour les transports routiers, maritimes et aériens.

La chaleur s’appuie sur un système de distribution de chaleur qui comprend une ou plusieurs unités de production de chaleur, un réseau de distribution dans lequel un fluide caloporteur transporte la chaleur vers des sous-stations d’échange alimentant un réseau de distribution secondaire qui dessert les bâtiments. Les réseaux de distribution de chaleur sont peu étendus puisque la chaleur ne peut être transportée sur de longues distances.

L’électricité et le gaz bénéficient de réseaux de transport et de distribution développés à grande échelle (internationale).

Le gaz est acheminé du lieu d’extraction au lieu de consommation par les gazoducs terrestres ou sous-marins - canalisations permettant le transport du gaz sous pression sur de longues distances -, ou par sa transformation en gaz naturel liquéfié (GNL) – notamment pour le transport en navire méthanier jusqu’au terminal méthanier. Le réseau de transport du gaz permettant d’acheminer le gaz jusqu’aux consommateurs finaux se compose d’un réseau principal le reliant aux réseaux voisins, aux lieux de stockage et aux terminaux méthaniers et d’un réseau régional permettant d’alimenter les réseaux de distribution et les consommateurs raccordés au réseau.

Le réseau d’électricité permet d’acheminer l’électricité depuis les lieux de production – centrales électriques, énergies renouvelables électriques – jusqu’au lieu de consommation.

b. La possibilité de réduire la demande énergétique par l’incitation

Du côté de la demande, il est également possible d’agir pour réduire la consommation d’énergie et maîtriser la consommation énergétique.

Il peut s’agir d’actions aux effets à la fois immédiats et durables, s’inscrivant dans une démarche de sobriété énergétique, concept qui renvoie à l’ensemble des actions et des changements de comportements et de modes de vie permettant de réduire la consommation énergétique.

À plus long terme et au-delà de la sobriété qui renvoie à une baisse de la consommation énergétique, qui se traduit par une réduction ou une évolution des usages, l’efficacité énergétique permet de consommer moins en améliorant les performances des appareils et des installations.

Outre ces différents leviers d’action permettant d’équilibrer l’offre et la demande, il s’avère aussi nécessaire de tenir compte des contraintes physiques pesant sur la gestion de l’électricité.

3. Les spécificités de l’électricité : le besoin d’un réseau adapté et de l’intervention permanente du gestionnaire

L’électricité prend la forme d’un flux d’électrons continu en déplacement dans un circuit électrique – partant des installations de production et allant jusqu’aux sites de consommation. Par construction, elle ne se transporte donc pas comme les autres énergies et se stocke difficilement.

Notions fondamentales sur l’électricité

Courant électrique : il correspond au mouvement de porteurs de charge électrique (électrons) dans un matériau conducteur.

Tension électrique : elle correspond à la force du courant électrique qui circule dans un circuit. Elle est exprimée en volt (V).

Intensité électrique : elle correspond à la vitesse et à la quantité du courant électrique, c’est-à-dire du flux d’électrons dans un conducteur. Elle s’exprime en ampère (A).

Puissance électrique : elle correspond à la vitesse à laquelle l’énergie est délivrée. Elle est le résultat de la tension multipliée par l’intensité et se mesure en watt (W ou joule – J – par seconde).

Production ou consommation d’énergie : elle se définit par la puissance électrique sur un temps donné (watt-heure – Wh – ; kilowatt-heure – kWh – ; etc.).

Facteur de charge : il est le rapport entre le nombre d’heures de fonctionnement réel à pleine puissance et le nombre d’heures de fonctionnement théorique dans l’année. Pour les énergies renouvelables, ce facteur de charge évolue constamment en fonction de la force des vents, de la chaleur, des rayonnements, etc.

Les technologies actuelles ne permettent en effet pas de stocker massivement l’électricité en tant que telle. Le stockage d’électricité est toutefois effectué en convertissant le courant électrique en une énergie stockable ce qui permet de la stocker de quelques minutes à un temps long. Pour cela, le stockage peut être mécanique grâce à des stations de pompage (stations de transfert d’énergie par pompage – STEP –, représentant 99 % des capacités de stockage d’électricité dans le monde), par air comprimé ou par inertie (volant d’inertie). Le stockage peut également être chimique (hydrogène, cf. Encadré 10 : hydrogène actuel et perspectives d’avenir) ou électrochimique (batterie, le plus souvent à lithium-ion ou stockage stationnaire) ([14]).

Le stockage de l’électricité devient stratégique à grande échelle dès lors que l’on développe des énergies intermittentes comme les énergies renouvelables, qui ne produisent pas ou très peu d’électricité pendant certaines périodes. En l’absence de capacités de stockage suffisantes pour répondre en continu à la demande d’électricité, il résulte l’obligation :

– de disposer d’un réseau de transport et de distribution à l’échelle nationale capable de supporter des contraintes fortes liées à la variation de la demande d’électricité – et donc de l’offre. Il doit être en mesure d’assurer un approvisionnement électrique suffisant et continu ;

– de maintenir à tout instant l’équilibre du réseau : la quantité d’électricité produite et injectée dans le réseau doit être égale, à tout moment, à la quantité d’électricité consommée.

Les réseaux de transport et de distribution d’électricité sont des ensembles d’infrastructures physiques constitués de lignes aériennes, de câbles souterrains et de transformateurs. Ils se déclinent sur trois niveaux ([15]) :

– le réseau de grand transport et d’interconnexion (« autoroutes de l’énergie ») supporte une tension électrique importante (225 ou 400 kV) sur de longues distances. En France, il est géré par RTE (réseau de transport d’électricité) et au niveau européen par l’Organisation des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (ENTSO-E) (cf. Encadré 2 : la gestion du réseau européen).

– les réseaux régionaux supportent une tension moyenne (63, 90, 225 kV) à l’échelle régionale. Ils sont gérés par les communes qui ont la possibilité de déléguer la gestion de leurs réseaux à un gestionnaire de réseau de distribution (GRD) (ENEDIS ou des régies ou entreprises locales de distribution (ELD)) ;

– les réseaux de moyenne et basse tensions (400V ou 20kV) desservent les consommateurs finaux.

Tout changement au sein de ce réseau – ajout ou retrait d’une installation de production, de stockage, de consommation – affecte son équilibre et peut nécessiter un raccordement ou une adaptation de celui-ci. Un déséquilibre du réseau peut affecter les équipements raccordés ou entraîner des coupures d’électricité. L’absence d’adaptation des infrastructures du réseau entraîne un dépassement, sur certains axes et à certaines heures de la capacité maximale de transit des lignes concernées (dite congestion du réseau), dont l’occurrence pourrait se multiplier à mesure que la production électrique s’intensifiera ([16]).

Pour répondre à la hausse de la production d’électricité (développement du parc nucléaire, déploiement des énergies renouvelables) le réseau doit être étendu en fonction de la localisation des futures installations de production.

Encadré 2 : la gestion du réseau européen

Au niveau européen, la gestion du réseau d’électricité est assurée et coordonnée par l’Organisation des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (ENTSO-E) qui regroupe 39 gestionnaires de réseau de transport (GRT) de 35 pays.

Pour accentuer la coordination des réseaux, le troisième paquet-énergie de 2009 ([17]) crée le Réseau européen des gestionnaires de réseau, l’un pour le gaz et l’autre pour l’électricité (REGRT, European association for the cooperation of transmission system operators – ENTSO-E).

Le REGRT a pour objectif d’assurer l’approvisionnement électrique permanent, la sécurité et la fiabilité du réseau européen. Pour cela, l’association travaille avec les autorités nationales de régulation d’énergie et la Commission européenne ([18]).

En collaboration avec l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER), le REGRT définit des règles et des codes techniques d’accès au réseau ; il coordonne son exploitation par l’échange d’informations et la mise en place de normes et de procédures de sécurité et d’urgence partagées. Il publie, tous les deux ans, un plan décennal d’investissement dans le réseau, révisé par l’ACER.

a. Les mécanismes de marché pour équilibrer le réseau

En France, RTE (Réseau de transport d’électricité), propriétaire et gestionnaire du réseau d’électricité, a la charge d’assurer un équilibre entre l’offre et la demande en temps réel en surveillant le réseau, en maîtrisant les flux entre régions et entre pays et en anticipant les variations de consommation électrique à différents pas de temps.

Encadré 3 : RTE (Réseau de transport d’électricité)

Créé en 2000 dans le but de préparer l’ouverture du marché de l’électricité, RTE est chargé de gérer le réseau de transport d’électricité. RTE a réalisé un chiffre d’affaires de 4,7 milliards d’euros en 2020, et compte 9 438 collaborateurs.

Les activités de RTE consistent à gérer, exploiter et développer le réseau de transport d’électricité en France, en assurant la continuité et la sécurité de la fourniture d’électricité. Cela comprend la planification et la construction de nouvelles infrastructures, la maintenance des équipements existants, la gestion des flux d’électricité et l’intégration des énergies renouvelables.

La démarche de surveillance et de prévision assurée par RTE s’étalonne du très court terme (temps réel), au long terme (3 ans) voire au très long terme s’agissant des rapports de prospective sur plusieurs décennies (ex : futurs énergétiques 2050) et nécessite :

– de prévoir des trajectoires de consommation – présentées dans ses bilans prévisionnels annuels ;

– de prendre en compte les aléas météorologiques et la disponibilité du parc de production, notamment affectés par les opérations de maintenance s’agissant du parc nucléaire ou par l’intermittence des énergies pour les installations renouvelables.

Les énergies renouvelables sont dites intermittentes, c’est-à-dire que leur disponibilité varie. L’inconstance des éléments naturels (vent, soleil) entraîne des variations de production d’énergie. Cette variabilité de la production, ou intermittence, crée un défi pour l’équilibre des réseaux qui doivent absorber des pics de production dont l’importance croît à mesure que les énergies renouvelables, dont certaines comme l’éolien ne produisent pas d’électricité pendant une longue période dans la journée, sont déployées.

Figure 1 : évolution moyenne de la production d’électricité en France par filière et par heure entre 2017 et 2022 (hors énergie nucléaire)

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Source : rapporteur, d’après les données transmises par RTE.

Lecture : moyenne de la production d’électricité en France, par filière et par heure, entre 2017 et 2022 - la contribution des différentes filières à la production électrique quotidienne varie au cours d’une journée.

Figure 2 : évolution de la production mensuelle d’énergie par énergie depuis 2017 (en GWh)

Source : rapporteur, d’après les données transmises par RTE

Lecture : évolution de la production mensuelle d’énergie par filière depuis 2017 - la contribution des différentes filières à la production électrique annuelle varie au cours de l’année (saisonnalité).

RTE prévoit l’offre et la demande d’électricité afin de coordonner la stratégie des différents acteurs – producteurs d’électricité ; distributeurs ; consommateurs – et anticipe le surplus ou le déficit de production qu’il équilibre au moyen de mécanismes de marché ([19]) :

• les marchés de gros permettent d’échanger de grandes quantités d’électricité pour un approvisionnement à grande échelle et au niveau européen à un prix fixé en fonction du coût marginal de production du dernier MWh produit. Or, lorsque la demande est forte, les centrales thermiques à énergie fossile sont sollicitées et ce dernier MWh est produit quasi-systématiquement à partir du gaz ou du charbon dont les coûts marginaux sont bien supérieurs ([20]). Ils se déclinent en fonction des produits échangés et des horizons considérés :

– le marché « spot » (bourses EPEX Spot et Nord Pool Spot) sur lequel des volumes d’électricité sont échangés à très court terme (jour-même ou lendemain) à un pas horaire ou demi-horaire avec des échéances allant jusqu’à H-1 ;

– les marchés à terme (bourse EEX) sur lesquels des volumes sont échangés à court et moyen terme (au-delà du lendemain et jusqu’à trois ans à l’avance) et sur une période de temps donnée (un an, un semestre, un mois, un week‑end, un jour) ;

Figure 3 : formation des prix spot de l’électricité

Source : Toute l’Europe

• le marché de détail de l’électricité ([21]) sur lequel les fournisseurs d’électricité vendent des quantités d’électricité aux consommateurs finaux (ménages, entreprises, etc.). En France, deux offres sont proposées aux consommateurs : les offres de marché (à prix fixe ou à prix indexé) et les tarifs réglementés de vente (TRV) déterminés par les pouvoirs publics.

b. Les différents contrats d’achat d’électricité (CAE)

L’électricité achetée par les fournisseurs sur ces différents marchés est ensuite revendue aux consommateurs à différents prix selon le contrat concerné.

Depuis le 1er juillet 2009, les marchés français de l’électricité et du gaz naturel sont ouverts à la concurrence. Chaque consommateur est donc libre de choisir son fournisseur pour conclure le contrat qu’il souhaite.

La vente et l’achat d’électricité sont encadrés par des contrats d’achat d’électricité (CAE ou power purchase agreement - PPA). Sur le marché de détail de l’électricité, les clients peuvent souscrire à deux types de contrats distincts.

En France, les contrats aux tarifs réglementés de vente (TRV) ne sont ainsi proposés que par les fournisseurs historiques (EDF et environ 100 entreprises locales de distribution (ELD)). Couvrant 98 % de la consommation nationale d’électricité ([22]), ils permettent aux consommateurs détenteurs d’un contrat d’une puissance inférieure ou égale à 36kVA d’acheter leur énergie à un prix fixé par les pouvoirs publics.

Les CAE ont été marqués par la création de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) par la loi NOME ([23]) du 7 décembre 2010 instaurant un droit pour les fournisseurs d’acheter de l’électricité nucléaire à prix régulé à EDF pour alimenter des clients finaux situés en France métropolitaine.

Les contrats d’offre de marché sont, quant à eux, proposés par les fournisseurs historiques et par les fournisseurs alternatifs, ces contrats varient selon les fournisseurs. Les offres peuvent être à prix variable indexé sur les TRV ou sur d’autres produits (prix spot, ARENH, etc.) ou à prix fixe selon les modalités contractuelles retenues (prix de l’énergie constant mais abonnement évolutif ; prix de l’énergie et abonnement constant ; etc.). Elles peuvent également se distinguer par leurs produits, sur le modèle des offres vertes qui proposent uniquement de l’électricité renouvelable.

Les prix de vente de l’énergie proposés par les fournisseurs intègrent des coûts identiques à tous les fournisseurs (accès aux réseaux dont les tarifs sont fixés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE)) et des coûts variables (coût de production et commerciaux, marge, etc.). À ces coûts, s’ajoutent également des contributions et taxes assumées par le client :

– la contribution tarifaire d’acheminement (CTA) permettant de financer les droits d’assurance vieillesse des personnes du régime des industries électriques et gazières ;

– la contribution au service public de l’électricité (CSPE), également nommée taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE) ;

– les taxes sur la consommation finale d’électricité (TCFE) définies par chaque commune et appliquées aux contrats inférieurs ou égaux à une puissance de 250kVa. Depuis le 1er janvier 2021, ces taxes se restreignent à la taxe communale sur la consommation finale d’électricité (TCCGE) ;

– la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) s’élevant à 5,5 % ou 20 % selon la puissance souscrite.

c. Les mécanismes d’équilibrage du réseau

Le travail précis de prévision de l’offre et de la demande d’électricité effectué par RTE n’efface pas une partie résiduelle d’incertitude induite par :

– la variabilité de l’offre, c’est-à-dire de la production d’électricité (intermittence) ;

– la variabilité de la demande, fonction de nombreux facteurs : l’activité des consommateurs ; les changements de saisons et les variations des conditions météorologiques qui en résultent, qui ont un impact qui se vérifie à l’aune de la thermo-sensibilité française ([24]) ; le calendrier (week-end, vacances, jours fériés) qui a également un impact sur la consommation électrique, de même que l’heure de la journée (des pics de consommation journaliers sont observés le soir et le matin).

S’il constate un écart entre production et consommation, RTE peut agir sur la production d’électricité, en demandant la hausse ou la baisse d’une unité de production. Cela pose la question du dimensionnement du parc de production national, qui, si on fait abstraction des interconnexions, doit permettre de couvrir tant la base que la pointe de consommation. Il est ainsi utile de disposer de capacités de production pilotables, mobilisées pour faire face à la pointe.

Depuis 2017, le mécanisme de capacité ([25]) oblige les fournisseurs à prouver qu’ils ont la disponibilité suffisante pour faire face aux pointes, grâce à des contrats avec des opérateurs.

Les acteurs échangent les garanties de capacité ([26]) via des sessions de marché organisées ou de gré à gré. Le détail des transactions est publié dans le registre des garanties de capacité. Pour les enchères, les volumes échangés et les prix (€/garantie) sont publiés, en toute transparence, sur le site d’EPEX Spot.

L’année de livraison, RTE signale les jours de pointe durant lesquels les acteurs doivent remplir leurs engagements respectifs (jours PP1 pour les fournisseurs, jours PP2 pour les producteurs et autres exploitants de capacité).

Après l’année de livraison, RTE notifie aux fournisseurs leur niveau d’obligation final et calcule la disponibilité réelle des capacités. Les écarts donnent lieu à des règlements financiers.

Du côté de la demande, des mécanismes d’équilibrage du réseau ont également été mis en place par RTE telles que des mesures fondées sur le marché. Dans les zones non interconnectées, il s’agit des mesures d’exploitation normale du réseau. En France continentale, il s’agit essentiellement du « redispatching ([27]) » ou de contreparties ([28]). D’après le plan de préparation aux risques, les réserves primaires et secondaires sont activées automatiquement pour contenir la déviation de fréquence, rétablir la fréquence à 50 Hz et ramener à leur valeur prévue les échanges d’énergie aux frontières.

Le mécanisme d’ajustement, ou « réserve tertiaire », mis en place en 2003, permet d’équilibrer le réseau par l’activation d’une capacité de production ou d’effacement. La réserve tertiaire est activée manuellement par un dispatcher de RTE pour compléter la réserve secondaire, s’y substituer, ou pour résoudre des contraintes sur le réseau de transport résultant d’un excès ou d’un manque local de production.

L’effacement consiste en une baisse totale ou partielle ponctuelle, sur sollicitation, et contre rémunération, de la consommation de sites de soutirage d’électricité. En raison du bénéfice qu’il apporte au système électrique (il réduit la tension sur l’équilibre offre-demande) l’effacement est valorisé sur le marché : une rémunération compense l’inconfort occasionné pour le consommateur l’acceptant. Le volume d’offre d’effacement retenu pour l’année 2023 est de 2 702 MW, soit en hausse pour la troisième année consécutive (+ 36 % par rapport à 2022).

Lorsque le fonctionnement normal du réseau est menacé de manière grave et immédiate, le gestionnaire du réseau électrique, RTE, peut en effet déclencher en quelques secondes le mécanisme d’interruptibilité, qui lui permet d’interrompre instantanément l’approvisionnement d’un consommateur à profil de consommation interruptible, tel qu’un industriel, contre dédommagement financier. L’interruption est réalisée sur un délai très court : RTE peut interrompre un ou plusieurs consommateurs industriels en moins de 5 secondes. Cinq sites ont été retenus pour 531 MW contractualisés via un appel d’offres pour l’année 2023.

L’organisation d’un délestage, qui consiste à effectuer des coupures d’électricité temporaires de courte durée (2 heures maximum consécutives), peut aussi être envisagée, même si ce type de mesure se raréfie grâce à l’utilisation accrue des interconnexions avec les réseaux des pays limitrophes. Le délestage est activé en dernier ressort par le gestionnaire de réseau en cas de procédure de sauvegarde du réseau, et n’ouvre pas droit à rémunération.

Les moyens de production électrique se mettent généralement à produire suivant leur ordre de préséance économique, par coût marginal croissant des installations jusqu’à satisfaire la demande. Le caractère plus ou moins polluant des différents systèmes de production électrique est un autre critère pouvant conduire à n’activer certaines capacités de production qu’en dernier ressort.

Assurer l’approvisionnement énergétique du pays tout en poursuivant l’objectif de décarbonation passe donc à la fois par la maîtrise de la demande d’énergie, par la production nationale d’énergie décarbonée dont relèvent les énergies renouvelables et le nucléaire, et par la diversification des approvisionnements pour les importations qui s’imposent.

Pour autant, la sécurité d’approvisionnement énergétique ne saurait être confondue avec l’indépendance énergétique, qui relève du mirage.

B. Un MIRAGE : l’indépendance énergétique, au sens de L’autonomie de production

L’ensemble des personnalités auditionnées par la commission, qu’il s’agisse des experts indépendants, des responsables des instituts de recherche ou des administrations en charge des questions énergétiques, ont partagé un constat clair : l’indépendance énergétique, au sens d’une autonomie complète de production, n’existe pas (1).

Certes, la mesure du « taux d’indépendance énergétique », qui constitue un outil statistique imparfait peut donner une idée de la dépendance énergétique des États ; de ce point de vue, la France apparaît dans une position au-dessus de la moyenne européenne (2).

Mais l’analyse du modèle énergétique des pays présentant les plus faibles taux de dépendance confirme le fait que la poursuite de l’indépendance énergétique en France est illusoire : les pays réputés les moins dépendants énergétiquement présentent des caractéristiques géographiques spécifiques ou fondent leur approvisionnement énergétique sur un mix ne répondant pas à l’objectif de décarbonation de l’énergie que poursuit la France (3).

1. Le concept d’indépendance énergétique fondé sur la notion d’autonomie est en pratique inatteignable

L’indépendance énergétique a été définie comme « la capacité d’assurer de manière autonome l’approvisionnement et la production d’énergie dont les citoyens ont besoin » ([29]) par M. Daniel Verwaerde, administrateur général du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) de 2015 à 2018, ou encore comme la « capacité d’un pays à satisfaire de manière autonome des besoins énergétiques, donc à maximiser la production locale d’énergie nécessaire à la population et aux activités industrielles » ([30]), par M. Pascal Colombani qui occupait la même fonction quinze ans auparavant (1999-2002).

En dépit de ces nuances, un consensus a rapidement émergé parmi les différents acteurs et analystes de la politique énergétique française sur le fait qu’historiquement, la France n’a jamais été totalement indépendante sur le plan énergétique. C’est une idée que M. Jean-Marc Jancovici, professeur à Mines Paris, a avancée en préambule de son audition : schématiquement, « la France n’a jamais été indépendante énergétiquement depuis qu’elle a quitté l’ère des énergies renouvelables. Nous étions indépendants énergétiquement à l’époque où nous utilisions exclusivement les pierres et le bois du sol français pour construire des moulins à vent et à eau ainsi que le bois et l’herbe française pour faire avancer des animaux de trait » ([31]).

Le professeur M. Yves Bouvier a confirmé que « la France n’a jamais réellement connu d’indépendance énergétique », mais que « la quête d’indépendance énergétique représente un horizon politique » ([32]), dont on peut trouver l’origine à l’issue de la Première Guerre mondiale, lorsqu’ « émerge l’idée d’une coordination des politiques énergétiques par secteur, portée notamment par Henry Bérenger ([33])».

Au-delà de l’analyse historique, le consensus a également émergé quant au mirage que constitue l’indépendance énergétique totale. Pour M. Jean‑Marc Jancovici déclare ainsi que « l’indépendance n’existe pas stricto sensu » ([34]). Pour M. Cédric Lewandovski, directeur exécutif du Groupe EDF en charge de la direction du Parc nucléaire et thermique, « l’indépendance énergétique absolue est impossible à atteindre » ([35]). Pour M. JeanBernard Lévy, ancien président-directeur général (PDG) d’EDF, « l’indépendance totale n’est pas réaliste, même dans le cadre communautaire » ([36]).

Cet objectif apparaît d’autant plus illusoire au regard de la situation française actuelle. Une telle indépendance impliquerait de disposer de toutes les matières premières et composants indispensables à la construction des installations de production, d’en maîtriser complètement la technologie et la chaîne industrielle, ainsi bien sûr que de disposer de l’éventuel carburant nécessaire.

Sans même entrer dans le débat de savoir si l’indépendance énergétique totale est souhaitable ([37]), elle est donc, du point de vue des experts auditionnés, inatteignable.

2. La mesure statistique imparfaite de l’indépendance énergétique place la France à un niveau relativement élevé et en augmentation

Des outils statistiques proposent de mesurer le taux d’indépendance ou de dépendance énergétique des États. En dépit des réserves méthodologiques qu’il est possible de leur opposer, l’observation des résultats auxquels ils aboutissent montrent que la France se situe parmi les pays européens les plus indépendants énergétiquement.

En France, l’indépendance énergétique est appréhendée au moyen de l’indicateur statistique défini par l’Institut national de la statistique et des études économiques (INSEE) du taux d’indépendance énergétique. Il mesure, pour une année donnée, le rapport entre la production nationale d’énergie primaire (charbon, pétrole, gaz naturel, nucléaire, hydraulique, énergies renouvelables) et la consommation en énergie primaire ([38]). Ce taux s’élève, pour la France, à 55 % en 2021, contre 25 % au milieu des années 1970, avant la mise en œuvre du plan Messmer de construction du parc nucléaire. Sur la période 2005‑2021, le taux d’indépendance énergétique de la France enregistre une progression constante.

Figure 4 : évolution du taux d’indépendance énergétique de la France

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Source : SDES, bilan énergétique provisoire 2021 transmis par le SDES à la commission d’enquête.

Lecture : le taux d’indépendance énergétique mesure le rapport entre la production primaire et la consommation primaire.

Ce premier indicateur fait l’objet de critiques ([39]) au motif qu’il intègre, dans la production primaire, la vapeur primaire issue des combustibles nucléaires. Cette vapeur primaire, trois fois plus importante que la quantité d’électricité produite, est donc considérée comme française alors qu’elle provient de la combustion de combustibles importés.

Cette méthode de calcul de l’indépendance, intégrant les importations, entre en contradiction avec « les conventions internationales sur les statistiques de l’énergie (qui) considèrent comme énergie primaire la chaleur issue de la réaction et non le combustible nucléaire lui-même », précise le ministère de la Transition écologique ([40]).

Pour autant, cette méthode de calcul revêt une certaine cohérence au regard de la composition du mix énergétique français. M. Pascal Colombani, ancien administrateur général du CEA, souligne que l’intégration de l’uranium plutôt que la chaleur issue de la réaction nucléaire dans le calcul de l’énergie primaire ferait chuter ce taux à 12 % ([41]). Certes, l’accès au combustible nucléaire est « sans commune mesure avec notre dépendance au pétrole et au gaz » (voir II, D, 2, d), ce qui peut justifier de retenir l’énergie nucléaire et non l’uranium importé pour appréhender l’indépendance énergétique française, mais l’objection demeure importante.

Pour M. David Marchal ([42]), la consommation d’énergie finale – c’est-à-dire la consommation primaire moins les volumes liés aux pertes intervenues dans les transports, l’utilisation d’une certaine quantité dans la transformation de ces énergies ou dans des usages non-énergétiques, mais aussi la partie d’énergie non utilisée - « montre bien à quel point la France dépend de ces importations, à la fois d’énergies fossiles mais aussi de combustibles pour nos centrales nucléaire ».

Pour dépasser ces limites, M. David Marchal propose un calcul alternatif : élaborer un indicateur de mesure incluant la question des matériaux et des ressources nécessaires au fonctionnement des différentes sources d’énergie, qui présentent certaines vulnérabilités en matière d’énergies renouvelables (voir I, D, 3, d, i). Selon lui, il conviendrait en fait de concevoir la notion de souveraineté énergétique en incluant l’intégralité des combustibles importés, y compris les combustibles nucléaires – contrairement à la nomenclature internationale qui les considère comme du minerai.

Ainsi, sur la consommation d’énergie finale française, d’environ 1 600 TWh en 2020 ([43]), les énergies entièrement produites en France – principalement composées d’énergies renouvelables – représentent à peu près 19 % : la consommation d’énergie finale française dépendrait alors à 81 % de combustibles importés ([44]).

À cette analyse on peut répondre que la part de valeur ajoutée liée à l’importation de l’uranium est faible – elle ne représentait en effet qu’entre 5 et 7 % du coût de production ([45]) –, ce qui permet de considérer l’essentiel de la production électronucléaire comme française.

Selon M. David Marchal, il serait également nécessaire d’intégrer à ce nouvel indicateur la dépendance aux matériaux stratégiques des filières industrielles qui composent notre mix énergétique même si « cette dépendance sur les matériaux est stratégique à moyen terme mais ne revêt quand même pas le même caractère d’urgence que la dépendance sur les combustibles ». « Si nous voulions faire un véritable calcul, il conviendrait sans doute d’y inclure les consommations intermédiaires et les matériaux utilisés dans les différentes filières de production d’énergie ainsi que leur provenance » ([46]).

En tout état de cause, la très faible variation du taux d’indépendance énergétique de la France sur les trente dernières années (le taux était de 55 % en 1995, est descendu à 50 % sur la décennie 2000-2010, avant de remonter à 55 % en 2015) ne permet pas de mesurer pleinement l’évolution du mix énergétique depuis 30 ans, et l’évolution des vulnérabilités qu’il présente.

Ces réserves étant faites, la comparaison internationale des taux de dépendance des différents États peut permettre de mieux apprécier la situation de la France, notamment grâce au taux de « dépendance aux importations énergétiques » ([47]) produit par Eurostat et qui mesure le rapport entre les importations nettes (importations déduction faite des exportations) et l’énergie brute disponible ([48]).

Ce taux indique que la dépendance de l’Union européenne (UE-27) aux importations d’énergie oscille, depuis les années 1990, entre 40 et 60 % - partant d’un taux de 50 % en 1990 pour atteindre 55,5 % en 2021 ([49]) . La comparaison des taux européens permet de constater que, depuis 2013, tous les États membres sont importateurs nets d’énergie ([50]) mais le sont très inégalement ([51]). En effet, en 2021, les États de l’UE présenteraient une très grande variété de situations, d’un taux de dépendance de près de 100 % pour certains (97 % pour Malte, 89,5 % pour Chypre, et 92,5 % pour le Luxembourg) à 1 % pour d’autres (Estonie). ([52])

Les données retenues pour 2021 permettent de constater que la France se situe parmi les États européens les moins dépendants énergétiquement avec un taux s’élevant à 44,2 %. Elle serait le 9ème pays le plus indépendant énergétiquement de l’Union européenne, avec un écart de plus de 13 points par rapport à la moyenne européenne (cf. figure 5 : taux de dépendance énergétique des États membres de l’Union européenne en 2021)

Sept pays présentent des taux inférieurs à celui de la France, étant souligné que la Pologne, la Finlande, la République Tchèque et la Bulgarie qui précèdent la France au classement présentent un taux proche du taux français, autour de 40 % de dépendance.

Figure 5 : taux de dépendance énergétique par États membres de l’Union européenne en 2021

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Source : rapporteur, d’après les données Eurostat.

Lecture : le taux de dépendance aux importations mesure le rapport entre les importations nettes (importations déduction faite des exportations) et l’énergie brute disponible.

Cette position relativement meilleure de la France s’avère d’autant plus nette lorsqu’on la compare à des pays aux caractéristiques démographiques et économiques proches. Le graphique ci-dessous permet d’observer plus finement la comparaison de pays européens sélectionnés.

Figure 6 : taux de dépendance aux importations énergétiques en Europe en 2021

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Source : rapporteur, d’après les données Eurostat.

Lecture : le taux de dépendance aux importations mesure le rapport entre les importations nettes (importations déduction faite des exportations) et l’énergie brute disponible. La Norvège exportant plus d’énergie qu’elle n’en consomme, son taux de dépendance énergétique est négatif.

L’Allemagne, l’Espagne et l’Italie ont ainsi des taux de dépendance supérieurs au taux de la France d’au moins une vingtaine points. Si l’on fait abstraction des pays ayant une population modérée et dotés de fortes concentrations de ressources énergétiques, y compris fossiles, comme c’est le cas de l’Estonie, de la Roumanie ou de la Suède, la France connaît bien un taux de dépendance inférieur à celui de ses voisins de taille comparable ([53]).

3. Les pays détenant le plus haut niveau d’indépendance énergétique présentent des singularités géographiques ou ont un mix très carboné

L’examen des pays avec le plus haut niveau d’indépendance révèle que la France ne saurait se hisser à leur niveau, parce qu’ils présentent des singularités (géographiques ou géologiques notamment) non reproductibles et des mix énergétiques très carbonés.

Ces singularités permettent à certains pays tels que les États-Unis, la Russie et la Norvège de s’approcher grandement de l’indépendance énergétique. Or l’observation tant des choix de production énergétique de ces pays que des ressources dont ils disposent montre que la France est dans une situation très différente et qu’elle ne pourrait pas, en tout état de cause et considérant sa géographie, sa géologie et les normes environnementales et climatiques ambitieuses qu’elle a souhaité se fixer, poursuivre le même modèle en vue d’approcher leurs taux d’indépendance énergétique.

Dans les faits, le degré d’indépendance possible pour un pays est conditionné, en premier lieu, par « la dotation initiale de facteurs » ([54]) pour citer M. Jacques Percebois, c’est-à-dire qu’il est conditionné à l’importance des ressources énergétiques présentes sur son territoire.

Suivant ce constat, ce sont logiquement les pays qui présentent les plus importantes ressources en gaz et en pétrole qui figurent parmi les champions de l’indépendance énergétique. D’après les statistiques de l’Agence d’information sur l’énergie américaine (EIA), les cinq plus grands producteurs de pétrole au monde étaient, en 2021 et dans l’ordre de priorité, les États-Unis, l’Arabie Saoudite, la Russie, le Canada, la Chine ([55]). Or ces cinq pays se situent également dans les neuf plus gros producteurs de gaz naturel ([56]). Cette richesse des ressources facilite l’accession à une plus grande indépendance énergétique.

Sur le continent européen, deux pays se distinguent plus particulièrement : la Norvège et l’Estonie.

a. Le système norvégien : une production d’énergies fossiles très largement excédentaire

La Norvège s’avère tout à fait singulière du fait de la quantité des ressources disponibles sur son territoire. D’après le rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) paru en 2022 consacré à la politique énergétique de la Norvège ([57]), le pays a exporté, en 2020, 87 % de sa production énergétique.

En étant un gros producteur de gaz pour une consommation domestique de cette énergie quasi inexistante, ce pays a exporté, en 2020, 98 % de sa production de gaz, le plaçant à la troisième place mondiale des exportateurs de cette énergie. La Norvège est également dotée d’importantes ressources hydrauliques. 92 % du mix électrique de la Norvège repose sur l’hydroélectricité, alors même que l’électrification du mix énergétique norvégien est très avancée ([58]). La Norvège a également produit 2,3 % du pétrole mondial en 2020.

Son excédent énergétique est donc important : en 2020, la Norvège a produit 10 fois plus de pétrole et 21 fois plus de gaz que ce que sa consommation domestique nécessite. Ce pays dispose donc de certains avantages pour assurer son indépendance énergétique tout en poursuivant les objectifs de réduction des émissions polluantes.

b. Le système estonien : une indépendance au détriment de l’environnement

L’Estonie présente quant à elle le taux de dépendance énergétique le plus bas des États membres de l’Union européenne, mais son modèle énergétique repose sur une forte dépendance aux schistes bitumineux à partir desquels elle peut produire de la chaleur, de l’électricité et des hydrocarbures.

D’après le dernier rapport d’analyse du mix énergétique estonien produit par l’AIE ([59]), en 2018, le schiste bitumineux représentait 72 % de la production énergétique intérieure totale de l’Estonie, et 73 % de l’approvisionnement en énergie primaire. Si l’exploitation de cette source d’énergie apporte à l’Estonie un haut degré d’autosuffisance énergétique, elle constitue un obstacle majeur à la réalisation des engagements climatiques de baisse des émissions de gaz à effet de serre.

c. Le système états-unien : la production énergétique à tout prix

D’autres pays ont la particularité de combiner la présence sur leur territoire des ressources naturelles variées et en quantité importante, mais aussi la volonté d’exploiter certaines sources énergétiques indépendamment des questions environnementales qu’elles posent.

C’est notamment le cas des États-Unis, qui sont devenus en 2020 et pour la première fois depuis 1953, exportateur net d’énergie. Cette évolution résulte d’une forte progression de sa production énergétique qui s’appuie sur des innovations techniques de la fracturation hydraulique et des forages horizontaux.

Le choix fait par les États-Unis de mettre en œuvre ces procédés a conduit, en 20 ans, à une augmentation conséquente de la production énergétique du pays, devenu le premier producteur mondial de pétrole et de gaz. Au premier semestre 2022, le pays devenait le premier exportateur mondial de gaz naturel liquéfié ([60]) et opérait, sur ce même semestre, des exportations de produits pétroliers records ([61]). En 2020, 34% de la production d’énergie des États-Unis provenait du gaz naturel ([62]) – dont 88 % reposait sur l’exploitation de gaz de schiste ([63]).

Si le secteur énergétique des États-Unis demeure largement dominé par les énergies fossiles et devrait le rester ([64]), la production et la consommation de charbon reculent ([65]). Cette diminution a été rendue possible par la hausse du gaz naturel, mais aussi par le développement des énergies renouvelables.

Ainsi, le très haut niveau d’indépendance énergétique des États-Unis repose sur de nombreux atouts, qui ne se limitent d’ailleurs pas à la seule présence de sources d’énergie sur le territoire. Sur le plan géographique, d’abord, comme l’a souligné M. Philippe Sauquet ([66]), ancien directeur général Gas Renewables & Power chez TotalEnergies, l’organisation de l’espace, en raison de sa densité, est bien plus propice à l’installation des infrastructures d’énergie renouvelable que le territoire français. Sur le plan économique ensuite, la situation des États-Unis est aussi, comme l’a rappelé M. Bruno Bensasson ([67]), PDG d’EDF Renouvelables, totalement différente de la nôtre car ce pays bénéficie de la hausse du prix du pétrole et du gaz lorsque la France en souffre et subventionne des boucliers tarifaires.

Le développement d’un tel modèle en France n’est donc ni possible – en raison de la situation géologique et géographique de la France -, ni souhaité – la France a interdit le recours à la fracturation hydraulique en 2011 ([68]).

La référence à ces quelques exemples étrangers confirme l’importance de la dotation initiale de ressources pour atteindre l’indépendance énergétique, qui ne peut être approchée que par de très rares pays. En ce sens, l’indépendance énergétique de la France apparaît bien comme un mythe duquel il faut se détacher, à l’inverse de la quête de souveraineté énergétique qui, d’après M. Daniel Verwaerde, « peut intégrer une part de dépendance si celle-ci est choisie ».

C. UN OBJEctif qui doit guider l’action publique : la souveraineté énergétique, au sens de liberté de choix

Autant les auditions de la commission d’enquête comme les données étudiées conduisent à rejeter l’idée de l’indépendance énergétique, autant elles montrent le sens et l’importance de viser la souveraineté énergétique, au sens d’une liberté de disposer d’options énergétiques qui réduisent la dépendance du pays. Cette quête de souveraineté, et donc de liberté, au niveau énergétique doit être poursuivie au moyen de différents leviers (1). Elle doit l’être en temps « normal », mais aussi en temps de crise : le concept de souveraineté se décline alors en concept de résilience (2). Dans les deux cas, dans un monde énergétique fait d’interdépendances, l’échelle européenne apparaît être, pour la France, un élément stratégique majeur (3).

1. La souveraineté énergétique, une liberté de choix face à différentes options énergétiques

a. La souveraineté énergétique suppose de disposer de capacités de production et d’adaptation sous une double contrainte économique et environnementale

La concrétisation de la souveraineté énergétique suppose pour un État de disposer de différentes options pour assurer sa sécurité d’approvisionnement.

Il s’agit tant d’être en mesure de garantir une production domestique maximale, que de disposer d’une capacité d’adaptation aux éventuelles lacunes de cette production. Cela suppose autant de bien penser la stratégie d’importation, que d’optimiser sa production domestique en lui donnant le calibrage suffisant pour répondre aux besoins tant en base qu’en pointe.

Pour M. Yves Bréchet ([69]), ancien Haut-commissaire à l’énergie atomique, la souveraineté énergétique correspond à la « capacité à fournir au pays, tant à ses citoyens qu’à ses industriels, les quantités et les puissances nécessaires, en maîtrisant les technologies permettant de le faire et en dépendant uniquement, s’agissant des ressources, de pays alliés et diversifiés ».

M. Pierre-Marie Abadie ([70]), directeur général de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) partage cette lecture de la souveraineté énergétique qui passe, d’après lui, par « la maîtrise technologique, économique ou la diversification des sources d’approvisionnements ainsi que la maîtrise de stocks stratégiques ».

La place centrale des technologies fait dire à M. Jean‑Bernard Lévy ([71]) qu’en maîtrisant la plupart des technologies nucléaires, EDF contribue à la souveraineté énergétique française. Cette souveraineté énergétique qui doit être, selon M. Alexandre Grillat, secrétaire national Affaires publiques et européennes à la Fédération CFE-CGC Énergies, tout autant « industrielle, technologique, scientifique, économique que numérique ».

Selon M. Pierre‑Marie Abadie, « le fait pour la France de maîtriser l’ensemble de la chaine de l’amont à l’aval, y compris la prise en charge des déchets radioactifs de la filière » contribue également à cette souveraineté et à la maîtrise de l’ensemble du cycle.

L’organisation de la meilleure production énergétique nationale possible ne saurait toutefois suffire, car, comme le souligne M. Jean-Baptiste Fressoz ([72]), « les systèmes énergétiques reposent sur une telle diversité de matières et de technologies que garantir une forme de souveraineté implique beaucoup de dépendances et une présence industrielle dispersée dans d’immenses chaînes de valeur ».

C’est pourquoi M. Patrick Landais ([73]), Haut-commissaire à l’énergie atomique, souligne que, outre la localisation en France des secteurs industriels clefs, il importe, pour soutenir cette souveraineté, de veiller à « l’absence de dépendance critique » comme à la « capacité de contrôler les approvisionnements essentiels ».

Cela renvoie aux propos de M. Jean-Marc Jancovici qui estimait devant la commission d’enquête que « les bonnes questions semblent être de savoir de qui nous dépendons, dans quelles proportions et avec quelles aptitudes à nous retourner en cas de problème ».

La souveraineté énergétique repose ainsi sur une multitude de leviers qu’un État doit être capable de mobiliser, tout en répondant de manière optimale non seulement à l’objectif de décarbonation du système énergétique, mais aussi aux contraintes économiques, notamment de performance industrielle. Veiller à une production nationale optimale ne peut ainsi passer par un investissement fondé sur un endettement illimité visant à disposer de capacités de productions nationales, s’il apparaît possible et plus cohérent économiquement de préférer à la production nationale l’importation de l’énergie.

b. La souveraineté énergétique comme recherche de la liberté de choix

En dépit du faible recours à ce concept par la littérature comme en droit positif, les nombreuses auditions menées ont permis de souligner le sens que prend le concept de souveraineté énergétique à travers la question de la liberté de choix, pour l’État, de prendre ses décisions en matière énergétique.

Bien entendu, la souveraineté énergétique est d’abord et avant tout un objectif politique, c’est pourquoi elle est envisagée par M. Yves Bouvier comme « la capacité de faire des arbitrages dans le domaine énergétique » ou par M. Laurent Michel ([74]) comme la « capacité à définir et conduire sa politique ». En cela, cet objectif peut être atteint en actionnant concomitamment de nombreux leviers, eux-mêmes plus ou moins quantifiables :

– la capacité à sécuriser l’approvisionnement en dépit des dépendances aux matériaux critiques ; M. Bernard Fontana ([75]), Président de Framatome entendait d’ailleurs la souveraineté comme « la capacité de la France à répondre à ses besoins énergétiques, par des solutions nationales ou des coopérations choisies et maitrisées, et une liberté d’action à l’international sur ces sujets » ;

– la maîtrise des technologies et savoir-faire associés, par la détention de brevet ou de capacité concrète à exploiter ou maintenir efficacement et rapidement tel ou tel équipement qui reposerait sur cette technologie ;

– la capacité à construire des installations de production pour atteindre la puissance nécessaire à la satisfaction des besoins nationaux ;

– la résilience de l’ensemble du modèle énergétique, c’est-à-dire son adaptabilité en cas de crise et sa capacité à évoluer en fonction de divers chocs externes, géopolitiques ou climatiques, qui pourraient notamment avoir des conséquences sur la sécurité d’approvisionnement ([76]).

En somme, une « France souveraine en matière de politique énergétique doit être en mesure de définir et de décider seule, pour ses propres intérêts, de sa politique énergétique et de disposer des moyens d’atteindre les objectifs définis par cette politique » (M. Daniel Verwaerde).

Sous cette acception, la souveraineté énergétique réside tant dans une capacité de faire, d’agir dans un sens souhaité, que dans une capacité de résister ou de s’adapter aux décisions qui pourraient être imposées par d’autres. Une perte de souveraineté se manifesterait alors par une limitation volontaire ou involontaire, interne ou externe, de ces possibilités d’action.

2. La souveraineté en temps de crise : réduire les vulnérabilités par une stratégie de résilience

L’une des dimensions de la souveraineté énergétique repose sur la capacité à répondre aux besoins du pays même en temps de crise.

Cette capacité se mesure à travers le concept de résilience, qui, d’après M. Daniel Verwaerde, « suppose qu’un incident est venu remettre en cause le processus d’approvisionnement normal » et correspond à « la capacité de continuer la mission de fournir aux Français l’énergie dont ils ont besoin alors que le processus nominal en place s’est révélé défaillant ».

Comme l’a précisé le professeur M. Xavier Jaravel ([77]) , « dans un monde globalisé, où chacun dépend de plusieurs chaînes de valeur, la souveraineté tient moins à l’autonomie pure qu’à la résilience, définie comme la capacité à résister aux chocs d’ordre interne, tels qu’une indisponibilité du parc nucléaire, et aux chocs d’ordre externe, tels qu’une guerre rendant difficile l’approvisionnement en énergie ». La question centrale est celle de la mesure des vulnérabilités puisque, pour reprendre les mots de M. Jacques Percebois, « on peut être dépendant sans être vulnérable, et indépendant tout en l’étant ».

Pour maîtriser les dépendances, il s’agit d’anticiper les vulnérabilités, d’essayer de les réduire, et de disposer, en cas de survenue d’un choc, de solutions permettant la continuité de la sécurité énergétique. Avoir une stratégie de résilience implique dès lors d’intervenir en deux temps : d’abord, identifier les vulnérabilités ; ensuite, définir les réponses susceptibles de réduire ces vulnérabilités.

M. Xavier Jaravel, auteur avec Mme Isabelle Mejean d’une étude consacrée à la stratégie de résilience ([78]), a explicité cette démarche :

« Il importe de dresser un diagnostic très fin des chaînes de valeur. Nous sommes parvenus à la conclusion que 4 % de l’ensemble des importations françaises constituent des vulnérabilités, c’est-à-dire traduisent une dépendance à un petit nombre de pays extra-européens. Il faut donc analyser plus précisément les chaînes de valeur nécessaires à la production de l’énergie, en menant un travail de cartographie qui permette de repérer les vulnérabilités dans les chaînes de valeur et de les anticiper. Ce travail de diagnostic est forcément au long cours, s’agissant notamment des métaux et des minerais stratégiques extraits des terres rares. Un tel ciblage permet de réduire les coûts de la résilience, à condition de forger une palette d’outils, tels que la relocalisation des productions et, si possible, la diversification des sources d’approvisionnement ou le recours au stockage. Il faut aussi vérifier si nos partenaires européens partagent nos vulnérabilités ou non, et enfin identifier les dépendances réciproques, une faiblesse sur une partie de la chaîne de valeur pouvant être compensée par une force sur une autre, de sorte que la situation n’est pas asymétrique et peut être tolérable du point de vue géopolitique ».

Or, ce travail de cartographie s’avère difficile à mettre en place.

La France ne dispose pas encore d’un suivi statistique de ce sujet. De l’aveu même de M. Jean-Luc Tavernier, directeur général de l’INSEE, l’évaluation de la dépendance des chaînes de valeur et de la résilience est un nouveau sujet pour l’appareil statistique, et il ne lui apparaît pas évident de savoir comment ni avec quel types d’instruments éclairer statistiquement les choses, d’autant qu’il s’agit d’un travail qualitatif qui suppose, pour identifier une dépendance, de connaître l’éventail des fournisseurs des entreprises, et la fragilité de leurs sous-traitants de différents rangs.

Mme Ketty Attal-Toubert ([79]) , Cheffe du Département des statistiques et des études du commerce extérieur (DSECE), a également précisé que la DSECE n’avait pas encore réalisé d’étude sur le sujet dans le secteur de l’énergie. En revanche, elle a mené une première étude s’appuyant sur la notion de vulnérabilité suivant une méthodologie définie par le Fonds monétaire international (FMI) afin d’analyser les vulnérabilités des approvisionnements originaires de Chine ([80]). Dans le cadre de ce travail, la vulnérabilité a été définie suivant deux critères. Le premier est le degré de concentration des pays fournisseurs des importations du produit, puisque l’importation d’un produit par un nombre réduit de pays fournisseurs peut représenter un risque, à moins qu’un report sur d’autres fournisseurs soit possible. Le second critère est celui du potentiel de diversification à court terme du produit : le nombre d’exportateurs mondiaux pour un produit est analysé.

En outre, d’après M. Sylvain Moreau ([81]), directeur des statistiques d’entreprises à l’INSEE, une enquête européenne expérimentale en cours de réalisation par Eurostat sur la chaîne de valeur, portant sur la période 2018-2020, devrait prochainement permettre d’analyser l’évolution de l’organisation des entreprises européennes avant la crise de la covid-19 et comment elles envisageaient de délocaliser une partie de leur appareil productif. Il serait souhaitable que les services statistiques français tirent des enseignements de cette étude pour l’appliquer ensuite au secteur énergétique français.

En tout état de cause, M. Jaravel a formulé la proposition, que rejoint votre rapporteur, de charger une instance de réfléchir au long cours à cette question et d’établir cette cartographie. Elle pourrait travailler dans un cadre transdisciplinaire réunissant le Centre d’analyse, de prévision et de stratégie du Quai d’Orsay, des économistes de l’énergie, des économistes des chaînes de valeur et des spécialistes de la géopolitique.

Dans l’immédiat, en dépit de l’absence de cartographie fine et exhaustive, un certain nombre de vulnérabilités sont néanmoins déjà repérées et traitées, notamment par le ministère de l’Économie et des finances. La direction générale des entreprises (DGE) œuvre ainsi déjà à la mise en œuvre du deuxième volet de la stratégie de résilience qui consiste, une fois les vulnérabilités identifiées, à les gérer en leur apportant une réponse.

Le directeur général des entreprises, M. Thomas Courbe ([82]), a fait état de travaux de structuration de la politique de réponse aux vulnérabilités engagés depuis 2019, et qui connaissent une accélération depuis la crise de la covid-19. Il a affirmé que les secteurs stratégiques et les chaînes de valeur qui y sont associées sont désormais mieux identifiés, notamment dans les six secteurs stratégiques définis lors du sommet de Versailles de mars 2022 ([83]) pour lesquels l’Union européenne a souhaité se doter de moyens de production en Europe. Parmi ces six secteurs figurent les moyens de production énergétique ([84]).

M. Thomas Courbe a indiqué que « dans ces secteurs, où des produits critiques sont clairement identifiés, nous déployons des actions pour agir sur la réduction des vulnérabilités sur l’ensemble de la chaîne de valeur, à la fois pour produire en Europe et en France une partie de ces produits et pour maîtriser l’ensemble de la chaîne de valeur, jusqu’aux intrants, qui sont soit énergétiques soit d’une autre nature. Ces intrants critiques sont à présent mieux identifiés, à la fois au niveau européen et français ». Il a notamment indiqué que, s’agissant des métaux stratégiques, la France et l’Union européenne déploient des actions de réduction des vulnérabilités sur une liste de 30 métaux particulièrement critiques ([85]).

Dans leur étude précitée consacrée à la stratégie de résilience dans la mondialisation ([86]), M. Xavier Jaravel et Mme Isabelle Méjean recensent les trois axes sous-tendant toute stratégie de résilience. Ils indiquent que selon le niveau technologique des intrants vulnérables, il et nécessaire d’agir dans trois directions : « encourager la diversification des approvisionnements et les alliances stratégiques lorsque d’autres partenaires commerciaux peuvent être mobilisés, notamment au niveau européen ; si la diversification des sources n’est pas possible, faciliter ou subventionner le stockage, notamment sur les produits à faible valeur ajoutée ; pour les intrants vulnérables à la frontière technologique, favoriser l’innovation pour produire sur le territoire national de manière compétitive ».

La sécurisation des approvisionnements en uranium, en énergies thermiques mais également en métaux nécessaires à la transition énergétique a effectivement été présentée comme essentielle au cours de nombreuses auditions, tout comme la question du stockage. L’innovation technologique a également été abordée, par exemple par M. Piechaczyk ([87]) qui a insisté sur le caractère fondamental de la « notion de diversification technologique, au sein de la famille nucléaire, mais aussi entre le nucléaire et d’autres sources de production d’énergie ».

À l’inverse, une caractéristique récente du système énergétique français a été présentée comme un point faible dans le cadre de la stratégie de résilience : il s’agit de l’absence de capacité de production excédentaire, qui faciliterait pourtant la remédiation à des chocs systémiques sur le système énergétique.

Concrètement, plusieurs dispositifs préventifs ou à activer en cas de crise existent en France, pour le pétrole, pour le gaz, et pour l’électricité.

Pour le pétrole, on retrouve :

– une obligation de stockage ([88]) : visant à constituer et à conserver pendant douze mois des quantités de produit pétrolier correspondant à un volume de stock stratégique, fixé par voie règlementaire, de façon à ce que la France dispose en permanence de stocks stratégiques équivalents à 90 jours d’importations nettes ;

– un plan d’urgence hydrocarbures : il permet aux autorités publiques d’édicter des mesures de crise (augmentation de la disponibilité de produits, limitations d’usage, restrictions d’accès – par exemple lorsqu’un Préfet réquisitionne une station-service au profit des activités essentielles au fonctionnement de l’État) et à la direction générale de l’énergie et du climat d’actionner divers moyens en fonction de l’ampleur de la crise (libération des stocks stratégiques à la demande des opérateurs, dérogations et exonérations de certaines obligations portant sur la composition et le transport des carburants, demande aux opérateurs d’activer et d’accélérer la mise en place d’approvisionnement alternatifs.

Pour le gaz, les dispositifs suivants ont été mis en place :

– la stratégie de dimensionnement du système gazier, des sites de stockages et des interconnexions, permet de faire face à une pointe de froid pendant trois jours successifs telle qu’il s’en produit statistiquement une tous les cinquante ans, soit une demande de 4 100 GWh/j ;

– une obligation de stockage ([89]) : selon le code de l’énergie, le ministre chargé de l’énergie fixe chaque année, au printemps, les stocks minimaux de gaz naturel nécessaires au 1er novembre pour garantir la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel pour l’hiver à venir. Les fournisseurs doivent par la suite remplir leurs capacités de stockage au minimum à 85 % ([90]) ;

– le plan urgence gaz : en cas de crise gazière, ce plan permet la mise en place de mesures préventives (fourniture de dernier recours, fourniture de secours, obligation de mise sur le marché des stocks de gaz naturel, interruptibilité de la consommation de gaz naturel ([91])), de mesures portant sur la consommation (recommandations de modérer la consommation d’énergie, application stricte de la limitation de température dans les locaux de certains établissements recevant du public et de la température de chauffage en cas d’inoccupation (code de la construction et de l’habitation), de mesures d’assouplissement des obligations de service public (assouplissement de l’obligation de continuité de fourniture, assouplissement de l’obligation de remplissage des capacités de stockage souscrites dans les infrastructures essentielles), et de mesures de dernier recours (délestage de certains gros consommateurs industriels afin d’éviter l’effondrement du réseau de gaz naturel ([92])).

Pour l’électricité, peuvent être mentionnés :

– une stratégie de stockage et de diversification de l’approvisionnement en uranium : historiquement menée par EDF, cette stratégie de diversification concerne tant les fournisseurs que les pays d’approvisionnement. La stratégie de stockage est menée par le Gouvernement et classifiée, elle est mise en œuvre par EDF pour permettre le stockage de l’équivalent de plusieurs années de combustible ([93]) ;

– le plan de préparation aux risques dans le secteur de l’électricité ([94]) : il identifie les différents scénarios de crise électrique possibles, les autorités compétentes et les procédures à suivre en cas de crise électrique. Outre le travail de veille et de planification opérationnelle de la gestion de crise, y sont identifiées des mesures visant à atténuer ou à résorber les crises électriques lorsqu’elles surviennent (activation d’une capacité de production ou d’effacement, réduction du niveau de tension sur le réseau de distribution, interruptibilité, délestage, appel à la réduction de consommation, activation des offres d’assistance mutuelle entre gestionnaires de réseau de transport, réquisition et déploiement de groupes électrogènes).

Encadré 4 : les dispositifs de crise actionnés en 2022

Parmi les dispositifs évoqués ci-dessus, plusieurs ont été actionnés au cours de l’année 2022 :

– Lors de la « crise des carburants » en octobre 2022, la DGEC communiquait quotidiennement aux autorités publiques l’information sur l’état des stations-service et la disponibilité en carburant avec des focus régionaux et départementaux et sur la disponibilité des stocks chez les opérateurs afin d’orienter les gros consommateurs, et était en mesure de diffuser les listes de contacts actualisées des opérateurs pétroliers, afin de faciliter la mise en contact locale avec les principaux consommateurs en difficulté.

– une gestion de crise exceptionnelle au niveau européen : si les crises liées aux hydrocarbures sont généralement essentiellement locales, l’invasion de l’Ukraine par la Russie a conduit à une plus forte coordination européenne pour assurer la sécurité énergétique. Ainsi, l’Union européenne a décidé d’un embargo sur les produits venant de Russie ([95]) et a mis en place une task force chargée de coordonner et de faciliter les appels d’offres conjoints, d’optimiser l’utilisation des infrastructures et de collaborer avec les États membres pour remédier aux éventuels goulets d’étranglement dans les groupes régionaux.

– en France, la gestion de cette crise a conduit à la création d’une task force au sein de la DGEC. Outre la parution du décret n° 2022-495 du 7 avril 2022 relatif au délestage de la consommation de gaz naturel et modifiant le code de l’énergie, précisant les conditions de mise en œuvre de la procédure de délestage, le dispositif de stockage a été renforcé par la consécration légale de la trajectoire de remplissage pour chaque opérateur. L’objectif de remplissage fixé a été atteint à la mi-novembre 2022. Sur la question du dimensionnement des infrastructures, les démarches ont été entreprises pour augmenter les capacités d’importation de GNL avec l’optimisation et l’augmentation dès 2022 des capacités de déchargement des terminaux méthaniers de Fos Cavaou et de Dunkerque, et le Gouvernement a pris la décision d’implanter un nouveau terminal flottant au Havre.

– des mesures complémentaires de sauvegarde électrique ont été prises pour l’hiver 2022/2023 : obligation d’extinction des publicités lumineuses en cas de signal Ecowatt, obligation de mise à disposition de RTE, en cas de signal Ecowatt rouge, des moyens de secours d’une puissance supérieure à 1 MW, de la totalité des capacités d’effacement de consommation, de production et de stockage valorisées par des opérateurs d’ajustement sur le mécanisme d’ajustement, réquisition possible des centrales à gaz lorsqu’il y a une menace grave et concomitante sur la sécurité d’approvisionnement en gaz et en électricité.

L’exécution de l’ensemble des mesures prises a effectivement permis à la France de faire face à la crise, et de passer l’hiver 2022. Dans le bilan électrique 2022, RTE a d’ailleurs jugé le « système électrique résilient face à une crise énergétique inédite depuis les années 1970 ». Il souligne qu’en dépit de l’addition de trois crises indépendantes mais simultanées (l’envolée des prix du gaz résultant de la guerre menée par la Russie à l’Ukraine, la crise française de production nucléaire, et la sécheresse longue qui a réduit la production hydraulique en France à son plus bas niveau depuis 1976), il n’y a pas eu de rupture d’approvisionnement, grâce « à la diminution structurelle de la demande en électricité et dans les pays voisins ainsi qu’à un fonctionnement des échanges de gaz et d’électricité conforme aux règles européennes ».

Reste que, au-delà des dispositifs de crise déjà en place et de la stratégie française qu’il convient de mettre en œuvre pour accroître la résilience de notre système énergétique, il est indispensable de tenir compte du cadre européen dans lequel notre système énergétique s’inscrit, et qui revêt un caractère stratégique.

3. Le caractère stratégique de l’échelle européenne pour mener une politique de souveraineté et de résilience énergétique

Les critiques émises à l’encontre du marché européen de l’énergie, qui pourront nourrir les réflexions sur les évolutions qu’il conviendrait d’y apporter, ne doivent pas occulter le caractère stratégique de l’échelle européenne dans la quête de souveraineté énergétique.

Puisque la France ne peut être indépendante énergétiquement, sa souveraineté énergétique ne peut se penser dans un cadre strictement national. M. Jean-Luc Tavernier ([96]) a ainsi observé que « puisque nous vivons dans un espace européen assez solidaire et géopolitiquement assez stable, c’est à ce niveau que l’on doit appréhender les questions liées à notre indépendance énergétique », tandis que M. Philippe de Ladoucette ([97]), ancien Président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a considéré que « la souveraineté, si elle peut exister, ne peut être qu’européenne ».

Il apparaît en effet utile de souligner le caractère stratégique de l’échelon européen pour au moins deux aspects fondamentaux de la souveraineté énergétique : la contribution des interconnexions à la sécurité d’approvisionnement, et la pertinence de cette échelle de réflexion pour mener une véritable politique industrielle.

a. Les interconnexions européennes et le marché européen

D’abord, les interconnexions énergétiques européennes, qui permettent d’activer la solidarité européenne, constituent une véritable force dont il faut mesurer la valeur.

Comme l’a rappelé M. André Merlin ([98]) , Président d’honneur de RTE, le réseau européen d’interconnexions électriques est l’un des plus importants au monde, auquel seul le réseau chinois peut être comparé. M. François Brottes ([99]) , conseiller-maître à la Cour des comptes, ancien président du directoire de RTE, a confirmé qu’en Europe, « les électrons ne connaissent pas de frontières », mais transitent en permanence à travers un réseau de transport d’électricité qui maille l’ensemble de l’Europe continentale, couvre trente-sept pays récemment rejoints par l’Ukraine et la Moldavie et s’appuie sur près de 430 interconnexions dont 50 se situent en France. Il s’agit, d’après lui, d’une « réussite européenne et d’un bel exemple de solidarité » qui encourage à la résilience collective.

Encadré 5 : les interconnexions européennes

Une interconnexion est une « ligne de transport qui traverse ou enjambe une frontière entre des États membres et qui relie les réseaux de transport nationaux des États membres de l’Union européenne » ([100]). RTE recense 305 000 kilomètres de lignes pour plus de 400 interconnexions sur l’ensemble de l’Europe ([101]).

Développées avec l’ouverture du marché européen du gaz et de l’électricité, ces interconnexions permettent de soutenir la concurrence sur les marchés nationaux, de sécuriser l’approvisionnement des États membres, de contenir et d’harmoniser le prix de l’électricité et d’encourager le déploiement des énergies décarbonées – le réseau permet d’acheminer l’électricité par nature intermittente et non stockable produite par des sources renouvelables.

La position géographique de la France favorise le développement d’interconnexions : elle en possède aujourd’hui 50. RTE construit actuellement de nouvelles interconnexions et a pour objectif, d’ici 2035, de doubler ses capacités ([102]). Le réseau français est relié à six pays voisins – l’Allemagne, la Belgique, l’Espagne, l’Italie, le Royaume-Uni et la Suisse. La France est le principal exportateur d’électricité en Europe.

Figure 7: carte des interconnexion électriques et gazières européennes	Figure 8 : flux commerciaux aux frontières françaises en 2020

Source : CRE, rapport sur les interconnexions électriques et gazières en France, 2018	Source : CRE, les interconnexions

Les interconnexions que la France développera sont inscrites dans le plan de développement à dix ans établi par RTE. En 2015, l’ouverture de l’interconnexion France‑Espagne à l’est du massif Pyrénéen a pratiquement doublé la capacité d’interconnexion avec le pays. En octobre 2022, une nouvelle interconnexion avec l’Italie a été mise en place. En développement avancé ou en construction figurent également le projet Golfe de Gascogne, interconnexion sous-marine entre la France et l’Espagne (mise en service visée en 2027) et le projet Celtic liant la France et l’Irlande (mise en service en 2026) ([103]).

Or, ces interconnexions, qui permettent d’exporter l’énergie quand la production est plus importante que la consommation, et d’en importer lorsqu’elle est insuffisante, constituent un élément majeur de la sécurité d’approvisionnement français. D’après M. Pierre-Marie Abadie, « les interconnexions électriques restent la contribution la plus efficiente à la sécurité d’approvisionnement et à l’intégration de l’intermittence des renouvelables ».

Elles ont ainsi permis d’éviter le black-out en Europe, lorsque, en 2006, des délestages effectués sur le réseau de plusieurs pays européens dont la France ont permis d’éviter la propagation à tout le réseau d’un incident survenu en Allemagne.

Beaucoup plus récemment, ces interconnexions ont permis à la France d’atténuer les conséquences de l’indisponibilité du parc nucléaire français due notamment à la découverte du phénomène de corrosion sous contrainte. Le fait que la France, exportatrice nette d’environ 20 TWh au troisième trimestre 2021 soit devenue importatrice nette à hauteur de 10 TWh au troisième trimestre 2022 illustre l’importance de ces transferts d’énergie.

Figure 9 : solde des échanges commerciaux d’électricité entre la France et ses voisins

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Source : RTE, Bilan électrique 2022

Lecture : la France a importé de l’énergie sur l’ensemble de la période étudiée. En 2022, ses importations ont surpassé ses exportations rendant son solde négatif.

En l’absence de telles interconnexions, le risque de black-out augmente, ou s’impose la nécessité de conserver davantage de centrales thermiques nécessaires pour passer la pointe de consommation.

La législation européenne incite actuellement au développement de ces interconnexions électriques et gazières ([104]). Pour faciliter l’atteinte des objectifs contenus dans des plans de développement de ces interconnexions, la Commission européenne finance des interconnexions reconnues d’intérêt européen commun.

Selon RTE, en 2050, la sécurité d’alimentation électrique de la France dépendrait de ses voisins 5 % du temps, contre environ 1 % ces dernières années. Dans le même temps, le scénario prévoit une disparition de la dépendance de la France envers les pays producteurs de pétrole et de gaz fossile : les scénarios de neutralité carbone sont bien des scénarios de très fort renforcement de la souveraineté énergétique, prise dans son ensemble ([105]).

Ensuite, l’échelon européen présente également un caractère stratégique s’agissant de l’élaboration d’une véritable politique industrielle énergétique.

Le déploiement des énergies renouvelables devrait ainsi s’appuyer sur un tissu industriel européen, là où les initiatives nationales peinent à rivaliser avec la concurrence extérieure, en particulier chinoise.

La France a plaidé, au niveau européen, en faveur d’une véritable politique industrielle européenne, notamment en publiant avec l’Allemagne, en 2019, un manifeste sur ce thème ([106]). Le directeur général des entreprises M. Thomas Courbe estime que les efforts produits en ce sens commencent à porter leurs fruits. D’après lui, le contexte européen favorable de ces dernières années a permis l’évolution du cadre juridique et la transformation de la politique industrielle européenne à travers les programmes importants d’intérêt commun européen (IPCEI), qui autorisent les États membres à financer des capacités de production en Europe. Une véritable stratégie industrielle européenne relative aux batteries des véhicules électriques a par exemple été initiée en 2019.

b. L’approvisionnement en métaux rares

Question sous-jacente de souveraineté industrielle, le sujet de l’extraction minière en vue d’assurer l’approvisionnement en terres et métaux nécessaires à la transition énergétique a également été présenté par les administrations en charge du sujet, mais aussi par l’Académie des technologies ([107]), comme un élément devant aussi être traité à l’échelon européen.

Le directeur général des entreprises, M. Thomas Courbe, a indiqué que l’enjeu de sécurisation pour l’Europe des ressources minières était un sujet de préoccupation européen, et que, durant la présidence française du Conseil de l’Union européenne (PFUE), un conseil de compétitivité informel y avait été consacré. La directrice générale de l’aménagement, du logement et de la nature (DGALN), Mme Stéphanie Dupuy-Lyon ([108]), a confirmé que la diplomatie des ressources était conduite avec l’appui du ministère de l’Europe et des Affaires étrangères afin de mener la stratégie française en cohérence avec celle de l’UE, notamment en vue de l’élaboration de l’Alliance européenne des matières premières ([109]). Le directeur général délégué et directeur scientifique du Bureau de recherche géologique et minières (BRGM), M. Christophe Poinssot ([110]), a quant à lui souligné que de nombreux pays européens avaient poursuivi une activité minière et que la France avait tout intérêt à bénéficier de sa proximité avec les pays de l’Union européenne pour développer cette activité.

En dehors de la définition d’une stratégie industrielle commune, M. Xavier Jaravel et Mme Isabelle Mejean ([111]) ont également établi, dans le cadre de leur étude consacrée à la stratégie de résilience, que la définition d’une telle politique devait être portée à l’échelle européenne, car « le marché unique est l’échelle pertinente pour l’analyse de l’organisation des chaînes de production dans lesquelles s’insèrent les entreprises françaises ».

Le retard accumulé en termes de souveraineté énergétique par la France devrait se renforcer à mesure que nos besoins électriques augmentent et que les dépendances nouvelles croissent. Le mix électrique français est d’ores et déjà fragilisé et, alors que le développement des capacités de production devrait être une priorité, celui-ci progresse à vitesse trop réduite.

II. LE MIX ÉNERGÉTIQUE FRANÇAIS EST SOUMIS AUJOURD’HUI À DES DÉPENDANCES FORTES ET NOMBREUSES QUI vont S’AGGRAVER

A. LE MIX ÉNERGÉTIQUE FRANÇAIS GLOBAL A PEU ÉVOLUÉ ET DEMEURE LARGEMENT DÉPENDANT DES IMPORTATIONS

1. La consommation d’énergie a légèrement décru depuis les années 2000, du fait de gains énergétiques mais aussi vraisemblablement de l’affaiblissement du secteur industriel

Les séries suivies par le service statistique du ministère en charge de la Transition écologique montrent une nette inflexion des consommations d’énergie au milieu des années 2000 (Figure 10).

La consommation primaire française, c’est-à-dire l’ensemble des consommations d’énergie sous forme primaire (non transformée après extraction), croît jusqu’en 2005 ([112]), pour atteindre un pic à 3 155 térawattheures (TWh – ou 271 mégatonnes équivalent pétrole ou Mtep), suivant le déploiement de l’énergie nucléaire et, dans une moindre mesure, celui du gaz naturel ([113]). La consommation primaire diminue ensuite à 245 Mtep en 2019 (hors rebond post crise Covid).

La courbe est moins nette s’agissant de la consommation finale – celle consommée par l’utilisateur final, une fois décomptées les déperditions au cours de la transformation et du transport –, mais la tendance est semblable. La consommation finale atteint ainsi son plus haut niveau en 2001, à 150 Mtep, pour diminuer jusqu’à 142 Mtep en 2019.

Figure 10 : consommation primaire en France (en TWh)

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Source : SDES, bilan énergétique provisoire 2021 transmis par le SDES.

Cette légère baisse de la consommation dès le début du 21ème siècle se retrouve essentiellement dans la baisse de la consommation du secteur industriel. En effet, alors que la consommation globale de l’ensemble des autres secteurs est stable – de même que le mix qui la compose –, le secteur industriel connaît une baisse marquée de sa consommation depuis le début des années 2000, sans pour autant que la composition de son mix évolue.

Figure 11 : consommation finale en France (en TWh)

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Source : SDES, bilan énergétique provisoire 2021 transmis par le SDES.

Figure 12 : consommation finale d’énergie par secteur en France (en TWh)

Source : SDES, bilan énergétique provisoire 2021 transmis par le SDES.

M. Jean-Luc Tavernier, directeur général de l’INSEE, souligne la baisse régulière et graduelle de la consommation globale par rapport à la croissance du PIB, qu’il s’agisse d’énergie primaire ou d’énergie finale, « de sorte que nous sommes de 30 % plus économes que nous ne l’étions dans les années 1990 ». Cela se traduit par une amélioration de l’indice d’intensité énergétique, soit la consommation d’énergie par unité de PIB.

Figure 13 : Intensité énergétique par rapport au PIB de la France de 1990 à 2020
– en indice base 100 en 1990 (données corrigées des variations climatiques)

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Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les cinq DROM.

Sources : SDES, bilan énergétique de la France ; Insee.

Lecture : l’intensité énergétique mesure la consommation d’énergie par unité de PIB. Sur la période, l’intensité énergétique de la France s’améliore.

Cependant, les auditions menées au sein de cette commission ont permis de nuancer la corrélation entre baisse de consommation et amélioration de l’indice d’intensité énergétique.

En effet, si une même activité, produisant la même richesse, est réalisée grâce à un volume d’énergie réduit, l’indice d’intensité énergétique s’améliore : c’est ce que rappelle M. Tavernier cité ci-dessus.

Mais si le secteur industriel a indéniablement gagné en efficacité énergétique ces trente dernières années, cette baisse de consommation semble aussi liée à la désindustrialisation de notre pays. M. Tavernier évoque ainsi la désindutrialisation française comme l’une de causes de la baisse de la consommation d’énergie. Par ailleurs, comme le soulignent entre autres les travaux du Shift Project ([114]), certaines activités industrielles fortement consommatrices d’énergie ont été abandonnées sur le territoire français, au profit du développement d’autres filières plus économes en énergie, qui contribuent autant, parfois plus, au PIB.

2. Mais la production domestique d’énergie, très inférieure à notre consommation, a stagné puis décru sur la même période du fait d’une baisse tendancielle du productible nucléaire

Avec le développement du parc nucléaire français, puis des énergies renouvelables, la production primaire d’énergie a fortement crû depuis les années 1970 (passant de 44 Mtep en 1973 à 134 Mtep en 2019, dont 77 % de nucléaire), spécialement dans l’électricité.

Pour autant, la production d’énergie primaire nationale (1 522 TWh en 2021) n’a jamais suffi à couvrir les besoins du pays. La France est depuis toujours importatrice nette d’énergie, à hauteur de 1 247 TWh en 2021, soit l’équivalent de 45 % de sa consommation primaire et de 71 % de sa consommation finale d’énergie (Cf. Figure 15 : volumes des importations d’énergie rapportés à l’énergie primaire consommée (en France métropolitaine)).

Or, on constate qu’après un maximum en 2005, correspondant à la mise en exploitation de la dernière centrale nucléaire, la production électrique nationale a plutôt stagné les années suivantes, en dépit de l’arrivée sur le marché de nouvelles capacités de production renouvelables, et a même commencé à nettement décliner à partir de 2015, avec la baisse progressive de la production nucléaire.

Figure 14 : production d’énergie primaire par énergie

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Source : SDES, bilan énergétique de la France en 2020. Production primaire d’énergie de 1 423 TWh en 2020.

* Y compris énergies marines.

Champ : jusqu’à l’année 2010 incluse, le périmètre géographique est la France métropolitaine. À partir de 2011, il inclut en outre les 5 DRAOM.

3. L’écart entre consommation et production se traduit par des importations et surtout par un déficit commercial considérable, devenu exceptionnel dans la situation de crise

a. Des importations plutôt stables en volume dans nos consommations d’énergie depuis 40 ans

Les données publiées par le SDES montrent qu’après avoir baissé avec le développement de la production d’électricité nucléaire dans les années 1970 et 1980, la part de l’énergie importée est restée stable par rapport à l’énergie consommée en France, à environ 60 %, depuis l’arrivée à maturité du parc nucléaire, et avait même un peu diminué en 2021, dernière année considérée.

Figure 15 : volumes des importations d’énergie rapportés à l’énergie primaire consommée (en France métropolitaine)

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Source : SDES, bilan énergétique provisoire 2021 transmis par le SDES.

Lecture : depuis le développement du parc nucléaire français, la France importe environ les deux tiers de l’énergie primaire qu’elle consomme.

En quantités brutes, les volumes d’importations en énergie ont même connu une tendance à la baisse, suivant en cela la décrue de la consommation d’énergie que l’on constate depuis une petite vingtaine d’années, dans un contexte de relative stabilité de la production primaire d’énergie.

Figure 16 : importations nettes d’énergie de la France (en TWh)

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Source : SDES, bilan énergétique provisoire 2021 transmis par le SDES.

Lecture : le graphique évalue le solde des importations moins les exportations. Sur la période, la France est donc importatrice d’énergies fossiles mais exportatrice d’électricité.

b. Mais un coût très sensible à la volatilité des prix des hydrocarbures

La révolution industrielle et la transformation technologique de nos quotidiens se sont essentiellement fondées sur les énergies fossiles, dont notre pays était peu doté. Depuis leur déploiement, la France supporte donc un solde du commerce extérieur des produits énergétiques négatif, dit facture énergétique, qui pèse lourdement sur ses marges économiques et financières.

Ce montant est, par construction, dépendant des prix volatiles des hydrocarbures, qui pèsent massivement dans les importations françaises ces dernières années, entre le point le plus haut en 2012, avec une facture de 94 Md€, et le point le plus bas en 2016, à 46 Md€.

Figure 17 : importations d’énergie en France par grandes composantes (en Md€)

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Source : DSECE, document transmis au rapporteur par la DSECE.

Lecture : le suivi des importations d’énergie de la France par composante permet de constater le poids économique de ses dépendances énergétiques. Les hydrocarbures constituent un poste de dépendance important, réduit en 2020 en raison des mesures prises dans le cadre de la gestion de la pandémie de la covid-19.

Le département des statistiques et des études du commerce extérieur (DSECE) de la direction générale des douanes et des droits indirects (DGDDI) souligne toutefois que le montant d’importations énergétiques de la France se situe dans la moyenne de ses principaux voisins européens.

Figure 18 : comparaison des montants des importations énergétiques de la France
avec ses principaux voisins

(en milliards d’euros)

En tout état de cause, si l’impact économique de notre facture énergétique est indéniable ([115]), cette donnée doit être lue avec prudence car elle est particulièrement sensible à la fluctuation des cours de l’énergie.

Sur ce point, l’INSEE souligne que la variation de la part des importations dans la dépense intérieure en énergie dépend surtout des prix. Cette part augmente quand les prix des hydrocarbures (pétrole, produits raffinés et aujourd’hui gaz) sur les marchés internationaux augmentent plus vite que les prix de production de l’électricité sur le territoire – comme cela s’est produit notamment entre les chocs pétroliers –, et baisse dans la situation contraire – comme lors du contre-choc de 1986.

Figure 19 : part des importations dans la dépense intérieure en énergie

Source : Insee, comptabilité nationale, document transmis au rapporteur par l’Insee.

Ces fluctuations n’enlèvent rien au constat d’un déficit commercial chronique, qui se traduit par un solde négatif compris entre 10 et 20 Md€ pour la France (hors crise 2022).

Figure 20 : solde commercial, dont énergie, de la France en valeur (Md€)

(en milliards d’euros)

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Source : Insee, comptabilité nationale, document transmis au rapporteur par l’Insee.

Lecture : le solde commercial de la France se dégrade depuis 2020, principalement en raison de la hausse du poids de l’énergie dans celui-ci.

c. La crise de la production électrique française a massivement accentué ce déficit commercial

Les crises récentes ont engendré une crise de la production électrique, qui a eu pour conséquence d’augmenter nos importations en volume et d’alourdir la facture énergétique, tout en soulignant les nouvelles fragilités du parc nucléaire français.

Alors que la France était exportatrice nette d’électricité depuis 1980 ([116]), elle a été importatrice nette d’électricité en 2022, avec un solde de 16,5 TWh –ce qui représente un peu moins de 4 % de la consommation nationale d’électricité ([117]) (Cf. Figure 9 : solde des échanges commerciaux d’électricité entre la France et ses voisins). La France a non seulement importé plus d’électricité en volumes en 2022, mais a aussi dû l’acquérir à un prix extrêmement haut.

L’alourdissement des importations d’électricité est venu aggraver le poids de la « facture énergétique », s’ajoutant au choc des hausses des prix des énergies fossiles et électrique : alors qu’elle s’élevait à 19,1 Md€ en 2020, à 44,3 Md€ en 2021, elle a atteint 115 Md€ en 2022, soit une augmentation de 187 % en un an, selon les chiffres du SDES au Commissariat général au développement durable (CGDD). Selon l’INSEE, la facture énergétique, en points de PIB, au dernier trimestre 2022 n’était plus très éloignée de celle du début des années 1980, lorsqu’elle était à son maximum après le deuxième choc pétrolier.

La dégradation du solde des échanges en électricité résulte en particulier d’une chute de la production totale d’électricité, qui se situe à son plus bas niveau depuis 1992, en raison de la faible production nucléaire et hydraulique. De fait, notre production électrique a notablement reculé depuis 2020. Et même si elle rebondit en 2021, à la sortie de la crise sanitaire, elle reste inférieure à son niveau de 2019.

En s’établissant à 1 150 TWh, la production primaire nucléaire de 2021 se situe en effet à l’un de ses plus bas niveaux depuis la fin des années 1990. Elle est inférieure de 15 % à son niveau le plus élevé, observé en 2005. La crise de la covid-19 a en effet décalé les calendriers de maintenance des centrales nucléaires.

Avec les problèmes de corrosion sous contrainte ([118]) découverts dans plusieurs réacteurs à partir de la fin 2021, qui ont entraîné leur mise à l’arrêt, ces difficultés se sont poursuivies et même accentuées en 2022. Entre les exigences de la maintenance et ces problèmes structurels, jusqu’à 32 réacteurs se sont retrouvés à l’arrêt au mois d’août, sur les 56 en activité que compte le parc français. Ils étaient encore 15 fin décembre ([119]).

Alors qu’elle atteignait 452 TWh en 2005, qu’elle était encore à 335 TWh en 2020, en pleine crise de la covid-19, et à 361 TWh en 2021, la production électrique d’origine nucléaire est ainsi tombée à 279 TWh en 2022.

Parallèlement, la production hydraulique a également diminué en 2021 en raison de faibles précipitations et de stocks hydrauliques assez bas, n’atteignant pas le niveau de 2019. Or, cette problématique a perduré en 2022 – perdant jusqu’à 22 % de production pour atteindre seulement 32 TWh – et se prolonge encore en ce début d’année 2023.

Une partie de cette chute de la production apparaît heureusement conjoncturelle, au contraire des nouvelles fragilités des capacités de production électrique historiques, que la période a révélées (voir II. D. 2. b.).

B. La FRANCE EST D’ABORD ET SURTOUT DÉPENDANTE DES Énergies fossiles, dont la sortie sera difficile et coÛteuse

1. Une dépendance quasi-totale aux importations d’hydrocarbures

Le poids encore très important des énergies fossiles dans les consommations énergétiques de la France est aussi l’une de ses premières vulnérabilités en termes de souveraineté, puisqu’elle doit importer 99 % du pétrole et du gaz qu’elle consomme ([120]).

La France consomme en effet de l’ordre de 70 Mtep (hors 2020-2021) et en produit seulement 0,8 Mtep chaque année ([121]). Après avoir produit près de 100 millions de tonnes de pétrole et 300 milliards de mètres cubes de gaz en 60 ans, la France a réduit et quasiment arrêté sa production. En 2015, la France ne comptait plus que 64 gisements pétroliers et gaziers en exploitation (soit des réserves respectives de 7,7 et 0,12 Mtep en 2019), mis en production dans les années 1980 et principalement situés dans le bassin aquitain et le bassin parisien.

Encadré 6 : le renoncement français au gaz de schiste

Contrairement à plusieurs pays dont les États-Unis, la France a renoncé à explorer ses potentiels gisements de pétrole ou de gaz de schiste depuis la loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu’à l’exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l’énergie et à l’environnement. Bien que depuis la guerre en Ukraine, notre pays importe du gaz non conventionnel américain, la France n’est pas revenue sur ce principe.

En effet, une telle option irait à l’encontre de la nécessaire trajectoire de décarbonation de nos usages, sans parler des dégâts que ces exploitations peuvent causer à l’environnement et qu’il convient d’éviter autant que possible.

Par ailleurs, les actuelles importations de gaz américains répondent à des besoins immédiats, sans solution alternative suffisante aujourd’hui ; mais les responsables européens et français misent sur une chute de la demande de gaz à l’horizon 20402050. Non seulement la France ne serait pas en capacité de se substituer à ces importations avant plusieurs années, mais la trajectoire visée est incompatible avec l’engagement de nouvelles explorations puis exploitations d’hydrocarbures qui demandent plusieurs décennies d’activité pour amortir leurs investissements.

Même si la consommation de charbon n’est pas nulle, elle s’est très fortement repliée, à environ 7,3 Mtep en consommation primaire et 1,9 Mtep en consommation finale en 2019 ([122]), son plus faible niveau depuis des décennies. De fait, conformément aux exigences environnementales de la directive européenne en matière d’émissions de gaz à effet de serre des grandes installations de combustion, la quasi-totalité des unités thermiques au charbon ont été fermées et l’activité réduite au minimum. Certaines ont néanmoins été préservées en réserve en cas de menace sur l’approvisionnement électrique dans la crise actuelle ([123]). Au regard de la part, devenue très minoritaire, du charbon dans la consommation énergétique, la commission d’enquête a choisi de ne pas étudier cette source d’énergie plus en détail.

Cette part importante d’énergies fossiles importées dans notre consommation d’énergie constitue la toute première vulnérabilité énergétique de la France.

Le risque est bien entendu géopolitique : sur les approvisionnements, il n’est pas nouveau et on peut citer les sanctions contre l’Iran ou le Venezuela qui ont affecté l’offre de pétrole, ainsi que les risques de déstabilisation interne de certains pays producteurs, telle la Libye. Ces risques se sont récemment exacerbés avec la crise en Ukraine puisque la Russie était l’un des premiers fournisseurs de l’Europe en pétrole et en gaz. Les sanctions occidentales comme les mesures de rétorsion russes ([124]) ont pesé sur les prix et déstabilisé la sécurité d’approvisionnement de l’Union européenne. Cet épisode remet en cause la croyance qu’une dépendance commerciale mutuelle évite les ruptures d’approvisionnement.

Les énergies fossiles représentent donc des enjeux majeurs pour notre pays, en termes de décarbonation du mix énergétique, en termes économiques liés à la hausse des prix, en termes géopolitiques, dont l’importance a été rappelée par la crise en Ukraine, et même en termes de niveau d’approvisionnement.

Car l’épuisement des ressources est quant à lui moins un risque qu’une certitude. Si les débats sur la date du pic pétrolier persistent, et notamment si la production totale d’hydrocarbures (pétrole conventionnel et non conventionnel ([125])) n’a pas encore atteint son pic et fait l’objet d’estimations largement différentes, selon que sont pris en compte les gisements connus ou à découvrir, la production de pétrole conventionnel décline et ce phénomène, dont les raisons sont géologiques, va s’accélérer dans les décennies à venir. La production des seize premiers fournisseurs de l’Europe devrait être divisée par deux avant 2050, ce qui signifie que leurs exportations vers l’Europe pourraient être entre deux et vingt fois plus faibles.

Par ailleurs, le 6 décembre dernier, The Shift Project a publié une étude similaire concernant le gaz selon laquelle le pic mondial de production se situe en 2030, mais qu’il a eu lieu dès 2005 pour les gisements de la mer du Nord.

L’Europe, dont la France, se trouverait donc exposée à une baisse inéluctable de ses approvisionnements en hydrocarbures (et à leur renchérissement), que les concurrences internationales ne manqueront pas d’accentuer quand le rationnement se fera sentir. Cela constitue une menace sérieuse de perte de souveraineté, souligne M. Jancovici : « Sur les énergies fossiles, qui sont le premier moteur de la civilisation dans laquelle nous vivons, la question de la perte de souveraineté est déjà à l’œuvre depuis longtemps. Cette perte va s’accélérer et se traduire directement en contraction de flux de toute nature, que nous avons l’habitude de résumer classiquement sous l’angle du produit intérieur brut (PIB). »

La France a développé toute une stratégie pour couvrir sa consommation de pétrole et de gaz, selon trois axes principaux : maîtrise de la consommation, diversification des fournisseurs et mesures de crise. Mais au regard des défis à venir, ces mesures ne suffiront pas.

L’IFRI (Institut français des relations internationales) considère que « nous avons sous-investi le sujet de la sécurité des approvisionnements en hydrocarbures depuis quelques années et [que] nous ne sommes pas entrés suffisamment rapidement et fortement dans l’ère des technologies bas carbone », même si la France est moins en retard que ses voisins grâce au développement du nucléaire qui a permis d’électrifier divers usages.

2. Pour le pétrole, la diversification des sources d’approvisionnement n’empêche pas une dépendance forte et aux conséquences majeures

a. Une diversification historiquement poussée des sources d’approvisionnement

L’approvisionnement en brut des raffineries françaises a toujours été fortement diversifié. C’était déjà le cas avant la crise ukrainienne, comme le montrent les graphiques suivants, basés sur les données de 2021.

Figure 21 : approvisionnement français en pétrole

Source : SDES, transmis par le SDES.

Lecture : les produits raffinés sont des dérivés du pétrole brut, notamment les carburants.

Alors que les principaux fournisseurs de l’UE en produits pétroliers étaient la Russie, la Norvège, le Kazakhstan, les États-Unis et l’Arabie saoudite, la Russie ne représentait que 9 % des importations de pétrole brut de la France – mais 19 % de ses importations de produits raffinés. ([126])

L’Institut français du pétrole et des énergies nouvelles (IFP-EN) souligne la dépendance de la France au gazole russe. De fait, les raffineries européennes produisent essentiellement de l’essence, ce qui oblige l’Europe à importer majoritairement son diesel.

Or, après avoir stoppé l’importation de pétrole brut début décembre 2022, en représailles de la guerre en Ukraine, l’UE a interdit l’importation sur son territoire des produits pétroliers raffinés russes ([127])(diesel, kérosène, mazout et fioul). Importer ces produits sur une plus longue distance représente un coût plus élevé mais cela ne devrait pas avoir d’impact majeur sur l’approvisionnement européen, selon M. Olivier Appert, conseiller du centre d’énergie de l’IFRI et membre de l’Académie des technologies ([128]) : « Les opérateurs et les marchés ont anticipé la mise en œuvre de cette décision (…) la consommation de diesel est relativement stable au cours de l’année. Et (…) on dispose en France de 90 jours de stocks, qui peuvent être mobilisés le cas échéant. »

Comme le souligne l’IRIS (Institut des relations internationales et stratégiques), cette décision de l’UE lui impose de se tourner vers d’autres fournisseurs, et pousse la Russie à chercher d’autres marchés pour son brut. Une réorientation des flux pétroliers mondiaux est en cours avec plus d’exportations de pétrole russe vers l’Asie et plus d’importations pétrolières européennes venant des États-Unis, du Moyen-Orient ou de l’Afrique. Ainsi, cette diversification des approvisionnements n’emporte pas de risques accrus de pénurie de pétrole découlant de cet embargo européen. L’UE ne devrait donc pas manquer de pétrole brut dans les mois qui viennent.

En revanche, la stratégie commune de diversification des sources d’approvisionnement est encore balbutiante à l’échelle européenne, cette politique restant la prérogative des États, dont les intérêts et l’histoire énergétique ne sont pas nécessairement convergents. De premiers éléments ont été intégrés au paquet de la Commission européenne « REPowerEU » approuvé par le Conseil de l’Union européenne le 18 mai 2022. Dans le but d’organiser la sortie de la dépendance aux énergies fossiles russes à partir de 2027, celui-ci prévoit en particulier d’encourager des partenariats énergétiques stratégiques avec certains États fournisseurs. Cela s’est traduit, depuis début 2022, par des actions ou des prospections politiques et parfois des accords passés par l’UE, par exemple sur le gaz et l’hydrogène, avec la Norvège et les États-Unis, ainsi que l’Algérie, l’Égypte, ou l’Azerbaïdjan.

b. La consommation française en énergie fossile

La consommation primaire des produits pétroliers a nettement reculé en France : s’établissant à 87 Mtep en 1990, elle est d’environ 70 Mtep en 2019.

Mais les produits pétroliers restent essentiels à certains secteurs. Ils représentent ainsi la quasi‑totalité de la consommation d’énergie du secteur des transports (497 TWh en 2021, 38,6 Mtep en 2019), qui utilise à lui seul 58 % des produits raffinés.

Si la part du pétrole s’est fortement réduite dans l’industrie, elle demeure significative dans les dépenses énergétiques des secteurs tertiaires et résidentiels ([129]). Le chemin pour décarboner ces usages est donc encore long et incertain.

La mise au point de biocarburants est une des pistes travaillées pour améliorer le poids carbone des mobilités.

En France, les chercheurs de l’IFPEN travaillent aussi sur une réduction des besoins en pétrole comme composant dans la fabrication des plastiques – qui représente 4 % de la consommation du pétrole mondial. L’IFPEN étudie ainsi les bioplastiques – ce qu’a détaillé M. Pierre-Franck Chevet, président-directeur général de l’institut, lors de son audition : « Nous travaillons avec Michelin pour fabriquer des biopneumatiques sur le site de Bassens en Nouvelle-Aquitaine. » – et le recyclage chimique des plastiques. « Ces procédés sont matures et représentent un progrès par rapport au recyclage mécanique actuellement employé. (…) Les recyclages chimiques permettent quant à eux d’obtenir la même qualité que celle du produit d’origine. Des démonstrateurs industriels expérimentent d’ores et déjà ces technologies. Une entreprise procèdera prochainement à des essais de ce type au Japon, pour la fabrication de vêtements. »

c. Des solutions alternatives visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre des énergies fossiles, comme les biocarburants ou l’hydrogène

Les biocarburants et biocombustibles couvrent l’ensemble des carburants et combustibles liquides, solides ou gazeux produits à partir de la biomasse et destinés à une valorisation énergétique dans les transports et le chauffage. Les biocarburants sont majoritairement utilisés sous forme d’additifs ou de complément aux carburants fossiles. L’objectif des biocarburants est de réduire l’intensité carbone des énergies fournies ([130]).

Encadré 7 : les enjeux et limites de la biomasse

La biomasse a fait l’objet d’une étude approfondie de France Stratégie en 2021 ([131]) au regard de son potentiel, ses enjeux et ses limites. Alors que la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) prévoit un potentiel énergétique de production en ressources en biomasse atteignant 430 TWh en 2050, dont 250 TWh pour la biomasse agricole (contre actuellement environ 40 TWh), cette étude souligne les nombreuses conditions nécessaires à l’atteinte d’un tel objectif, notamment sur l’évolution de l’agriculture.

Certains experts auditionnés, comme M. Jean-Marc Jancovici, rappellent cependant que la biomasse n’est pas nécessairement neutre en carbone. « Pour que la biomasse soit considérée comme neutre en carbone, il faut prélever dans un stock qui, si nous ne l’utilisions pas, serait à l’équilibre, avec, chaque année, une partie des arbres qui meurent et de jeunes arbres qui repoussent. »

En tout état de cause, si la biomasse utilisée pour produire de l’énergie est associée à de la déforestation, son bilan est pire que celui des fossiles.

On distingue trois générations de biocarburants selon l’origine de la biomasse utilisée et les procédés de transformation associés ([132]). Aujourd’hui, la première génération a atteint le stade industriel et la seconde génération est en phase de développement.

La réglementation des biocarburants s’effectue également en fonction de la nature de la matière première utilisée : les biocarburants conventionnels, élaborés à partir d’une matière première produite en concurrence avec les cultures alimentaires, et les biocarburants avancés, élaborés à partir d’autres matières premières.

La première génération de biocarburants utilise généralement des ressources agricoles et alimentaires. Pour éviter une concurrence entre les usages de ces ressources et la mobilisation des terres nécessaires à leur production, l’UE plafonne le taux d’incorporation dans les carburants conventionnels. Le taux moyen sur les moteurs de tous types en France s’élève à 7 %.

La recherche de l’IFPEN s’intéresse aux biocarburants de deuxième génération, à base uniquement de déchets forestiers ou agricoles « qui n’ont pas d’autre utilité ».

Encadré 8 : état de la recherche française sur les biocarburants

Depuis plus de dix ans, l’IF-EN et ses partenaires tentent de démontrer l’intérêt des technologies de production de biodiesel et de biokérosène, en particulier pour la production de carburants aéronautiques durables, en réduisant les émissions de gaz à effet de serre (GES) de plus de 90 %. En 2022, cette technologie est entrée dans une phase industrielle : Elyse Energy a lancé le projet BioTjet, en partenariat avec l’IFPEN, Avril et BioNext, en se donnant pour objectif de construire et opérer la première unité industrielle française de production de biokérosène avancé à partir de biomasse durable.

L’IFPEN a également développé avec dix partenaires français une technologie permettant la production d’éthanol à partir de résidus agricoles et forestiers. Pour la concrétiser sur le territoire français, l’IFPEN et Axens ont fédéré différents partenaires pour porter un projet d’implantation d’une première unité de production industrielle : le projet NACRE. Il vise à produire 30 000 t/an d’éthanol à partir de résidus de maïs et de résidus forestiers et sera implanté sur un site industriel à reconvertir. Un tel projet permettra également de produire du biométhane en grande quantité (4 000 t/an) comme co-produit. L’éthanol est une molécule plateforme qui peut être utilisée comme carburant routier mais peut également être transformée en biokérosène pour les aéronefs en utilisant des technologies industrielles développées par l’IFPEN. Il peut être également utilisé pour faire des molécules chimiques biosourcées telles que l’éthylène ou le butadiène. Les résidus de maïs ne sont pas à ce jour collectés et valorisés.

L’IFPEN travaille enfin sur les technologies de production d’e-biofuels, carburants de synthèse fabriqués à partir d’électricité « verte » qui regroupent différents produits. L’institut travaille sur ce procédé et sur les catalyseurs associés, en particulier pour la production de e-biocarburants avancés. Le projet BioTjet cité ci-dessus prévoit des études de faisabilité et de design de base de la production d’e-biofuels. Par ailleurs, IFPEN développe une brique complémentaire permettant de convertir le dioxyde de carbone (CO2) en oxyde de carbone (CO) en présence d’dihydrogène (H2 – réaction du gaz à l’eau inverse), qui lui permettra de proposer une chaine complète de valorisation du CO2 en e-carburants ou e‑produits chimiques ; des échanges sont en cours avec des industriels européens pour un projet de démonstration.

Les travaux de l’IFPEN soulignent les nombreux atouts de ces biocarburants : réduction de la dépendance des transports au pétrole, diminution des émissions de GES liées au transport, incitation à la création ou au maintien d’une activité agricole ou forestière, d’une activité industrielle et par là même d’emplois, et absence de nécessité d’adaptation du réseau de distribution d’électricité ou des véhicules, contrairement à l’électrification des transports.

Dans un premier temps, les biocarburants peuvent apparaître comme une solution intéressante pour la décarbonation de certains secteurs pour lesquels il est difficile d’envisager d’autres solutions à court terme, notamment dans l’aviation, même si leur contribution restera limitée : la France vise ainsi une part de 5 % pour l’aviation en 2030, et de 50 % au plus en 2050 ([133]).

La France est le quatrième pays producteur mondial de biocarburants (5 % de la production mondiale) après les États Unis, le Brésil et l’Allemagne, avec plus de deux millions de tonnes de biocarburants produits sur le territoire ([134]). Selon l’IFPEN, en 2022, la consommation mondiale d’énergie dans les transports routiers s’élevait à 2 093,9 Mtep dont 91 Mtep étaient couverts par les biocarburants, soit environ 4 % ([135]). L’année précédente, la France enregistrait une consommation d’énergie dans les transports de 501 TWh dont 7 % étaient assurés par les biocarburants ([136]).

Les auditions menées par la commission ont permis de mettre en lumière de nombreux projets de déploiement de la filière ([137]), en particulier en termes d’augmentation du pourcentage d’incorporation des biocarburants dans les carburants classiques.

En revanche, les technologies développées par la filière assurent des rendements inégaux. Par exemple, si les déchets municipaux présentent un avantage économique attractif pour les exploitants, allant jusqu’à inciter TotalÉnergies à convertir des raffineries en bioraffineries pour les transformer, la technologie permettant l’exploitation des déchets ligneux ([138]) est développée mais n’offrent pas un rendement suffisant pour les entreprises.

Encadré 9 : l’exploitation des déchets pour la production de biocarburants

Dans le cadre de l’exploitation des déchets municipaux pour la production de biocarburants, deux sites sont privilégiés en France par TotalÉnergies.

Mise en service en juillet 2019, la bioraffinerie de La Mède dispose d’une technologie permettant d’utiliser tous les types d’huiles pour les transformer en biocarburants, principalement routiers. Sa capacité de production est de 500 000 tonnes par an.

Le site de Grandpuits, dont le démarrage est prévu en 2025, est en train d’être transformé en une plateforme zéro pétrole comprenant notamment une bioraffinerie, une usine de bioplastiques et une usine de recyclage de plastiques. Il s’agira notamment de produire 210 000 tonnes par an de biocarburants aériens, 50 000 tonnes par an de diesel renouvelable et plus de 70 000 tonnes par an de bio naphta/LPG. Cette nouvelle unité doit ainsi contribuer à la feuille de route française pour le déploiement de biocarburants aériens durables qui comporte un objectif d’incorporation de 2 % en 2025 et 5 % en 2030.

En outre, le développement du coprocessing, offre de nouvelles pistes. Il consiste à produire du diesel renouvelable ou du carburant aérien durable (SAF) dans les mêmes unités que celles qui produisent aujourd’hui des distillats en rajoutant des huiles issues de l’économie circulaire. L’unité de Normandie a démarré en 2022 la production de SAF par coprocessing pour répondre au mandat français de 1 % d’incorporation en 2022.

Enfin, eu égard aux volumes de matière à mobiliser, le potentiel de développement de ces biocarburants ne saurait être au niveau des actuels besoins des transports. Aussi l’électrification apparaît‑elle encore comme une des solutions les plus adaptées et accessibles aux mobilités terrestres.

En tout état de cause, la décarbonation des transports et de l’industrie nécessite encore d’importants investissements, que ce soit pour la recherche, la création de filières industrielles nationales et l’adaptation ou le renouvellement des flottes aériennes, maritimes et terrestres.

Encadré 10 : hydrogène actuel et perspectives d’avenir

L’hydrogène (H), molécule très abondante dans l’environnement, est toujours lié à d’autres éléments chimiques. Vecteur énergétique dont la combustion libère quatre fois plus d’énergie que l’essence ([139]), l’hydrogène a l’avantage de pouvoir être stocké (gaz, liquide, stockage solide).

Sur les 70 millions de tonnes d’hydrogène produit dans le monde, 48 % sont issues du gaz naturel, 28 % du pétrole, 23 % du charbon et 1 % de l’électrolyse de l’eau. En France, la production d’hydrogène est issue à 40 % du vaporéformage du méthane, 40 % de l’oxydation d’hydrocarbures, 15 % de la gazéification du charbon et 5 % de l’électrolyse.

La production d’énergie à partir d’hydrogène pourrait donc être quasiment inépuisable s’il est produit en quantité suffisante et à coût compétitif. Cependant, l’extraction de l’hydrogène des ressources primaires dans lequel elle est présente nécessite un apport énergétique.

La dépendance est très forte aux sources fossiles et à l’énergie thermique. Par conséquent sa production est fortement carbonée : moyenne mondiale de 15 kgCO2 / kg H2 (en comparaison, une même quantité d’énergie sous forme de charbon représente 13 kgCO2e, 11 kgCO2e pour le fioul et 8 kgCO2e pour le gaz naturel). En 2018, la production mondiale d’hydrogène émet 830 MT de CO2.

Selon le CEA, 95 % de l’hydrogène est produit par des hydrocarbures. On parle d’hydrogène gris s’il est fabriqué par des procédés thermochimiques à partir de matières premières fossiles (charbon / gaz naturel). On parle d’hydrogène bleu s’il est fabriqué de la même manière que l’hydrogène gris à la différence que le CO2 émis est capté pour être utilisé ou stocké. Enfin, il peut être produit à partir d’eau (électrolyse) grâce à une électricité décarbonée renouvelable, on parle alors d’hydrogène vert ou - d’hydrogène jaune si l’hydrogène est produit à partir d’électricité issue de sources nucléaires.

Des recherches sont en cours pour optimiser son coût et sa performance afin de rendre son rendement intéressant. La production d’hydrogène à partir de biomasse (bois, paille, etc.) constitue également une voie de recherche. Enfin, il serait possible d’extraire de l’hydrogène de gisements sous-marins existants mais, à ce jour, inatteignable – on l’appelle l’hydrogène blanc.

L’hydrogène produit par électrolyse revient aux environs de 4 €/kg à 6 €/kg pour une durée d’utilisation de l’ordre de 4 000 à 5 000 h par an et un coût de l’électricité autour de 50 €/MWh.

3. Pour le gaz, une diversification de l’approvisionnement limitée par des contraintes logistiques en Europe

a. Une consommation en hausse, dont l’approvisionnement s’est diversifié

L’historien des énergies, M. Yves Bouvier, expliquait en audition qu’en France, énergie nucléaire et gaz naturel se sont développés parallèlement, et non de manière concurrente comme dans d’autres pays. Les accords d’approvisionnement en gaz naturel avec l’Algérie en 1971 et avec l’Union soviétique en 1980 ont assuré une forme de réduction de la dépendance pétrolière.

Cette consommation a poursuivi sa progression. La consommation totale de gaz naturel s’élevait en 2020 à 494 TWh PCS ([140]), mais il s’agissait de la première année de la pandémie. La consommation atteignait 600 TWh PCS en 2019 alors qu’elle n’était que de 100 en 1979.

Le gaz constitue une part importante de la consommation d’énergie de l’industrie et du secteur résidentiel. Essentiellement utilisé pour son pouvoir calorifique, une partie (19 % en 2019) sert aussi à la production d’électricité (Figure 12 : consommation finale d’énergie par secteur en France (en TWh)).

Non seulement la part des achats sur le marché a augmenté ces dernières années, mais le SDES relève aussi que l’approvisionnement s’est diversifié avec l’augmentation des échanges de gaz naturel liquéfié (GNL). ([141])

Cette tendance s’est accélérée depuis la crise ukrainienne : au troisième trimestre 2022, les entrées de gaz naturel gazeux diminuent de près de 80 % sur un an alors que les entrées nettes de GNL augmentent de 170 %. Celui-ci provient des États-Unis et du Qatar, ce qui diversifie notre fourniture en gaz, même si 30 % de nos importations proviennent toujours de Norvège ; et dès le mois d’août il n’y a plus d’importation de gaz russe, alors qu’auparavant elles représentaient 17 % de la consommation française.

Figure 22 : échanges extérieurs de gaz en 2021 (en TWh)

Source : SDES, transmis par le SDES.

b. Des contraintes d’approvisionnement notamment logistiques

Le pic de production n’étant pas atteint, les ressources mondiales suffisent aujourd’hui à répondre à la demande. Pourtant, le principal obstacle au développement de la filière résulte dans les contraintes pesant sur la chaîne d’approvisionnement en gaz.

Les obstacles identifiés à l’acheminement du gaz naturel en France se situent au niveau de la chaîne logistique du GNL. La tension observée sur les prix du gaz s’explique ainsi en partie par :

– l’insuffisance de capacités de liquéfaction, liée à des investissements limités sur les années précédentes ;

– le choc de demande créée par le déficit de gaz russe en Europe ;

– la flotte de méthaniers limitée à 700 navires (GIIGNL) peut aussi constituer un goulot d’étranglement (par comparaison, on compte 8 000 pétroliers) ;

– enfin, on a vu émerger un nouveau besoin d’investir dans la regazéification en Europe, spécialement en Allemagne.

De plus, le stockage de gaz est un élément essentiel pour l’approvisionnement gazier d’un pays non-producteur comme la France. En injectant du gaz dans les stockages durant l’été et en le soutirant pendant l’hiver, les fournisseurs peuvent répondre à la consommation de leurs clients, fortement dépendante du climat pour la plupart d’entre eux. Les capacités de stockage permettent de couvrir près de 40 % des volumes de gaz consommés en France au cours de l’hiver et sont indispensables lors des pointes de froid.

Cependant, les terminaux méthaniers français n’apparaissent pas suffisamment dimensionnés pour importer tout le gaz nécessaire pour les pointes de froid, comme le démontre l’analyse du bilan physique – qui présente la couverture des besoins des consommateurs français lors d’une pointe de froid – réalisée par le ministère de la Transition énergétique.

Au-delà de la chaîne GNL et du dimensionnement des terminaux français, les insuffisances des interconnexions gazières entre pays européens constituent aussi un frein. De plus, le recul prévu de la consommation de gaz n’incite pas les États européens à investir davantage dans ces infrastructures.

c. La lente progression du biogaz

La transformation de la biomasse en énergie peut également constituer un mode de reconquête de la souveraineté. Actuellement, la filière biogaz peut être décomposée en trois sous-filières, segmentées selon l’origine et le traitement des déchets :

– la méthanisation de déchets non dangereux ou de matières végétales brutes ;

– la méthanisation de boues de stations d’épuration des eaux usées (STEP) ;

– le biogaz des installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND).

Principalement produit en métropole, à hauteur de 9 TWh en 2020, le biogaz sert en majorité à produire de l’électricité (34 % de l’énergie produite à partir de biogaz) et de la chaleur (42 %), pour l’essentiel non commercialisée (donc consommée directement par les utilisateurs finaux de biogaz). L’épuration de biogaz en biométhane, afin d’être ensuite injecté dans les réseaux de gaz naturel, constitue en outre un nouveau débouché depuis quelques années (24 % en 2020). Entre 2019 et 2020, l’ensemble de la production d’énergie à partir de biogaz a augmenté de 18 %.

Figure 23 : évolution de la production d’énergie à partir de biogaz (en TWh)

Une image contenant graphique

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Les gisements potentiels de substrats utilisables en méthanisation ont été estimés dans le cadre d’une étude réalisée par SOLAGRO et INDIGGO pour le compte de l’ADEME ([142]). Le gisement global mobilisable à 2030 pour la méthanisation a été évalué à 130 millions de tonnes de matière brute soit 56 TWh d’énergie primaire en production de biogaz. Il est composé à 90 % de matières agricoles.

Les auditions de la commission d’enquête ont mis en lumière des points de vue nuancés : pour TotalÉnergies, prête à investir massivement dans cette énergie, la France dispose du deuxième potentiel au niveau européen après l’Allemagne ; le biogaz représente une énergie totalement locale, dont la production coûte cher, mais est créatrice d’emplois non délocalisables et peut offrir des débouchés aux agriculteurs.

D’un autre côté, pour M. Jean-Marc Jancovici, il n’est pas approprié de suivre la stratégie allemande, qui consiste à installer des cultures dédiées pour produire du biogaz en grande quantité. L’expert croit plutôt à un usage de niches : « faire du biogaz avec des déchets agricoles ou des couvertures intermédiaires et s’en servir prioritairement pour remplacer les combustibles fossiles de la mécanisation agricole me paraît tout à fait approprié ».

En tout état de cause, à l’instar des biocarburants, il y a un équilibre à préserver entre productions énergétiques et productions alimentaires et la nécessité de rester vigilant au bilan carbone de ces biogaz. C’est une des raisons pour lesquelles la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2023‑2028 ne prévoit de soutenir, par des aides nationales, qu’un volume de 22 TWh supplémentaires.

En outre, pour un agriculteur, l’investissement de départ est conséquent et la conduite d’un méthaniseur requiert du personnel qualifié pour gérer la méthanisation. Une unité de méthanisation serait rentable pour une exploitation comptant un minimum de 100 vaches après une dizaine d’années. Ainsi, ce type de production s’adresse davantage aux élevages intensifs qu’aux exploitations de petite taille.

Les dépendances et les vulnérabilités de la part trop importante des énergies fossiles dans le mix énergétique français incitent à renforcer la production d’énergies décarbonées s’appuyant sur des sources d’énergie disponibles sur le territoire : c’est l’objectif de la production d’électricité assurée en majeure partie par le nucléaire et l’hydraulique.

C. La production d’énergie thermique à partir de sources renouvelables peut être UN SUBSTITUT AUX FOSSILES

La production d’énergie thermique renouvelable constitue un mode de substitution particulièrement pertinent aux énergies fossiles. En effet, la production de chaleur représente la moitié des consommations d’énergie en France et repose encore principalement sur les combustibles fossiles (et, désormais, sur le gaz pour une grande part).

Outre le biogaz et les biocarburants évoqués précédemment ([143]), les principaux modes de production de chaleur sont le bois, la géothermie, les chauffe-eaux solaires et les pompes à chaleur.

En pratique, la chaleur renouvelable s’est surtout développée dans les pays disposant d’un potentiel important, comme les pays nordiques dont les gisements forestiers sont très importants rapportés à la population. La France a tout de même mis en place un dispositif de soutien financier public au développement de la production renouvelable de chaleur (ou de froid), le Fonds chaleur, dans le cadre du Grenelle de l’environnement. En 2021, 212 TWh d’énergie thermique renouvelable ont été produits en France ([144]), et 180 TWh ont été consommés ([145]). Entre 2005 et 2021, la consommation finale brute d’énergies renouvelables s’est accrue de 160 TWh, principalement grâce au développement des biocarburants, des pompes à chaleur, et de la biomasse solide. Si les pompes à chaleur ont dépassé dès 2021 leur objectif de production prévu par la PPE ([146]), ce n’est pas le cas des autres modes de production d’énergie thermique renouvelables ([147]).

Encadré 11: le fonds chaleur

Géré par l’ADEME, il aide toutes les filières concernées (biomasse, géothermie, solaire thermique, etc.) mais est réservé à l’habitat collectif, aux collectivités et aux entreprises. Il appuie aussi la création de réseaux de chaleur.

Sur la période 2009-2021, il a été doté de 2,9 Md€ et a soutenu 6 600 réalisations représentant une production totale de chaleur renouvelable et de récupération de 39 TWh par an. La Cour des comptes a d’ailleurs souligné son efficacité. Son budget a régulièrement été augmenté depuis 2017 : de 200 M€ il est monté à 260 M€ en 2018, 300 M€ en 2019, 350 en 2020 et à nouveau en 2021, pour bondir à 520 M€ en 2022.

L’ADEME estime que ces productions renouvelables se substituent très majoritairement à du gaz. Elle a évalué les économies qu’elles représentent pour la balance commerciale française à 1,6 Md€ par an sur la base du prix moyen du gaz en 2021, et à environ 4 Md€ par an sur la base du prix moyen en 2022.

a. L’utilisation grandissante des ressources en bois, convoitées par de nombreux secteurs

Sur l’ensemble des sources renouvelables, la plus utilisée dans le monde et dans notre pays reste la biomasse produite avec du bois, qui est transformée en chaleur ou en biocarburant. La consommation de bois-énergie a ainsi atteint 132 TWh en 2021, dont 60 % pour le parc résidentiel, 22 % pour l’énergie et 13 % pour l’industrie ([148]).

Cette filière rencontre un franc succès, renforcé depuis le développement des poêles à pellets : environ 400 000 appareils de chauffage au bois sont vendus chaque année pour le parc résidentiel (essentiellement des poêles) ([149]).

Cette filière présente cependant des limites : non seulement le réchauffement climatique met la forêt à mal ([150]), mais il y a désormais un véritable risque de concurrence entre tous les usages énergétiques du bois envisagés, eu égard au développement des secteurs concernés (résidentiel et transports notamment) ([151]).

b. Une exploitation croissante du potentiel géothermique

L’énergie géothermique peut être tirée de petites ou de moyennes profondeurs. La géothermie de moyenne profondeur – ou de moyenne température –, qui pompe une eau moins chaude à environ un millier de mètres de profondeur pour alimenter des réseaux de chaleur. Ce procédé est développé dans le Bassin parisien, où 500 000 à 600 000 logements en bénéficient, et qui représente le plus grand pôle géothermique de chauffage urbain mondial.

Le potentiel se trouve sur les 800 à 900 réseaux de chaleur existant à l’échelle de quartiers, seule une petite partie fonctionnent grâce à de la géothermie ; les autres sont alimentés au gaz.

La géothermie de très proche surface s’appuie, quant à elle, sur un échangeur de chaleur. Le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) et l’IFP-EN ont indiqué lors de leurs auditions que le développement de cette technologie à plus grande échelle ne pourra se faire sans l’émergence d’une filière industrielle, mais des obstacles conséquents s’y opposent. Le métier de foreur, en particulier, connaît une tension importante et exige une expertise non garantie aujourd’hui.

Le BRGM souligne en outre, dans ses travaux et en audition, qu’une fois le forage exécuté, il est possible d’en tirer différents usages. L’eau pompée dans le sous‑sol peut par exemple contenir du lithium à récupérer.

c. Les autres modes de production de chaleur

Autre technique de chaleur renouvelable, les chauffe-eaux solaires qui ont été encouragés dans les territoires ultramarins où cette technologie a un sens. Selon le SDES, en 2021, la production primaire de solaire thermique représente 0,7 % de la production d’énergies renouvelables en France. Elle produit 2,4 TWh et est principalement développée dans les départements et régions d’outre-mer (notamment à La Réunion).

Citons enfin les pompes à chaleur, qui exploitent le transfert d’énergie entre l’environnement et l’intérieur d’un logement ou d’une usine, avec un rendement thermodynamique très avantageux puisque pour un kilowattheure d’électricité injecté dans la machine, plusieurs kilowattheures de chaleur sont transférés entre l’extérieur et l’intérieur d’un logement.

L’installation de pompes à chaleur bénéficiant d’un soutien financier significatif, leur contribution commence à devenir visible dans le secteur résidentiel. Mais leur production de chaleur a besoin d’électricité pour être mise en œuvre, ce qui minimise leur bilan.

La cogénération est également une technique de production de chaleur. Elle consiste à produire dans la même installation et à partir de la même énergie primaire (gaz, déchets, fioul, etc.) de l’énergie thermique et une énergie mécanique ; par extension elle désigne le fait de récupérer la chaleur fatale, généralement rejetée dans l’environnement, d’une production d’énergie mécanique – électrique le plus souvent – pour l’utiliser pour une demande thermique (chauffage, eau chaude sanitaire, processus sanitaire, etc.). Elle augmente ainsi le rendement de l’installation, mais la rentabilité de cette solution suppose, notamment, d’être au plus près des lieux de consommation en raison des pertes pendant le transport de chaleur. La France compterait 860 installations de cogénération.

Vu la taille du parc nucléaire français, l’utilisation de l’importante chaleur fatale produite par la fission nucléaire est une piste qui mériterait d’être étudiée et le rapporteur regrette de n’avoir pas eu le temps matériel de l’examiner.

D. Une production d’électricité quasi intégralement décarbonée, QUI VA DEVOIR croître MASSIVEMENT, AUJOURD’HUI encore ESSENTIELLEMENT assurée par le nucléaire et l’hydraulique

1. La consommation d’électricité en France, qui concerne de nombreux usages et qui devrait croître, est à ce jour couverte par une production domestique et décarbonée

a. Une électrification de la consommation finale d’énergie

Selon le bilan énergétique établi par le SDES pour 2021, la consommation finale en électricité de la France s’est élevée à 434,3 TWh, soit 24,4 % de la consommation finale totale de la France ([152]) et la production nette est montée, quant à elle, à 532 TWh ([153]). Notre pays a pu ainsi exporter 42 TWh ([154]).

L’électricité constitue l’énergie utilisée par de nombreux secteurs en France pour des besoins domestiques, industriels ou de services publics (éclairage et chauffage, appareil électroménagers, industrie, transport).

Elle est consommée par le secteur résidentiel en premier lieu (39 % de la consommation finale d’électricité en 2021), le secteur tertiaire (31 %) et l’industrie (26 %) ([155]). Si l’électricité ne représente encore qu’un peu plus du quart de la consommation finale d’énergie française ([156]), elle est le premier poste énergétique des secteurs tertiaire (133,7 TWh ou 50,8 % de la consommation du secteur en 2021 ([157])), industriels (113 TWh ou 39 % en 2021) et résidentiel (170 TWh ou 34 % en 2021).

Avec 492 TWh d’électricité consommés en 2021, le secteur résidentiel se place au premier rang des secteurs les plus consommateurs d’électricité. Les postes les plus consommateurs d’électricité concernent le chauffage, l’eau chaude sanitaire et les besoins spécifiques (électroménagers, etc.).

L’électricité représente plus de la moitié de la consommation énergétique du secteur tertiaire restée relativement stable en valeur depuis la décennie 2010, alors que la consommation énergétique du secteur fléchit progressivement, les mesures de sobriété et d’efficacité énergétique aidant. La consommation d’électricité de la filière résulte principalement des besoins électriques du chauffage, et de la climatisation ([158]). Depuis 2017, la consommation électrique liée au chauffage est en diminution constante, tandis que celle dédiée à la climatisation est en forte hausse – Elle a été multipliée par deux sur l’ensemble du parc résidentiel entre 2016 et 2020 ([159]).

Par ailleurs, elle occupe une part notable des consommations intermédiaires – c’est-à-dire de l’électricité consommée au cours du processus de production – de certaines branches industrielles, notamment la métallurgie, l’industrie agroalimentaire et la chimie.

Particulièrement énergivore, la branche métallurgie et produits métalliques est à l’origine de 23,6 % de l’électricité consommée par le secteur industriel, soit 26,3 % de l’énergie totale consommée par la branche ([160]), dédiée à la première transformation, à la fonderie et aux constructions (mécanique, électrique, électronique, navale, aéronautique et d’armement). La branche industrie agroalimentaire se place, elle, au second rang des branches industrielles les plus consommatrices d’électricité (18,2 % de la consommation du secteur sur 2021, soit plus d’un tiers ([161]) de l’énergie consommée par la branche), notamment pour la transformation et le traitement des aliments, le stockage et la conservation mais également l’automatisation des processus. Enfin, la branche chimie vient en troisième position en représentant 20 % de la consommation totale d’électricité du secteur de l’industrie, une énergie qu’elle utilise pour le fonctionnement de ces outils (moteurs, pompes, compresseurs) et comme matière première nécessaire à la production de chlore ou à la réduction de certains métaux ([162]).

Le secteur industriel tend à réduire structurellement sa consommation d’énergie par l’amélioration des processus (efficacité énergétique), par la réduction de la consommation (sobriété) et par l’électrification des processus, tout en conservant une consommation d’électricité relativement stable ([163]). En d’autres termes, si la part de l’électricité dans la consommation énergétique de la filière augmente, il n’en demeure pas moins que celle-ci reste stable en valeur. La conjoncture récente, et notamment l’augmentation des prix de l’énergie et en particulier de l’électricité, est, certes, à l’origine d’une réduction de la consommation électrique de la filière, mais elle ne saurait, pour l’instant, refléter une dynamique de long terme.

b. Cette consommation devrait croître massivement dans les prochaines années

Le besoin de décarboner rapidement notre modèle énergétique, couplé à la volonté affichée par les gouvernements successifs de renforcer l’appareil industriel du pays, donc sa consommation énergétique, conduit à anticiper une augmentation importante de la demande d’électricité.

Face aux incertitudes sur l’ampleur de cette progression, et à la demande du Gouvernement, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE, a élaboré plusieurs trajectoires de consommation d’électricité, qui intègrent les différents scénarios d’efficacité énergétique, de réindustrialisation, d’électrification des usages.

Dans sa trajectoire dite de « référence » de son étude Futurs énergétiques 2050, RTE anticipe, à l’horizon 2050, une consommation de l’ordre de 645 TWh, soit une augmentation de près de 150 TWh par rapport à la consommation actuelle. Mais les scénarios, plausibles et souhaitables à l’échelle du pays – et d’ailleurs cohérents avec les premiers exercices prospectifs des années 2010 (cf. chapitre 2, II) – d’une réindustrialisation et/ou d’une électrification des usages conduisent à des anticipations bien supérieures, jusqu’à 750 TWh – dans la mesure où les objectifs d’efficacité énergétique ambitieux sont également tenus.

Figure 24 : scénarios étudiés par RTE dans le rapport Futurs énergétiques 2050

Source : RTE, Futurs énergétiques 2050.

c. Une production domestique et décarbonée, qui couvrait jusqu’ici la consommation

Au contraire du mix énergétique global français, depuis 2011, la production brute d’électricité en France – c’est-à-dire la production mesurée aux bornes des centrales, intégrant la consommation des services auxiliaires et les pertes dans les transformateurs ([164]) – a toujours couvert la consommation intérieure d’électricité.

Selon le SDES, en 2021, la production totale d’électricité s’élevait à 532 TWh pour une consommation finale de 422 TWh ([165]).

Figure 25 : production nette d’électricité par filière

Source : SDES, bilan énergétique provisoire 2021 transmis par le SDES.

Cette production d’électricité en France contribue fortement à notre souveraineté.

Fin 2022, les capacités installées représentaient 140,2 GW, composées de 61,4 GW d’installations nucléaires, 17,1 GW d’unités thermiques à combustible fossile (12,8 GW pour le gaz, 2,5 GW pour le fioul, 1,8 GW pour le charbon) et 61 GW de capacités de production électrique d’origine renouvelable (25,7 GW pour l’hydraulique, 19,8 pour l’éolien terrestre et maritime, 13,3 GW pour le solaire et 2,2 GW pour la production issue des centrales thermiques renouvelables et des déchets).

Précisons que la puissance installée désigne la puissance maximale que peut générer une filière si elle fonctionne à plein régime. Elle ne traduit pas la production effective, qui varie en fonction de différents paramètres comme le niveau des besoins, les opérations de maintenance, les précipitations pour l’hydroélectricité, l’intensité du vent pour l’éolien ou l’ensoleillement pour le photovoltaïque. Néanmoins, l’accroissement de cette puissance entraîne l’augmentation de la production.

Ainsi, en 2021, les 532 TWh produits étaient en effet composés de 361 TWh d’électricité nucléaire, de 56 TWh de productions thermiques classiques (gaz, charbon, produits pétroliers, etc.) et le reste d’électricité renouvelable ([166]). Si les secondes utilisent des combustibles étrangers, l’électricité « verte » est issue de sources locales ; enfin, la production nucléaire peut être considérée comme domestique dans la mesure où les importations d’uranium nécessaire à son processus sont négligeables dans ses coûts de production – selon M. Jean-Marc Jancovici, elle représente moins d’un euro par MWh électrique produit ([167]).

En revanche, même s’il y a une quasi‑équivalence entre la production d’origine fossile et le volume des exportations, cette part fossile n’aurait pu être plus facilement réduite car elle correspond à l’ajustement de l’offre nationale à la demande dans les périodes de tensions prévisibles – les interconnexions européennes assurant les ajustements de très court terme. En effet, ces moyens de production peuvent être démarrés ou stoppés très rapidement selon les besoins. Alors que les produits pétroliers et le charbon prédominaient dans les centrales thermiques classiques dans les années 1970, le gaz représente désormais le recours le plus fréquent (à hauteur de 61,5 % en 2019).

Plus généralement, cette quasi « autonomie » de la production électrique française résulte d’un rapide et fort développement des capacités de production nucléaire en réponse aux chocs pétroliers des années 1970, prolongé par une accélération du déploiement des énergies renouvelables à partir de 2005 (Figure 25 : production nette d’électricité par filière).

Le déploiement du parc nucléaire et des énergies renouvelables a non seulement permis à la France d’assurer l’ensemble de sa consommation d’électricité mais également d’assurer une partie de la consommation de ses voisins : la France était exportatrice nette de 1980 à 2021.

En 2022, RTE enregistre le premier solde français importateur net d’électricité. Il indique que le solde des échanges a été importateur 70 % du temps mais que la France n’a été dépendante de ces importations pour assurer sa sécurité d’approvisionnement « qu’une faible partie du temps » ([168]).

Si la forte capacité de production d’électricité française contribue à la souveraineté énergétique nationale, elle s’est affaiblie, en dépit des nouvelles capacités installées dans les filières renouvelables. Cela est dû au recul de la production nucléaire, que l’on peut constater depuis 2006 et que la progression des sources renouvelables n’a pas suffi à compenser.

En TWh

(ou en Mtep)

2005

2008

2010

2012

2014

2017

2019

2021

(a) Électricité nucléaire

452

(117,7)

439

(114,5)

429

(111,7)

(110,9)

436

(113,7)

379,1

(103,8)

379,5

(103,85)

361

(b) Électricité renouvelable

(5)

(6,4)

(6,7)

(7,1)

(7,8)

(7,1)

(8,95)

Différentiel (a+b)

–

+ 4

– 7

(– 0,4)

(+3,5)

(– 1,6)

(+1,9)

Production brute d’électricité

(dont le thermique classique)

576

(122,7)

575

(120,9)

569

(118,4)

(117,9)

(121,6)

530,4

(132)

547

532

Source : données issues des bilans énergétiques du SDES.

Notre mix électrique est, en tout état de cause, très largement décarboné. D’après les données publiées par RTE pour l’année 2021 ([169]), 91,4% de la production d’électricité est décarbonée ([170]) – c’est-à-dire issue de sources renouvelables ou de source nucléaire.

Cette décarbonation singularise la France en Europe : le pays émet ainsi près de 3 fois moins de CO2 pour produire 1 kWh qu’au Royaume-Uni, 4 fois moins qu’en Italie et 5 fois moins qu’en Allemagne, qui présente un des mix électriques les plus carbonés d’Europe.

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Ce bilan vertueux est dû à la place prise par les filières nucléaire et renouvelables, compte tenu de l’impact carbone, à l’émission et en cycle de vie, des énergies fossiles – mais aussi, dans une moindre mesure, de certaines énergies renouvelables électriques.

Figure 26 : émissions des filières électriques

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Source : RTE.

Si l’essentiel des progrès en termes d’émissions GES a été obtenu au fur et à mesure de la mise en service de nouvelles capacités nucléaires, les données du SDES confirment leur poursuite : ‑ 2,2 % par an entre 2006 et 2019.

2. Le nucléaire, pilier de notre production et de notre souveraineté électrique

Figure 27 : panorama de la filière nucléaire française

Tableau récapitulatif : parc nucléaire français
Puissance installée	61,4 GW
Production moyenne sur la période 2006-2021	404 TWh / an
Production 2022	360,7 TWh
Parc	56 réacteurs nucléaires pour une capacité moyenne disponible en 2022 de 34,8 GW ([171]) (54%)
Coût	Entre 42 et 62 €/MWh ([172])
Émissions de CO2	6gCO2e kWh ([173])
Nombre de salariés	Plus de 220 000 emplois et 3 000 entreprises

a. Les nombreux atouts de la filière nucléaire actuelle : densité énergétique, pilotabilité, économie en matériaux, coût complet maîtrisé

Le nucléaire civil français occupe une place particulière par son poids dans le monde et dans notre pays. La France est en effet le troisième producteur mondial d’énergie nucléaire et le premier producteur en Europe ([174]). Sur les 126 réacteurs que compte l’Union européenne, 56 sont français.

Depuis la fermeture des deux réacteurs de Fessenheim en juin 2020, le parc nucléaire civil ne compte en effet plus que 56 réacteurs en exploitation, tous étant des réacteurs à eau pressurisée (cf. annexe), organisés en 18 centrales nationales de production d’électricité et représentant une capacité installée de 61,4 GW, répartie entre 32 réacteurs de 900 MW, 20 réacteurs de 1 300 MW et 4 réacteurs de 1 450 MW.

Si la production nationale a reculé depuis son pic en 2005 (cf. II‑A‑2), elle représente encore plus de 69 % de la production électrique française (exception faite de 2022), alors qu’en Europe, sa part s’établit autour de 25 % (en recul de plus de 25 % depuis 2006) et à 10 % dans le monde (contre 17 % en 1996).

Cette situation est le fruit d’une politique volontariste, d’abord de la part des gouvernements de l’après-guerre qui, outre des préoccupations militaires dans un contexte de guerre froide, ont fait le constat que la France n’avait pas beaucoup de matières premières – pratiquement pas de gaz et peu de charbon comparé à ses voisins – et qu’elle était, par conséquent, dépendante de ses importations d’énergie, ensuite en réaction aux chocs pétroliers des années 1970. Cette stratégie a contribué au développement de l’essentiel du parc nucléaire civil actuel mais également à la constitution d’une filière industrielle française complète – qui regroupe aujourd’hui 220 000 salariés en France, répartis dans environ 3 200 entreprises, dont 80 % de TPE-PME.

Encadré 12 : la constitution de la filière nucléaire

1945-1970

En 1945, Charles De Gaulle, convaincu de la nécessité de créer un organisme consacré à l’énergie nucléaire, signe l’ordonnance du 18 octobre 1945 et marque la création du CEA, pour approvisionner le futur programme nucléaire. Parallèlement la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l’électricité et du gaz crée l’établissement public Électricité de France (EDF) actant, entre autres, un quasi-monopole sur la production électrique nationale.

Le premier plan quinquennal de l’énergie atomique de juillet 1952 engage la France dans la voie des réalisations industrielles en matière de production d’électricité nucléaire.

Alors que le pays ne dispose pas d’installations d’enrichissement d’uranium suffisantes, la filière Uranium naturel graphite gaz (UNGG ([175])) est privilégiée. L’accessibilité des matières premières, notamment le fait qu’elle ne nécessite pas de combustible enrichi en Uranium 235, assure l’indépendance énergétique de la technologie. Les premiers réacteurs de la première génération sont construits à Marcoule (30) en 1955‑1956. En parallèle, afin de maîtriser l’entièreté du cycle du nucléaire, une première usine de séparation isotopique pour obtenir de l’uranium enrichi, combustible crucial pour l’armement, l’industrie de la propulsion navale, est créée à Pierrelatte en 1958.

Avant 1971, six réacteurs sous la technologie UNGG, exploités par l’entreprise publique EDF, sont mis en service à Chinon, Saint Laurent Les Eaux et Bugey. À l’initiative d’EDF, un premier réacteur à eau pressurisée (REP), une technologie d’origine américaine qui utilise l’uranium enrichi ([176]), fait son entrée à Chooz en 1967. Il s’agit du début de la seconde génération de réacteurs.

De son côté, le CEA continue à développer d’autres technologies comme les réacteurs à « neutrons rapides », qui montrent l’avantage d’utiliser le plutonium des centrales UNGG et de produire plus de plutonium qu’il n’en consomme (surgénérateur). Le premier réacteur expérimental, RAPSODIE, est mis en service en 1967.

Avant 1969, le véto présidentiel est catégorique : l’indépendance nationale prime sur la rentabilité économique. La filière UNGG est maintenue. Après l’élection du Président Georges Pompidou, le choix est tranché, la filière américaine l’emporte en raison de son moindre coût, sa facilité de construction, de chargement et déchargement.

1973-1982

Le premier choc pétrolier de 1973, provoqué par l’embargo de l’Organisation des pays arabes exportateurs de pétrole (OPAEP) à l’encontre de l’Europe occidentale marque un réel décollage de la technologie REP en France. Dans le secteur de l’électricité, la commission PEON (Programmation d’Électricité d’origine nucléaire) propose en avril 1973 un objectif nucléaire de 13 000 MW à mettre en service sur la période 1978-1982. Le plan Messmer en 1974 fait le choix du tout nucléaire pour limiter la dépendance au pétrole et assurer « l’indépendance énergétique du pays ». Les objectifs sont la standardisation de la technologie nucléaire sur le territoire français ainsi que la construction d’un parc nucléaire pour bénéficier de « l’effet de série » (mêmes référentiels techniques, codes et normes pour la conception) et ainsi optimiser les coûts.

La technologie vient de l’entreprise américaine Westinghouse, mais Framatome sera le seul constructeur. Il restera le seul fournisseur des réacteurs REP en France. Framatome réalise la construction en série de deux types de réacteurs REP : 900 MW puis 1 300 MW dont EDF commande 5 réacteurs en moyenne par an. C’est la troisième génération de réacteurs.

1983-2002

Suit une période de ralentissement des commandes depuis 1983 (deux, puis un réacteur de 1 400 MW tous les trois ans entre 1984 et 1992). La nécessité de freiner le développement du parc de centrales tient compte du ralentissement prévu de la croissance des consommations, et du fait que le suréquipement en énergie nucléaire peut être source d’un gaspillage coûteux (cf. les travaux préparatoires du IXème Plan). Le ralentissement des commandes marque également le passage à une nouvelle génération de réacteurs (N4) de 1 450 MW. La dernière centrale nucléaire de type REP à avoir été mise en service est celle de Civaux, lancée en 1997 et 1999 et exploitée commercialement à partir de 2002.

Le parc nucléaire français a ainsi réuni jusqu’à 60 réacteurs de production électrique en activité, avec une capacité totale dépassant 63 GW.

En parallèle à ces réalisations, le constructeur français (CEA-EDF-Framatome) s’est affirmé comme un concurrent sérieux à l’exportation en obtenant entre 1975 et 1995 40 % des commandes sur le marché mondial.

Par ailleurs, parce que l’enrichissement et le retraitement d’uranium sont des aspects importants du développement français, les grandes infrastructures du cycle du combustible sont installées par la Cogema, créée en 1976 – qui sera intégrée au sein de TOPCO, devenue Areva en 2006, en prenant le nom d’Areva NC.

Le CEA, quant à lui, travaille notamment sur les solutions d’avenir pour la gestion des déchets et la fusion contrôlée. Dans le prolongement du projet Rapsodie, Superphénix est ainsi conçu et franchi l’étape industrielle en 1985 sous la technologie « Réacteur à Neutrons Rapides » (RNR) – l’évolution de cette piste sera étudiée plus précisément en deuxième partie du présent rapport. ([177])

La filière nucléaire présente d’importants atouts. Si l’on ne peut parler d’indépendance énergétique à proprement parler – en l’état actuel de la technologie – et, à l’inverse des énergies fossiles, la densité énergétique du combustible nucléaire permet de stocker « des années de fonctionnement » d’uranium selon M. Jean-Marc Jancovici ([178]). À titre comparatif, lorsque 1 kg d’uranium naturel fournit 100 000 kWh de chaleur, 1 kg de charbon fournit 8 kWh ([179]).

Par ailleurs, cette technologie produit une électricité non intermittente et pilotable, contrairement aux énergies produites à partir des flux naturels. Elle peut en effet fournir une électricité en continu toute l’année mais aussi adapter la production aux variations de la demande d’une saison à l’autre, ou dans la journée.

À la différence des réacteurs nucléaires d’autres pays, les centrales nucléaires françaises ont été conçues pour fonctionner en régime flexible, c’est‑à‑dire à un niveau de puissance qui n’est pas constant. Cette flexibilité permet d’équilibrer la fréquence du réseau, d’assurer l’équilibre entre offre et demande d’électricité (absorption de la hausse de production des énergies renouvelables par exemple) et d’optimiser la production sur l’année ([180]).

Encadré 13 : la pilotabilité des réacteurs nucléaires

La production est ajustée sur la consommation sur des temporalités différentes (consommation quotidienne et saisonnière) et une grande variabilité sur la demande d’électricité peut être observée entre le jour et la nuit, l’hiver et l’été ainsi que les jours-ouvrés et le week-end. Le parc nucléaire est flexible à son échelle. Les centrales nucléaires françaises ont été conçues pour fonctionner en régime flexible, c’est-à-dire à un niveau de puissance qui n’est pas constant. Pour répondre à la variation de la demande d’électricité, le parc nucléaire adapte son niveau de production à l’aide d’un suivi de charge.

La puissance d’un réacteur nucléaire est pilotée en ajustant la quantité de combustible nucléaire dans le cœur du réacteur et en modifiant la quantité/débit d’eau utilisé pour refroidir le cœur. Cela peut également être fait en utilisant des « barres de contrôle », des barres de bore qui régulent la population de neutrons en les absorbant pour maintenir la puissance du réacteur au niveau désiré. Ces barres sont mobiles dans le cœur du réacteur : elles peuvent être introduites ou extraites en fonction du nombre de neutrons à absorber. Elles permettent ainsi de piloter le réacteur ([181]).

Des programmes de charge variables sont prédéfinis et permettent de réduire ou augmenter la puissance délivrée. Ces programmes sont convenus à l’avance avec l’opérateur du réseau et permettent l’équilibrage initial. De grandes variations de la puissance nominale sont possibles ([182]). Par exemple, un réacteur de 1 300 MW peut augmenter ou diminuer sa production de 900 MW en 30 minutes.

La consommation d’électricité ne peut être déterminée à l’avance avec une précision exacte : les centrales nucléaires doivent adapter immédiatement leur production pour maintenir la stabilité de la fréquence du réseau (50 Hz). Deux mécanismes sont instaurés pour réajuster les fluctuations de fréquence, qui sont activés selon la demande du réseau ([183]) :

– le réglage de fréquence primaire, qui permet de moduler la puissance de l’ordre de ± 2 % de la puissance nominale avec un ajustement à la demande d’électricité toutes les 2 à 30 secondes ;

– le réglage de fréquence secondaire, qui permet de moduler la puissance de l’ordre de ± 5 % de la puissance nominale en plus du réglage de fréquence primaire. Cet ajustement prend entre quelques secondes à plusieurs minutes.

Cette pilotabilité a des limites : la capacité de variation de puissance en 30 secondes est plus faible pour le nucléaire (jusqu’à 5 %) que pour les centrales thermiques au gaz (5-10 %) et au charbon (20 à 30 %) ([184]). Et le temps de redémarrage est aussi plus long, entre deux heures et deux jours (contre 1-10h pour les centrales au charbon et 10-20 minutes pour les centrales à gaz sur le territoire français).

Cette flexibilité diminue toutefois la productivité des centrales par rapport à celles qui fonctionnent en base (c’est-à-dire en continu) et entraîne une usure prématurée des installations. EDF précise ainsi que les variations de la puissance délivrée se traduisent par des variations de la température de certaines parties du circuit primaire affectant notamment le circuit secondaire ([185]).

En 2018, l’Agence internationale de l’énergie atomique (IAEA) a publié une étude sur la flexibilité des centrales nucléaires ([186]) et précise ses conséquences potentielles sur les installations :

– les fortes variations de températures entraînent une fatigue des matériaux métalliques qui réduit les marges des charges cycliques prises lors de la conception des installations – en d’autres termes, chaque modification de l’activité d’une centrale ([187]) (arrêt, redémarrage, variations de puissances) entraîne des variations de températures subies par les matériaux métalliques ce qui réduit leur résistance mécanique et peut conduire, à terme, à l’apparition de défaillances. La récurrence de ces variations est anticipée lors de la conception d’une centrale mais, plus celles-ci sont nombreuses, plus l’usure des systèmes sera rapide ([188]) ;

– les variations de débits, notamment locales, augmentent le phénomène de corrosion et d’érosion – dans le système de fluides d’une centrale nucléaire, la réduction des débits peut être nécessaire à la flexibilité de la production entraînant une augmentation du phénomène érosion / corrosion (corrosion accélérée par l’écoulement – CAE) ([189]). Le phénomène concerne principalement les systèmes opérationnels (vannes du système principal d’eau d’alimentation, conduites de vapeur d’extraction, etc.) ;

– la variabilité de l’utilisation des composants actifs accroît leur usure – les mécanismes sollicités (vannes de contrôles, pompes) ([190]) – les conditions de refroidissement du réacteur peuvent affecter les limites de sûreté du combustible dans les REP – il s’agit des redistributions de densité de puissance dans le cœur du réacteur causées par le mouvement rapide des barres de commande nécessaires à la flexibilité de la production énergétique de la centrale ([191]) ;

– les fluctuations des paramètres physiques du système de refroidissement du réacteur affectent certains composants – les variations de pression, de température et de débit augment les impuretés chimiques (aluminium, calcium, magnésium, silice, etc.), ce qui a d’ores et déjà été observé dans des centrales nucléaires françaises ([192]) ;

– le fonctionnement continu à faible puissance affecte les performances du combustible ([193]) ;

– globalement, la modulation de la production nucléaire renforce les besoins en maintenance.

Les effets de la modularité du parc nucléaire connus et anticipés font l’objet de mesures et de contrôles de sûreté. M. Cédric Lewandowski, directeur exécutif du groupe EDF en charge de la direction du parc nucléaire et thermique souligne toutefois que les conséquences de la modularité du parc nucléaire « sont tout à fait mineures » ([194]) car elle est peu utilisée. Lors de son audition, M. Lewandowski précise que le débat technique sur les effets de la modularité sur l’accélération de vieillissement des installations concerne le circuit secondaire et qu’EDF a engagé des réflexions sur ce point.

En outre, la production d’électricité par le parc nucléaire a également l’avantage d’être intéressante économiquement. Le rapport sur les travaux relatifs au nouveau nucléaire (PPE 2019-2028), commandé par le Gouvernement et rendu en février 2022 projetant la production de trois paires d’EPR2 font apparaître des coûts complets compétitifs, particulièrement dans un scénario de faible coût du capital ([195])(Encadré 14 : l’analyse des coûts de production du système de production électrique français par la Cour des comptes), et ce, alors même que tous les coûts sont pris en compte (notamment l’impact sur le réseau public de transport).

Cette question des coûts est encore plus sensible pour le parc existant, dont l’amortissement a permis de modérer le coût d’approvisionnement et de pratiquer, sur l’essentiel de la consommation finale d’électricité en France, un prix intérieur non seulement stable et prévisible mais aussi moins élevé que dans les pays ouest‑européens, que ce soit dans les tarifs réglementés ou dans les offres sur le marché français, via le dispositif de l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH).

Pour les ménages français, en dépit de taxes représentant un tiers de leur facture, le prix de l’électricité en France était inférieur de 38 % à la moyenne de l’Union européenne en 2008 ; l’écart était encore de 17 % en 2021 (dernières données consolidées du SDES) et davantage par rapport à ses voisins – avec un prix moyen TTC de 193 €/MWh contre 260 € pour l’Italie, 289 € pour l’Espagne, 327 € pour l’Allemagne – grâce aux mesures de sauvegarde prise par le Gouvernement.

Pour les entreprises françaises, le prix moyen ([196]) hors TVA a atteint 106 €/MWh en 2021. Il reste toutefois nettement inférieur aux prix constatés dans les autres États membres de l’Union européenne (hors quatre pays). Les entreprises françaises bénéficient de prix inférieurs de 21 % à ceux pratiqués, en moyenne, dans l’Union européenne. L’électricité consommée à des fins professionnelles est notamment moins chère en France (106 €/MWh) qu’en Espagne (127 €/MWh), en Allemagne (168 €/MWh) et en Italie (174 €/MWh). ([197])

Grâce au choix stratégique de développer l’énergie nucléaire, notre économie disposait jusqu’alors d’une électricité très compétitive – et déjà peu carbonée.

Encadré 14 : l’analyse des coûts de production du système de production électrique français par la Cour des comptes

Dans un rapport adopté le 15 septembre 2021, la Cour des comptes s’est attachée à actualiser les coûts moyens de production des principales filières d’énergie électriques. L’approche « comptable » tient compte, sur une année donnée, des dotations aux amortissements et d’une rémunération de la valeur nette comptable des immobilisations. L’approche économique, utilisée pour prendre des décisions d’investissement, calcule un coût annuel moyen des investissements sur la durée de vie de l’actif de production.

Selon ces dernières, le coût complet moyen du parc nucléaire sur la période 2011‑2020 oscille autour de 42 €/MWh, mais sur la seule année 2019, il s’établit à 43,80 €/MWh. Suivant la méthode économique, les valeurs montent à 60 € sur 2011-2020 et 64,80 € pour 2019. Ces résultats ne concernent que le parc « historique ». Dans un autre rapport de 2020, la Cour des comptes avait estimé que le coût de production prévisionnel de l’électricité fournie par Flamanville pouvait se situer entre 110 et 120 €2015/MWh.

À partir des données retenues par l’ADEME et la CRE et des résultats de leurs calculs, aux méthodes distinctes, ou de ses propres calculs, la Cour des comptes relève les chiffres suivants :

– éolien terrestre : entre 50 et 70 €2020/MWh ;

– éolien off shore : de 98 à 117 €2020/MWh ;

– photovoltaïque : les coûts varient notamment selon la taille des installations, entre 61 et 104 € dans la catégorie Grandes toitures et ombrières et entre 88 et 223 € dans le résidentiel ;

– de même dans l’hydroélectricité, les coûts oscillent entre 34 € et 150 € selon la taille et la possibilité ou non de prolonger le fonctionnement des installations.

Enfin, la Cour des comptes observe qu’il ne suffit pas de comparer les coûts moyens de chaque filière mais qu’il faut regarder le coût du système électrique dans son ensemble, en prenant en compte aussi le coût des moyens de stockage, de flexibilité de la demande, ceux du réseau de transport et de distribution, des interconnexions, etc.

Enfin, la consommation de combustible et matériaux rares par l’énergie nucléaire s’avère particulièrement réduite. Comme indiqué au d ci‑après, les réserves mondiales d’uranium utilisé pour le combustible des centrales nucléaires et accessibles assureraient 130 à 135 années de fonctionnement en l’état actuel des réacteurs.

Par ailleurs, l’Observatoire de la sécurité des flux et des matières énergétiques ([198]) estime que les trois minerais les plus consommés par la filière à horizon 2050 seront le zirconium (Zr), dont la criticité géologique est présentée comme faible – les réserves actuelles permettraient d’assurer 55 années de consommation au niveau de 2021 –, le bore – utilisé pour la production des barres de contrôle, abondant mais concentré spatialement ([199]), ses réserves assureraient plus de deux siècles de consommation au rythme actuel – , et le niobium (N) – notamment utilisé pour répondre à la détérioration des gaines de combustible des réacteurs à eau pressurisée (REP) ; relativement rare et dont l’approvisionnement est assuré par un seul acteur (CBMM) et quasiment exclusivement depuis le Brésil (plus de 91 % de la production mondiale en 2019), il présenterait des réserves permettant d’assurer un siècle de consommation actuelle ([200]).

Enfin, la filière nucléaire est peu consommatrice des métaux les plus menacés. C’est le cas du cuivre – dont près de 90 % des ressources connues seraient extraites d’ici 2050, dans un scénario à 2°C ([201]) et sera soumis à de très fortes tensions dès 2027 ([202]) – puisque sa consommation par les centrales thermiques (nucléaire ou fossile) est 5 à 10 fois inférieure que par les énergies renouvelables ([203]).

b. Une situation conjoncturelle qui a conduit à un productible nucléaire historiquement bas

La production électrique d’origine nucléaire a toutefois atteint un plafond historiquement bas en 2022, avec 279 TWh produits, résultant à la fois des réparations et des recherches préventives liées à la corrosion sous contrainte relevée dans plusieurs réacteurs à partir de la fin 2021, ainsi que des arrêts programmés et visites décennales ([204]).Cette baisse de productible a largement contribué au résultat net négatif de 17 Md€ en 2022 et à l’accroissement de l’endettement d’EDF de 43 à 64 Md€, devant l’ARENH (cf. partie 2).

À la suite de nouvelles détections de corrosion sous contrainte et de fatigue thermique, EDF a mis à jour son planning de maintenance et de surveillance. Bien que l’énergéticien vise encore une production comprise entre 300 TWh et 330 TWh en 2023, ce niveau resterait historiquement bas, également du fait de l’accumulation des visites décennales prévues et des arrêts programmés.

Les derniers mois ont généré une inquiétude légitime, puisque l’enchaînement des problèmes, des retards consécutifs aux confinements, aux mises à l’arrêt des réacteurs frappés par des phénomènes de corrosion sous contrainte, a montré l’étroitesse de la marge d’adaptation du parc dans son état actuel.

En particulier, les problèmes de corrosion sous contrainte, qui ont été jugés par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), en juin dernier, comme « un évènement sérieux et inédit dont le traitement complet nécessitera plusieurs années » et qui se sont d’abord révélés sur des modèles de réacteurs récents, de 1 500 ou 1 300 MW, suscitent des interrogations inédites sur la capacité de ces installations à bien fonctionner durablement et sur les coûts réels de leur remise à niveau. Ces interrogations s’attachent non seulement aux centrales en activité mais, s’ajoutant aux difficultés techniques rencontrées par la construction de l’EPR de Flamanville, viennent également nourrir les doutes sur la pertinence de cette technologie – à tout le moins sur la pertinence de miser sur une seule technologie dont les vulnérabilités, lorsqu’elles apparaissent, risquent de concerner l’ensemble de la série.

Enfin et surtout, la poursuite des arrêts programmés et des visites décennales prévues dans les prochains mois et années continueront d’exercer une pression sur la marge de manœuvre industrielle et la disponibilité du parc nucléaire.

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Source : RTE, Futurs énergétiques 2050.

c. Le défi de la gestion de l’eau anticipé par la filière

Parmi les défis des prochaines années pour le parc existant, l’adaptation au dérèglement climatique constitue un point important. La disponibilité des ressources en eau peut en effet affecter le fonctionnement des réacteurs nucléaires. L’ensemble des systèmes de refroidissement des réacteurs du parc nucléaire français nécessite de prélever de l’eau à proximité, avant de la restituer partiellement ou intégralement.

Deux configurations de réacteurs sont présentes sur le parc français qui compte :

– 26 réacteurs en circuit ouvert (14 réacteurs en bord de mer et 12 en bord de fleuve) : l’eau froide est prélevée dans une réserve d’eau située à proximité (fleuve ou mer). Elle dessert le circuit secondaire (non radioactif) – c’est-à-dire le circuit qui permet de convertir l’énergie thermique en énergie électrique – à travers le condenseur, avant d’être rejetée intégralement dans la source d’eau à une température plus élevée ;

– 30 réacteurs en circuit fermé (en bord de fleuve) : sur le même système, l’eau froide, en quantité bien plus faible, est prélevée est injectée dans le circuit secondaire (non radioactif) à travers le condenseur mais rejoint, en fin de circuit, un aéroréfrigérant pour être refroidie – le refroidissement entraîne une évaporation de l’ordre de 40 % du prélèvement – avant d’être restituée au fleuve ([205]). Ce second système permet de limiter le prélèvement d’eau et d’abaisser la température de l’eau rejetée dans le fleuve.

Figure 28 : configuration des centrales nucléaires

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Ce second système permet de limiter le prélèvement d’eau et d’abaisser la température de l’eau rejetée dans le fleuve.

EDF estime que ses 13 sites situés en bord de fleuve ont consommé 400 millions de mètres cubes d’eau en 2021 ([206]).

Les données publiées par le ministère de la Transition écologique, le 30 mars 2023, indiquent que les centrales électriques ont prélevé 15,3 milliards de m3 d’eau en 2019, mais n’en ont consommé qu’environ 490 millions de m3 en moyenne entre 2010 et 2019, soit 12 % de la consommation nationale. ([207])

Figure 29 : paliers techniques et source de refroidissement des centrales nucléaires

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Source : RTE, Futurs énergétiques 2050.

Les paramètres de l’eau (température, quantité) restituée, après son utilisation pour le système de refroidissement des centrales, sont réglementés et régulièrement contrôlés. Lors de circonstances exceptionnelles (canicule ou sécheresse) affectant le cours d’eau (débit, température initiale de l’eau), la production des réacteurs est révisée à la baisse afin de respecter les contraintes réglementaires fixées dans un but de préservation de la faune et de la flore.

Le risque d’indisponibilité de production nucléaire résultant de cas de canicule ou de sécheresse pèse essentiellement sur 4 des 18 sites nucléaires français, qui ont représenté 90 % des pertes de production dues à ces indisponibilités sur la période 2007-2021 ([208]). Mais selon les prévisions de RTE pour 2050, le risque pourrait augmenter d’un facteur deux à trois ([209]).

Par conséquent, et malgré les améliorations apportées par EDF, à la suite de la canicule de 2003, à ces installations à l’occasion des réexamens périodiques de sûreté (nouveaux matériels adaptés à des températures plus élevées, augmentation de la performance des échangeurs thermiques, etc.) ([210]), RTE recommande de « trouver des leviers pour minimiser la sensibilité du parc de réacteurs nucléaires au changement climatique, notamment en étudiant le positionnement des futurs réacteurs sur les fleuves peu contraints en matière de débit » ([211]).

Au cours de l’été 2022 (entre le 15 juillet et le 5 août), plusieurs dérogations ([212]) temporaires aux paramètres en vigueur ont été accordées par arrêté, avec l’accord préalable de l’ASN, à certaines centrales afin de leur permettre de rejeter des eaux à des niveaux de températures supérieurs à ceux acceptés (+3°C à la valeur moyenne journalière).

Le 21 mars dernier, la Cour des comptes a également publié un rapport relatif à l’impact du changement climatique sur le parc nucléaire existant mais aussi sur les futurs EPR. L’évolution du climat peut affecter les installations et leur environnement extérieur proche. À cela s’ajoutent les phénomènes périphériques, comme les risques d’incendie proche, et la montée des conflits d’usage de l’eau. La Cour des comptes insiste donc sur la « nécessité d’une approche intégrée et territorialisée ».

Il existe toutefois des alternatives pour installer des centrales nucléaires loin des étendues d’eau. La centrale de Palo Verde (États-Unis) fonctionne ainsi avec les eaux usées de la ville de Phoenix ([213]).

En tout état de cause, la sécheresse ne pose pas de problème de sûreté nucléaire. En cas de manque d’eau, le seul risque encouru est le défaut de production, un risque commun à tous les modes dépendant de l’eau, telles les centrales thermiques et l’hydroélectricité. Les sites en bord de mer n’ont, quant à eux, aucune difficulté d’approvisionnement.

* * *

Le parc de réacteurs nucléaires n’est qu’un maillon de la filière industrielle nucléaire ; il dépend en particulier d’un cycle complet du combustible nucléaire pour être approvisionné, fonctionner correctement et respecter les règles en matière de gestion des combustibles usés et des déchets ultimes.

d. Le cycle du combustible dans la filière nucléaire

Le combustible nucléaire – l’uranium – fournit de l’énergie par fission et non par combustion. Il a la particularité de pouvoir être retraité après son utilisation afin d’en retirer certaines matières recyclables : on utilise donc le terme de cycle du combustible.

Ce cycle regroupe cinq étapes successives : l’extraction de l’uranium dans les mines ; la fabrication du combustible ; l’utilisation du combustible dans le réacteur ; le retraitement du combustible déchargé du réacteur et le traitement et le stockage des déchets (c’est-à-dire la partie résiduelle du combustible usé qui n’est, pour le moment, pas réutilisable).

– Le cycle du combustible nucléaire débute avec l’extraction de l’uranium du minerai uranifère, dans des gisements souterrains ou à ciel ouvert.

Contenant de 1 à 200 kg d’uranium par tonne – un kilo d’uranium produit 10 000 fois plus d’énergie qu’un kilo de charbon ou de pétrole dans une centrale thermique –, le minerai est dissous puis traité pour obtenir une poudre jaune : le yellow cake (99,27 % d’Uranium 238 et 0,7 % d’Uranium 235). Après plusieurs étapes de raffinage et de conversion, celui-ci est finalement converti en tétrafluorure d’uranium (UF4). Ces opérations sont réalisées par Orano dans ses usines de Malvési et de Tricastin.

Seul l’isotope 235 de l’uranium est fissile par des neutrons lents (générant de l’énergie lorsque son noyau est cassé par un neutron) et est présent en très faible proportion dans l’uranium naturel (0,7 %). Pour que la réaction en chaîne se produise dans un réacteur à eau pressurisée (REP), il est nécessaire d’enrichir l’uranium naturel afin que la proportion d’uranium 235 atteigne 3 et 5 %.

L’uranium naturel est importé en totalité. Au niveau mondial, les principaux producteurs sont le Kazakhstan, à 45 %, la Namibie, pour 12 % et le Canada pour 10 %. Les travaux de l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) ([214]) et de l’AIE ([215]) indiquent une répartition relativement homogène des gisements d’uranium entre zones géographiques, avec en particulier un risque géopolitique faible pour deux des trois pays recelant les ressources les plus importantes (Australie et Canada). Jusqu’à récemment, leurs estimations des ressources s’élevaient à environ 8 Mt, pour une consommation annuelle mondiale d’environ 50 000 à 60 000 tonnes, soit une centaine d’années de fonctionnement. Il va sans dire que ces réserves seront plus rapidement exploitées avec le renouveau que le nucléaire connaît dans le monde.

De son côté, Orano détient des sociétés d’exploitation minière dans plusieurs pays (dont le Canada, le Kazakhstan et le Niger, avec des projets en développement dans plusieurs autres pays, dont la Mongolie par exemple), ce qui lui permet un accès diversifié et de long terme à des volumes prévisibles d’uranium naturel, tout en étant actif sur le marché de l’uranium.

L’enrichissement de l’uranium peut s’effectuer à travers deux procédés développés par l’industrie : la diffusion gazeuse ou l’ultracentrifugation. Le premier consiste à transformer le tétrafluorure d’uranium (UF4) en hexafluorure d’uranium (UF6). Le gaz obtenu est alors « filtré » pour ne garder que les molécules les plus légères, l’hexafluorure d’uranium 235. Le procédé est extrêmement progressif : utilisé par les usines d’Orano du Tricastin (Georges-Besse II), il nécessite 1 400 répétitions pour obtenir un uranium suffisamment enrichi en uranium 235 pour être utilisé dans les centrales nucléaires françaises. L’enrichissement peut également se faire, là aussi très progressivement, à travers une centrifugeuse. Ce procédé est utilisé par le groupe Urenco (Royaume-Uni, Pays‑Bas, Allemagne, États-Unis). La fabrication d’une tonne d’uranium enrichi génère de l’ordre de 8 tonnes d’uranium appauvri qui, jusqu’à ce jour, n’a pas d’usage (cf. stockage).

– La seconde étape du cycle est la fabrication du combustible : l’UF6 gazeux enrichi est converti en poudre d’oxyde d’uranium (UOX).

L’UOX est ensuite comprimée en pastilles de 7 g pouvant libérer une énergie équivalente à une tonne de charbon. Ces pastilles sont introduites dans des tubes métalliques de 4 mètres de long, constituant les « crayons » de combustibles qui composent un assemblage de combustible (264 crayons dans un assemblage). 157 assemblages, soit 11 millions de pastilles, sont nécessaires pour alimenter un réacteur de 900 MW.

– Troisièmement, le combustible nucléaire est introduit dans le réacteur et la réaction est enclenchée.

Environ 900 tonnes d’uranium enrichi à 4 % sont introduites chaque année dans le parc d’EDF et resteront trois ou quatre ans en réacteur. Cela implique de disposer d’environ 7 000 tonnes d’uranium chaque année. Lors de la réaction, certains noyaux U238 capturent un neutron et se transforment en plutonium 239. La réaction dégrade progressivement le combustible (consommation de l’U235 et apparition de produits de fission perturbant la réaction en chaîne). Le combustible usé et fortement radioactif est alors retiré du réacteur et entreposé dans une piscine de refroidissement situé à proximité du réacteur pendant trois années – temps nécessaire à la diminution de son activité avant d’être transportés à l’usine de retraitement d’Orano de La Hague.

– La quatrième étape du cycle est le retraitement du combustible usé qui consiste à récupérer la matière recyclable (plutonium et uranium) et à trier les déchets radioactifs non récupérables. Le combustible usé se compose en effet de 96 % de matières valorisantes hautement énergétiques (1 % de Plutonium et 95 % d’Uranium dont moins d’1 % d’235U) et de 5 % de déchets ultimes qui sont, depuis 1976, retraités par Orano. Pour cela, les éléments du combustible usé sont séparés afin de récupérer l’uranium et le plutonium.

Le combustible usé est d’abord entreposé dans les piscines de l’usine Orano de La Hague, avant d’être retraité pour une partie et transformé en déchet ultime pour une autre. Depuis la mise en service de cette usine, 38 000 tonnes de combustibles usés ont été traitées, dont 900 tonnes en 2022 ([216]).

Les matières valorisantes sont recyclées, respectivement en combustibles MOX (Oxyde mixte U et Pu) et en Uranium de Retraitement (URT).

Figure 30 : cycle du combustible nucléaire avec retraitement

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Source : RTE, Futurs énergétiques 2050.

Les combustibles MOX sont utilisables par 24 des 56 réacteurs français actuels ([217]) et par 44 réacteurs dans le monde, soit 10 % du parc mondial ([218]). Fabriqués à Cadarache de 1989 à 1995, la production de MOX a ensuite été reprise par l’usine Orano Melox à Marcoule. Depuis le début de sa mise en exploitation en 1995, près de 3 000 tonnes de MOX ont été produites.

L’usine de Melox rencontre actuellement des difficultés industrielles majeures, atteignant un plus bas historique de production ([219]) mais s’est fixé pour objectif d’atteindre un niveau de production stable de 100 tonnes de MOX par an en 2025 (50 tonnes en 2021, 60 en 2022).

L’uranium issu du retraitement (URT) des combustibles usés peut, après avoir été enrichi (URE), être utilisé comme combustibles pour les centrales. Le combustible URE est utilisé par deux réacteurs français de la centrale de Cruas‑Meysse ([220]). À ce jour, la seule usine au monde de conversion de l’URT en URE se situe en Russie (Rosatom).

Encadré 15 : perspectives de l’enrichissement de l’URT en France

Notons qu’en ce qui concerne l’uranium enrichi, EDF recevait, jusqu’en décembre dernier, de Russie de l’uranium de retraitement (URT) enrichi – appelé URE –, plus précisément issu de l’uranium lui-même issu des combustibles usés de ses réacteurs après retraitement à la Hague. Encore valorisable (car contenant environ 0,9 % d’uranium 235), cette matière peut être convertie et à nouveau enrichie pour être recyclée dans nos réacteurs, ce qui permet d’économiser de la ressource minière, jusqu’à 15 % potentiellement. Disposant d’un stock d’environ 25 000 tonnes d’URT, qui s’accroît de 1 045 tonnes par an, EDF a décidé en 2018 de relancer leur exploitation et a passé un contrat, après appel d’offres, avec l’entreprise russe Rosatom pour convertir et enrichir son URT. Mais cet uranium est toujours la propriété d’EDF.

L’enjeu n’était pas d’accéder à une technologie qu’Orano n’aurait pas, mais de renforcer l’économie circulaire du combustible nucléaire, en évitant de consacrer un atelier exclusivement à la conversion de l’URT, au détriment de l’enrichissement de l’uranium naturel.

Contrairement à d’autres pays européens, il ne s’agissait pas d’importations d’uranium naturel depuis la Russie vers la France ; celles-ci se sont effondrées depuis 2016‑2017. Au demeurant, notre pays peut se passer de cette source. Parallèlement Orano a signalé son projet d’augmenter ses capacités d’enrichissement de l’uranium à Tricastin, d’ici 2028, pour se substituer à une partie des importations russes en Europe. Orano considère disposer également des capacités de ré-enrichir l’URT dans son usine Georges Besse II sous réserve de certains investissements ; il se dit également capable de construire un atelier de conversion pour la phase préliminaire.

L’entreprise française Orano dispose des capacités technologiques et des compétences techniques pour « ré-enrichir » l’URT dans son usine Georges Besse II (GBII) située à Tricastin mais précise que le développement d’une telle activité nécessite de réaliser des investissements importants pour des adaptations complémentaires que l’entreprise conditionne à « des engagements commerciaux sur le long terme et de financements associés » ([221]).

Encadré 16 : sécurité d’approvisionnement en combustibles

L’alimentation du parc nucléaire français et des activités de recherche en combustibles peut s’effectuer grâce à différents types de combustibles : l’uranium enrichi utilisé par les centrales nucléaires dont la fabrication nécessite un approvisionnement en uranium naturel ou en uranium de retraitement ; l’uranium hautement ou moyenne enrichi utilisé dans les réacteurs de recherche, le combustible MOX et le combustible URT.

Le parc nucléaire français consomme environ 8 000 tonnes d’uranium naturel par an soit 13 % de la consommation mondiale (62 000 tonnes) ([222]). Les ressources mondiales conventionnelles sont estimées à environ 8 millions de tonnes ([223]) – ce qui permettrait d’alimenter, aux conditions actuelles, le parc nucléaire mondial pendant une période de 120 à 135 ans ([224]). Pour renforcer la sécurité d’approvisionnement de son parc nucléaire, la France suit une politique de diversification de ses sources et soumet EDF à une obligation de détention de stocks de longue durée de matières nucléaires, sous le contrôle des autorités gouvernementales – EDF dispose de stocks intermédiaires de plusieurs années et a conclu des contrats permettant de couvrir environ 90 % de ses besoins de référence jusqu’en 2030 ([225]).

Pour le seul uranium brut, notre pays dispose, en l’état actuel des besoins de son parc, de plusieurs années de réserves – « deux à trois ans de stocks sont généralement disponibles dans le monde, et en particulier en France, sous le contrôle d’EDF » selon Philippe Knoche ([226]) (données classifiées). À ce stock, s’ajoute les 25 000 t d’uranium de retraitement (URT) ([227]). Une production annuelle de 400 TWh correspond à un besoin de 7 000 t d’uranium avant de réaliser sa conversion puis son enrichissement.

En plus des sources conventionnelles, l’utilisation de l’uranium hautement enrichi provenant du démantèlement d’armes nucléaires fournit 10 000 tonnes d’uranium naturel par an en France.

La traitement-recyclage des combustibles usés permet en particulier de produire le combustible MOX, qui assure de l’ordre de 10 % de nos besoins permettant d’économiser 2 000 tonnes supplémentaires.

Le suivi des stocks et des volumes de matières et déchets radioactifs présents sur le sol français est effectué par l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) qui est chargée d’établir tous les cinq ans l’Inventaire national des matières et déchets radioactifs (voir en annexe).

Quoi qu’il en soit, chaque filière ayant son combustible propre, on ne peut pas penser séparément une filière de réacteurs et une filière de fabrication des combustibles. Or, l’une des grandes forces de la France est qu’elle maîtrise toutes les activités du cycle du combustible nucléaire présentes sur le territoire national (conversion et enrichissement de l’uranium naturel, fabrication des assemblages de combustibles, retraitement des combustibles usés).

Conformément au Contrat stratégique de la Filière nucléaire française 2019‑2022 et son avenant, les acteurs de la filière nucléaire – CEA, EDF, Framatome et Orano – se sont organisés pour établir un programme de recherche permettant d’étudier l’intérêt du multi-recyclage en REP (MRREP) des matières (Pu et U) en termes de compétitivité et de gestion des matières et déchets nucléaires ainsi que sa faisabilité et ses performances en réacteurs (sûreté et exploitation) et dans le cycle du combustible (traitement, fabrication, transport, entreposage) ([228]).

La solution de multi-recyclage du plutonium via l’utilisation de combustibles de type MOX2 permettant de valoriser le Pu issu du traitement d’assemblages MOX usés dans les REP pourrait permettre de stabiliser les stocks de plutonium ainsi que les stocks de combustibles usés.

Dans l’attente de l’aboutissement de ces recherches, les combustibles URE et MOX retraités une première fois sont entreposés en piscine, dans la perspective d’une éventuelle revalorisation (MRREP).

En tout état de cause, d’ici 2040, Orano ([229]) estime que les besoins en entreposage atteindront 10 500 à 12 000 tonnes de combustibles usés (hors volumes entreposés pendant trois ans dans les piscines d’EDF attenantes aux réacteurs) pour des besoins en traitement de combustibles usés compris entre 700 et 1 150 tonnes/an. Le volume entreposé pourrait être significativement réduit (- 1 000 tonnes) grâce à la non-fermeture anticipée des tranches moxées – c’est-à-dire de réacteurs utilisant le MOX – prévue dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2019-2023, permettrait de réduire de plus de 1 000 tonnes les inventaires de combustibles usés à entreposer d’ici 2040.

La première mise en service des nouveaux EPR étant projetée au plus tôt en 2035, elle aurait peu d’impact sur les projections à 2040. Les piscines de refroidissement suffiront aux premiers déchargements. La solution de référence pour sécuriser l’entreposage des combustibles usés sur le moyen et le long terme est la piscine centralisée d’entreposage EDF, dont la mise en service est ciblée à horizon 2034. Elle sera dédiée à l’entreposage de combustibles MOX et URE usés ([230]).

En effet, en complément, d’autres solutions sont proposées par Orano pour se prémunir du risque de saturation des capacités d’entreposage existantes jusqu’à la mise en œuvre de la piscine d’entreposage centralisée : en premier lieu, un projet de densification des piscines d’Orano à La Hague – dans le respect des limites définies par les décrets ministériels régissant les installations nucléaires de base 116 et 117, en réduisant l’encombrement des paniers actuels d’entreposage dans l’objectif de gagner jusqu’à 30 % de places supplémentaires ([231]). Enfin, la réalisation d’un entreposage temporaire à sec de combustibles usés suffisamment refroidis dans des emballages de nouvelle génération TN Eagle est à l’étude. Cette solution est réversible et temporaire ([232]).

Dans son rapport de 2021, l’ASN souligne cependant qu’une série d’événements fragilise actuellement la chaîne du combustible, mettant le système électrique sous tension et pointe tout particulièrement :

– le risque que l’accumulation de matières ou de déchets radioactifs non anticipée conduise à des conditions d’entreposage « non satisfaisantes du point de vue de la sûreté ». L’ASN revient sur les projets susmentionnés et précise que le besoin d’une piscine centralisée d’entreposage, dont le projet est porté par EDF, avait été identifié dès 2010 et que le démarrage tardif du projet « nécessite la mise en place de parades pour augmenter les capacités d’entreposage existantes » ([233]).

– le projet de densification des piscines de La Hague porté par Orano est « une parade » qui « ne peut constituer une solution pérenne compte tenu des durées d’entreposage nécessaires, de l’ordre d’une centaine d’années, et des standards de sûreté les plus récents » (3) ;

– les difficultés rencontrées par l’usine Mélox d’Orano « induisent une saturation, dès 2022, des capacités d’entreposage des matières plutonifères, du fait de la production d’une quantité importante de rebuts de fabrication » et « pourraient induire une saturation à une échéance plus proche que 2028-2029 des piscines d’entreposage des combustibles usés de l’usine de La Hague » (3) ;

– la découverte d’une corrosion plus rapide qu’anticipée sur les évaporateurs de l’usine d’Orano La Hague réduit les capacités de retraitement jusqu’à changement du matériel, ce qui pourrait dégrader la marge de saturation des piscines de La Hague (3).

Le rapporteur souhaite reprendre les conclusions de l’ASN sur le « manque d’anticipation et de précaution du fait de l’absence de marge » qui fragilise le cycle du combustible et par conséquent le fonctionnement du parc nucléaire (3).

Encadré 17 : une rupture technologique pour le cycle du combustible, les réacteurs à neutrons rapides (RNR)

Depuis les années 1960, la recherche nucléaire se porte sur les réacteurs à neutrons rapides (RNR). Dans un RNR, les neutrons ont la capacité de faire fissionner davantage d’isotopes car ils possèdent une plus grande énergie cinétique. Cette technologie ne nécessite donc pas de modérateur (eau) pour ne pas ralentir les neutrons afin de fissionner davantage de noyaux. Seul un caloporteur est nécessaire pour transporter la chaleur (sodium), transformée en vapeur qui alimente une turbine productrice d’électricité.

L’intérêt des neutrons rapides est qu’ils sont les seuls capables d’extraire la totalité de l’énergie de fission contenue dans le combustible qu’ils consomment (U238 + Pu). L’intérêt principal est de pouvoir générer dans certaines conditions plus de matière fissile qu’il n’en en est consommé. Un tel réacteur est dit « surgénérateur ».

Figure 31 : schéma de fonctionnement d’un réacteur RNR

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Source : Connaissancedesenergies

Le combustible des réacteurs rapides se compose de plutonium issu du retraitement et d’uranium appauvri ou d’uranium naturel. Les stocks d’uranium appauvri (qui contient encore moins de U235 et U234 que l’uranium naturel) conservés par la filière française lors des phases d’enrichissement menées en France, et le plutonium issu du combustible usé, permettraient à ces réacteurs de fonctionner pendant plusieurs milliers d’années en se passant totalement d’extraction d’uranium naturel ([234]).

Différents types de refroidissement des RNR font l’objet de recherche : les RNR refroidis au sodium, au plomb, au plomb-bismuth et au gaz sont en cours d’élaboration dans plusieurs pays ([235]). Les recherches portent également sur un concept de réacteur rapide à sels fondus (RSF).

Les recherches françaises se sont concentrées autour de réacteurs nucléaires à caloporteur sodium (RNR-Na), d’abord avec le réacteur Rapsodie (1967-1982), puis avec Phénix (1973-2009) et avec Superphénix (1986-1998) ([236]). En 2010, le projet ASTRID (Advanced sodium technological reactor for industrial demonstration) visait à reprendre ces recherches avec la conception d’un démonstrateur technologique d’un RNR-Na. Cette piste a toutefois été abandonnée en octobre 2019 (voir rapport, partie 2, III).

La principale conséquence de la fermeture complète du cycle est la possibilité de produire de l’électricité au niveau actuel pendant des milliers d’années à partir des réserves existantes, en plus de réduire considérablement la durée de vie des déchets les plus radiotoxiques et supprimer des étapes du cycle actuel (l’extraction minière notamment).

La dernière étape du cycle du combustible est le conditionnement des déchets ultimes. Les déchets ultimes sont piégés dans une matrice de verre : c’est le procédé de vitrification, qui est développé au CEA et mis en œuvre dans les usines de La Hague.

e. L’enjeu de la gestion des déchets

Sur les 900 tonnes de matière radioactive introduites chaque année dans les centrales électronucléaires françaises, 864 tonnes sont valorisées – car leur composition est de 1 % de plutonium et de 99 % d’uranium appauvri – et réutilisées pour fabriquer un nouveau combustible et 36 tonnes ne sont pas retraitables : ce sont des déchets ultimes.

Depuis 1976, l’usine de La Hague, appartenant à Orano, retraite les combustibles usés et conditionne les déchets ultimes en les piégeant dans une matrice de verre. Vitrifiés, ils sont ensuite coulés dans des conteneurs en inox et entreposés en puits en attendant d’être stockés en couche géologique profonde (projet Cigéo).

Sur les 36 tonnes annuelles de déchets, l’ANDRA distingue :

– les déchets de moyenne activité à vie longue (MA-VL) et de haute activité (HA), principalement issus du retraitement des combustibles usés, qui sont entreposés sur les sites des producteurs de déchets dans l’attente de la mise en service du projet Cigéo, un centre de stockage géologique réversible profond, mené par l’ANDRA à horizon 2027, pour une mise en service industrielle estimée à l’horizon 2040, avec une capacité d’accueil de 10 000 m3 pour les déchets HA et 73 000 m3 pour les MA-VL ;

– les déchets de faible activité à vie longue (FA-VL), qui comprennent en majorité des déchets anciens, provenant notamment des réacteurs UNGG ou d’assainissement de sites pollués au radium. Ces déchets sont entreposés sur les sites de leurs producteurs dans l’attente de solutions de stockage aujourd’hui à l’étude par l’ANDRA ;

– les déchets de faible et moyenne activité principalement à vie courte (FMA-VC), qui ont été pris en charge entre 1969 et 1994 sur le Centre de stockage de la Manche, aujourd’hui en phase de fermeture, et sont stockés depuis 1992 sur le Centre de stockage de l’Aube (CSA), lequel dispose d’une capacité maximale autorisée d’un million de m3. Grâce aux optimisations et réductions de volumes réalisées par les producteurs de déchets et à la création de la filière de gestion des déchets de très faible activité (TFA) en 2003, le taux de remplissage du CSA s’élevait à 36,3 % à fin 2021. L’atteinte de la capacité autorisée du CSA interviendrait aux alentours de 2060 ([237]) ;

– enfin, les déchets de très faible activité (TFA) sont stockés sur le Centre industriel de regroupement, d’entreposage et de stockage (Cires) depuis 2003. Le rapport sur les travaux relatifs au nouveau nucléaire précise qu’à fin 2021, le Centre avait atteint environ 66,1 % de sa capacité de stockage autorisée de 650 000 m3 ([238]).

Dans sa configuration actuelle, le Cires ne suffira pas pour stocker les volumes de déchets TFA issus des démantèlements à venir dans les prochaines années. Des solutions de gestion complémentaires sont donc actuellement à l’étude. La solution à moyen terme consiste à augmenter la capacité de stockage autorisée du Cires, sans faire évoluer l’emprise actuelle de la zone de stockage et tout en conservant son niveau de sûreté (projet Acaci – Augmentation de la capacité du Cires) pour la porter aux alentours de 900 000 à 950 000 m3. Le volume de déchets TFA issus du démantèlement des installations du parc nucléaire existant permet d’anticiper le besoin d’un nouveau stockage aux environs 2045. La création d’un nouveau site de stockage des déchets TFA doit donc être envisagée.

Ainsi, avant même l’annonce du projet de nouveau nucléaire, on anticipait les besoins à venir de nouvelles capacités de stockage. Toutefois, l’ANDRA souligne que les centres de stockage existants et les projets engagés font de la France l’un des pays les plus avancés en matière de gestion définitive des déchets radioactifs Elle signale que la politique française, notamment dans le cadre du plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs (PNGMDR) créé en 2006, fait régulièrement l’objet de revues, notamment par l’AIEA (dont la dernière en juillet 2022), qui en soulignent les points forts et n’ont pas identifié de points sensibles ou de vigilance ([239]).

Fin 2020, la totalité des volumes de déchets stockés en France atteignait 1,7 million m3, répartis selon le tableau suivant :

Tableau 1 : bilan des volumes (en m3) de déchets radioactifs à fin 2020

Source : ANDRA.

En 2019, la Cour des comptes a publié un rapport public thématique sur « l’aval du cycle du combustible nucléaire. Les matières et les déchets radioactifs, de la sortie du réacteur au stockage ». Selon ce rapport, les coûts moyens d’exploitation des installations de stockage et d’entreposage sont de 137,7 M€ en moyenne par an. Les investissements cumulés sur ces installations entre 2014 et 2017 se sont élevés à 255 M€. Mais le coût du projet Cigéo a été fixé par décret à 25 Md€ (aux conditions économiques de décembre 2011).

Décider de la construction de nouveaux réacteurs engendrera, à terme, de nouveaux déchets dont la gestion pourra être financée par la vente d’électricité, au fur et à mesure de leur production. La Cour des comptes avait estimé que les coûts de gestion des déchets représentaient entre 1 et 2 % du coût de production du kWh.

À la demande du Gouvernement, l’ANDRA a réalisé une évaluation technique préliminaire de l’éventuel impact de six nouveaux réacteurs EPR sur les filières de stockage de déchets radioactifs en exploitation ou en projet. Les volumes varient en fonction de la stratégie de retraitement retenue (multi-recyclage, mono-recyclage ou pas de recyclage) entre 3 951 et 2 574 m3 pour les déchets MA-VL et entre 1 872 m3 et aucun pour les déchets HA.

Plusieurs méthodes sont mises en œuvre pour gérer les déchets de la filière. La plus fréquente est de les enfouir, définitivement ou de manière réversible en attendant un éventuel usage ultérieur. Il est également possible d’en retraiter une partie. Cela réduit à la fois les besoins de combustibles et les besoins de stockage à la fin du processus.

f. Une sécurité et une sûreté unanimement reconnues

Les spécificités de la filière nucléaire – le risque d’une contamination et d’irradiation externe ou interne - imposent des dispositifs de sécurité et de sûreté particuliers.

La sécurité des installations nucléaires contre les actes de malveillance est organisée à la fois par les exploitants eux-mêmes et au niveau gouvernemental. Cette mission relève de la direction de la protection et de la sécurité de l’État, au secrétariat général de la Défense et de la Sécurité nationale (SGDSN) et s’inscrit dans le concept de la « sécurité des activités d’importance vitale » (SAIV) et dans la planification de la réponse gouvernementale à des crises majeures.

La sûreté nucléaire vise quant à elle à prévenir les accidents nucléaires, ou à en limiter les effets, par un ensemble de dispositions techniques ou de mesures d’organisation relatives à la conception, la construction, le fonctionnement, l’arrêt et le démantèlement des installations nucléaires de base, ainsi qu’au transport des substances radioactives ([240]).

La présence sur les centrales nucléaires et sur les installations de la filière de matière radioactive constitue un danger potentiel pour l’environnement immédiat du site, voire éloigné en cas de dispersion de substances radioactives dans l’atmosphère. Pour protéger l’environnement des risques nucléaires, la sûreté nucléaire s’est développée sur le concept de « défense en profondeur » organisé autour en cinq niveaux ([241]) de défense successifs et permettant de prévenir les incidents, de les détecter et de mettre en œuvre des actions pour qu’ils ne mènent pas à des accidents et gérer les situations d’accidents ([242]).

Un accident nucléaire est un événement pouvant conduire à un rejet d’éléments radioactifs anormal dans l’environnement, en d’autres termes il s’agit du rejet important d’éléments toxiques, notamment radioactifs, ou d’une forte irradiation. Un tel accident peut entraîner une contamination – dite externe lorsqu’il s’agit du dépôt d’une substance radioactive sur la peau, ou interne lorsqu’il s’agit de la pénétration d’une substance radioactive dans le corps (voies respiratoires, digestives, cutanées). Il peut également entraîner une irradiation c’est-à-dire l’exposition de l’organisme à des rayonnements issus d’une source radioactive, qui peut, là aussi, être externe ou interne.

Des accidents nucléaires se sont déjà produits et ont marqué les populations, leur environnement et les autorités de régulation. Three Mile Island en 1979, Tchernobyl en 1986 et Fukushima en 2011 ont ainsi ravivé pendant des années les peurs suscitées par l’énergie nucléaire. L’accident de Tchernobyl a enregistré un bilan certes très lourd mais souvent insidieusement amplifié – près de 200 personnes sont décédées d’un syndrome d’irradiation aigüe ou de ses séquelles entre l’accident et 2006 (et qui aurait peu évolué depuis), auxquels s’ajoutent des décès liés à l’augmentation de la fréquence de certains cancers (il n’est toutefois pas possible d’évaluer avec précision le nombre de cancers ([243]) liés à l’accident). Selon l’IRSN, « il est impossible de dresser un bilan sanitaire exhaustif ».

Ces accidents nucléaires relèvent heureusement de circonstances exceptionnelles liées à une succession d’erreurs humaines graves résultant d’une impréparation et d’un manque d’anticipation. Ayant appris de ces accidents, les autorités de régulation, notamment les autorités françaises, ont adapté leur approche de la sûreté nucléaire et pris des mesures en conséquence ([244]).

La méthode retenue par les autorités de sûreté française de « défense en profondeur » est une méthode déterministe qui permet, pour chaque événement, de prévoir des dispositions et des actions à mettre en œuvre. Elle est complétée par des études probabilistes de sûreté (EPS) permettant d’examiner les possibilités de cumuls et d’enchaînements d’événements. À la suite de l’accident de Fukushima, les installations nucléaires françaises ont fait l’objet d’évaluations complémentaires de sûreté (ECS), prolongées par l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) qui élargit le champ d’application des EPS ([245]).

Figure 32 : le principe de sûreté nucléaire « la défense en profondeur »

Source : ASN

La majorité des acteurs de la chaîne de production de la filière nucléaire sont impliqués dans sa sûreté. Les premiers concernés étant les exploitants des installations, l’IRSN, l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), les commissions locales d’information (CLI) et le Haut comité pour la transparence et l’information sur la sûreté nucléaire (HCTSIN).

En tant qu’organisme public en matière de recherche et d’expertise, l’IRSN évalue, recherche et anticipe les risques nucléaires et radiologiques. L’IRSN intervient notamment sur les domaines de la sûreté nucléaire, des transports de matières radioactives et fissiles, la protection de l’homme contre les rayonnements ionisants, la protection et le contrôle des matières nucléaires et la protection des installations nucléaires ([246]).

L’ASN assure les missions réglementaires de contrôle et d’information. Elle vérifie notamment le respect de la règlementation et des obligations en matière de radioprotection ou de sûreté et réalise environ 850 inspections chaque année dans les installations nucléaires et le transport des matières radioactives.

L’ASN et l’IRSN tirent des conséquences des incidents et des accidents nucléaires afin d’adopter les règles de sûreté du parc nucléaire français.

L’ASN a également la responsabilité de faire part de sa position sur l’aptitude d’un réacteur à poursuivre son exploitation lors de la visite décennale à laquelle la loi le soumet depuis 2006. Il s’agit d’un arrêt de tranche – c’est-à-dire un arrêt de la production pour changer une partie du combustible nucléaire, assurer la maintenance et les modifications de matériels – associé à des essais et des tests de plus grande ampleur. Il est également l’occasion de réaliser un réexamen de sûreté vérifiant le respect des nouvelles normes édictées depuis la dernière visite décennale. Selon EDF, les visites décennales durent une centaine de jours, soit environ deux fois plus longtemps qu’un arrêt pour simple rechargement du combustible.

g. L’anticipation de l’effet falaise

L’effet falaise désigne la très rapide diminution de nos capacités de production si nous décidions de les mettre hors service à un âge fixe et identique. En effet, l’essentiel du parc a été mis en service en assez peu de temps, entre la fin des années 1970 et le début des années 1990.

Figure 33 : évolution de la puissance nucléaire installée (évolution du parc nucléaire jusqu’à 2044, sans nouvelle construction et dans l’hypothèse d’une mise à l’arrêt des centrales après 40 ans d’exploitation) selon Jean-Marc Jancovici

Source : Blog Jean-Marc Jancovici, 2012 - puissance nucléaire installée en France sans construction supplémentaire et dans l’hypothèse d’une mise à l’arrêt à 40 ans des centrales existantes (en MW).

La puissance installée, qui était de 63 GW en 2012, aurait décliné rapidement à partir de 2018 pour s’établir à moins de 10 GW en 2032. En 2025, la puissance installée résiduelle aurait été inférieure de 40 % à celle de 2012.

Dans cette hypothèse de fermeture relativement simultanée, sans solution de substitution, la France se retrouverait en grandes difficultés. Même souhaitable, la maîtrise de notre consommation électrique ne saurait contrebalancer une telle chute. La France devrait donc augmenter substantiellement ses importations d’électricité et/ou de pétrole et de gaz, si tant est qu’elle en ait les moyens.

Ce défi pour l’approvisionnement électrique de notre pays n’est pas ignoré par les responsables politiques et industriels (cf. partie 2), et le vieillissement des réacteurs nucléaires américains, qui fonctionnent en étant nettement plus âgés et qui pourraient être prolongés au-delà de 80 ans, ouvre une perspective plus lointaine ; mais la découverte d’un défaut générique non réparable ou l’impact du vieillissement sur les centrales pourraient poser une difficulté majeure pour notre approvisionnement électrique.

Ce défi est d’autant plus important que le parc nucléaire actuel, comme l’éventuel nouveau nucléaire, est porté par EDF, qui se trouve face à un besoin d’investissement colossal au titre de la maintenance et du nouveau nucléaire alors qu’elle a atteint un niveau d’endettement de 64,5 Md € fin 2022 (cf. partie 2).

3. La production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables

a. Les capacités de production et la production effective des ENR électriques

Selon le SDES ([247]), en 2021, la production primaire des énergies renouvelables électriques (hydraulique, énergie marémotrice, éolien, photovoltaïque) s’élevait à 111,5TWh.

Longtemps, l’électricité renouvelable française s’est limitée à la filière hydraulique, développée en parallèle à la filière nucléaire. Toutefois, depuis 2005, les productions d’énergies renouvelables (EnR), en général, et électriques renouvelables, en particulier, sont en hausse, même si leur part dans la production totale reste modeste ([248]).

Les données de RTE sur la consommation brute intérieure (hors importations et exportations d’électricité) par filière depuis 2000 illustrent aussi ces progressions – tout en montrant une certaine variation de la production hydraulique, qui dépend des conditions hydrologiques.

Consommations brutes intérieures par filières

En TWh	2000	2005	2006	2008	2010	2012	2014	2017	2019	2021
Hydraulique	71,6	56,2	61	68	67,6	63,79	67,43	52,27	58,84	61,3
Éolien terrestre et maritime	0	0,98	2,26	5,56	9,73	14,93	16,97	23.98	33,77	36,88
Solaire	0	0	0,06	0,25	0,55	4,07	5,94	9,15	12	14,23
Marémotrice	0	0,5	0,51	0,5	0,52	0,49	0,51	0,55	0,53	0,54
Thermique renouvelable et déchets	0	3,3	3,34	4,12	4,85	5,77	7,1	9,32	9,48	10
Addition des filières	71,6	61	67,09	78,2	83,24	89,05	97,96	95,28	114,64	122.94

Source : données de RTE. Notons qu’il y a un écart entre le total des ENR affiché par RTE (117,5 en 2021) et la somme des consommations par filière. Ces chiffres n’indiquent que les volumes d’électricité qui ont transité par le réseau public de transport. Ils ne tiennent donc pas compte des productions en autoconsommation qui ne sont pas injectées dans ce réseau.

Cette progression des énergies renouvelables a été permise par des incitations publiques. En effet, le développement des énergies renouvelables bénéficie d’un soutien de l’État soit en amont dans le domaine de la recherche et développement, soit en phase d’industrialisation en soutien à la demande et au déploiement commercial (par exemple par le biais de tarifs d’achat, d’appels d’offres ou de dispositifs fiscaux) ([249]). Initialement très subventionnées et accompagnées par les garanties de rachat, ces technologies ont vu leurs coûts baisser de façon spectaculaire ([250]).

Ces progrès sont notables, mais encore éloignés des objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). À titre illustratif, ceux pour 2023, de 24 GW d’éolien et de plus de 20 GW de photovoltaïque, ne seront vraisemblablement pas atteints.

Pour transformer les sources d’énergie renouvelables en électricité puis distribuer celle-ci aux consommateurs, les équipements renouvelables nécessitent de nombreux métaux critiques, dont la France ne dispose pas sur son territoire ([251]) et pour lesquels elle a lancé une stratégie spécifique (cf. infra).

La dépendance à ces métaux critiques n’est toutefois pas de même nature que la dépendance française à l’égard des énergies fossiles. Sans pétrole, la grande majorité de nos véhicules se retrouveraient immobilisés. Sans les ressources nécessaires au déploiement des énergies renouvelables, nous ne pourrions poursuivre la transition énergétique de notre pays ; mais les moyens de production existants continueraient à fonctionner.

Enfin, comme a pu l’établir la Cour des comptes, les coûts de production d’électricité à partir de ces sources d’énergie sont très divers et potentiellement très importants lorsqu’ils intègrent les coûts liés au réseau et à la gestion de l’intermittence des énergies telles que le solaire ou l’éolien qui requièrent des flexibilités et des capacités de stockage importantes (cf. Encadré 14 : l’analyse des coûts de production du système de production électrique français par la Cour des comptes).

Tableau 2 : coûts complets de production de l’électricité renouvelable en €/MWh

Équipement	Coût complet de production en €/MWh Fourchette min-max
Éolien	68-108
Éolien en mer	130-329
Photovoltaïque résidentiel	223-407
Photovoltaïque commercial	139-246
Photovoltaïque au sol	92-167
Solaire thermodynamique	113-249
Géothermie	51-301
Hydraulique : grandes installations au fil de l’eau	30-50
Hydraulique : installations de forte puissance et exploitant de hautes chutes	70-90
Hydraulique : installations de faible puissance	70-160

Source : Rapport de la Cour des comptes, Le soutien aux énergies renouvelables, mars 2018 / Rapport de la Cour des comptes, L’analyse des coûts du système de production électrique en France, 2021.

i. La participation majeure de l’hydroélectricité au mix électrique français

En France, avec près de 26 GW de puissance installée – dont quelques 14 GW totalement flexibles (avec des ouvrages dits de lacs et des stations de transfert d’énergie par pompage, dites STEP) et 4 GW modulables (avec des ouvrages dits d’éclusées), l’énergie hydraulique représente 12 à 14 % de la production d’électricité (et près de 20 % du mix à la pointe).

Parmi les divers exploitants d’hydroélectricité, le parc d’EDF en métropole réunit près de 500 centrales hydroélectriques, dont près de 300 concessions et constitue 80 % de la puissance hydroélectrique installée en France, dont 5 GW de STEP, et 66 % de la production hydroélectrique française.

La filière hydroélectrique fournit aussi bien de l’électricité en base (en continu, par des installations dites au fil de l’eau) qu’à la pointe (centrales d’éclusées et de lac qui bénéficient d’un stock d’eau pilotable à la demande, que l’on remplit au printemps et turbine en hiver). Son productible moyen annuel est de 67 TWh. L’hydroélectricité assure ainsi aujourd’hui en France 50 % de l’ajustement en énergie (pour l’équilibrage du réseau et sa sécurité de fonctionnement) grâce à ses grands barrages, qui peuvent fournir très rapidement de grandes puissances, et la quasi-totalité du stockage électrique, grâce aux STEP.

La chaine de valeur de l’hydroélectricité est à 90 % européenne et très majoritairement française.

Tableau récapitulatif : parc hydraulique français ([252])
Puissance installée	25,7 GW
Production moyenne sur la période 2000-2022	63,2 TWh / an
Production 2022	48,9 TWh (40 % centrales de lac 16 % centrales éclusées 26 % centrales au fil de l’eau 18 % STEP)
Parc	+ 2 600 installations
Émissions de CO2	6 gCO2/kWh
Nombre de salariés	+ de 20 000 emplois
Nombre d’entreprises	+ de 1 000

La répartition géographique des installations hydroélectriques, sur le territoire français métropolitain et d’Outre-Mer, est évidemment dépendante des ressources présentes dans chaque département et très inégale. Ces installations sont principalement concentrées dans les Alpes et dans le Massif Central.

Carte 1 : puissance des installations hydrauliques par département fin 2021

Source : SDES, Chiffres clés des énergies renouvelables - édition 2022.

ii. Le développement progressif de l’éolien terrestre et maritime

Les capacités éoliennes s’établissaient à 19 GW en 2021 et ont atteint 20,5 GW fin 2022, avec notamment le premier GW d’éolien en mer.

Tableau récapitulatif : parc éolien français ([253])
Puissance installée	20,5 GW
Production moyenne sur la période 2001-2021	15,2 TWh / an
Production 2022	38,1 TWh
Parc	1 829 parcs éoliens terrestres 1 parc éolien en mer
Émissions de CO2	Éolien terrestre : 14,1 gCO2/kWh Éolien en mer : 15,6 gCO2/kWh
Nombre de salariés	+ 25 000 emplois
Nombre d’entreprises	+ de 1 000

À l’instar de toutes les énergies renouvelables, les installations éoliennes sont réparties de matières inégales sur le territoire, avec une forte concentration dans le nord de la France.

Carte 2 : puissance des installations éoliennes par département fin 2021

Source : SDES, Chiffres clés des énergies renouvelables - édition 2022.

Depuis 15 ans, l’énergie éolienne en mer a connu un développement considérable en Europe, qui a conduit à une très forte réduction des coûts de la filière, devenue actuellement parmi les plus compétitives du marché.

Les atouts de la France en matière d’éolien en mer sont particulièrement forts (vaste espace maritime, savoir-faire industriel et énergétique, savoir-faire maritime, capacité portuaire) et, sur la base des premiers projets engagés en France depuis 2012, une filière industrielle s’est structurée et implantée sur nos territoires pour produire et installer les composants des futurs parcs éoliens en mer (production de pales, de nacelles, de fondations, de sous-stations électriques etc.).

iii. Le déploiement très progressif du solaire photovoltaïque

Selon le SDES, en 2021, la production primaire de solaire photovoltaïque représente 4 % de la production des énergies renouvelables. Mais l’autoconsommation se développe et aurait atteint, en 2021, 520 GW. La capacité solaire installée a atteint 15,8 GW en France en 2022.

L’énergie solaire a bénéficié d’une importante réduction de ses coûts, principalement grâce à un changement d’échelle industrielle. Les retombées de la filière photovoltaïque sont essentiellement locales, avec une activité en partie non délocalisable comme les travaux de raccordement, de voirie ou encore les études de développement et les activités d’entretien et de maintenance. Les collectivités locales bénéficient également, des recettes des taxes liées à l’exploitation des installations photovoltaïques. Enfin, plusieurs acteurs industriels sont actifs sur le territoire français, portés par la dynamique du marché national.

Si le déploiement de parcs photovoltaïques nécessite un foncier considérable ([254]), cette activité de production électrique peut s’allier à d’autres activités économiques telles que des cultures ou de l’élevage. Ainsi, une installation photovoltaïque est qualifiée d’agrivoltaïque lorsqu’elle est située sur une même surface de parcelle qu’une production agricole et qu’elle lui apporte directement un service (adaptation au changement climatique, accès à une protection contre les aléas météorologiques, amélioration du bien-être animal, agronomie pour les besoins des cultures).

Tableau récapitulatif : parc photovoltaïque français ([255])
Puissance installée	15,8 GW
Production moyenne sur la période 2006-2021	6,5 TWh / an
Production 2022	18,6 Twh
Parc	600 000 installations photovoltaïques connectées au réseau dont 208 000 en autoconsommation individuelle
Émissions de CO2	Fabrication en France : 25,2 gCO2/kWh Fabrication en Europe : 32,3 gCO2/kWh Fabrication en Chine : 49,9 gCO2/kWh
Nombre de salariés	+ de 8 000 emplois

La France dispose du cinquième gisement solaire européen. Les installations photovoltaïques sont très présentes sur le territoire français qui profite d’un fort ensoleillement, notamment dans le sud de la France métropolitaine et en Outre-Mer. Cependant, au contraire de l’hydraulique et de l’éolien, chaque département français dispose d’installations de production d’électricité photovoltaïque.

Carte 3 : puissance des installations solaires photovoltaïques par département fin 2021

Source : SDES, Chiffres clés des énergies renouvelables - édition 2022.

iv. Autres sources résiduelles de production d’électricité renouvelable

À la marge, la géothermie et les énergies marémotrices permettent de produire de l’électricité.

La géothermie électrogène consiste à pomper de l’eau suffisamment chaude pour alimenter une turbine et fabriquer de l’électricité. Elle n’est cependant pertinente que dans les territoires où des anomalies thermiques donnent accès à une eau très chaude, comme dans le fossé rhénan ou dans les territoires d’outre-mer volcaniques.

La production d’électricité issue de la géothermie dite « profonde » (0,1 TWh d’électricité injectée sur les réseaux) se concentre principalement en Guadeloupe : la centrale électrique géothermique de Bouillante exploite ainsi la chaleur d’origine volcanique du massif de La Soufrière. La géothermie profonde concerne également le site alsacien de Soultz-sous-Forêts, qui servait de laboratoire de recherche et d’expérimentation jusqu’à sa mise en production industrielle en juin 2016.

Selon le SDES, en 2021, la production primaire d’énergies marines quant à elle représente 0,1 % de la production EnR. L’énergie marémotrice est produite en centrale marémotrice. Elle comporte un barrage équipé de turbines qui captent l’énergie cinétique de la mer pendant les mouvements de marée. L’électricité produite sur site n’est pas immédiatement distribuée aux consommateurs mais passe par un transformateur qui réduira son voltage pour qu’elle soit utilisable dans les réseaux domestiques.

La France possède une seule usine marémotrice : celle de la Rance qui est implantée dans un estuaire connaissant les plus importants coefficients de marée au monde. Opérationnelle depuis 1966, avec une capacité de 240 MW et une production annuelle de l’ordre de 500 GWh, elle permet de combler 17 % des besoins d’électricité de la Bretagne. Elle est en outre formée d’un barrage de 750 mètres de long qui relie les villes de Saint-Malo et de Dinard.

b. La production d’électricité à partir de sources renouvelables présente des avantages économiques, stratégiques, et permet la réduction des émissions de GES françaises

Le développement des ENR en France présente déjà un bilan positif notable, en matière de réduction des dépendances stratégiques aux énergies fossiles, et par conséquent en termes de réduction des émissions de GES, et de réduction de la facture énergétique. Si ces qualités sont aussi attribuées à l’énergie nucléaire, les énergies renouvelables peuvent être installées et mises en service bien plus rapidement que celle-ci.

En 2022, l’ADEME a publié une évaluation des importations d’énergie évitées par l’accroissement du volume d’énergie produite grâce aux EnR (en période de pointe, les capacités nucléaires et hydrauliques ne suffisent pas). Ses principaux constats sont :

– le développement additionnel des énergies renouvelables, pour la production de chaleur et d’électricité, en France entre 2000 et 2019 a permis d’éviter la consommation de 1 468 TWhep de combustibles fossiles en France et en Europe, soit l’équivalent de plus de 910 millions de barils de pétrole en cumulé. Sur la seule année 2019, cela représente 178 TWhep de combustibles fossiles évités en Europe, dont 63 TWhep en France, soit 5 % de sa consommation d’énergie fossiles. En moyenne, chaque TWh d’ENR additionnelle a permis d’éviter 1,17 TWh de fossiles sur la période 2000-2019 ;

– si l’on suit les objectifs de la PPE, entre 2021 et 2028, le développement des ENR en France devrait permettre d’éviter en France et en Europe la consommation de 685 TWhep de combustibles fossiles, soit environ 1,5 fois la consommation annuelle actuelle de notre pays ou l’équivalent de plus de 420 millions de barils de pétrole en cumulé ;

– enfin, selon cette même étude, le développement des EnR en France devrait permettre d’économiser 6,4 Md€ sur notre facture énergétique en cumulé entre 2021 et 2028.

De plus, le bilan carbone de leur fonctionnement est très inférieur à celui des filières fossiles et, pour l’éolien, équivalent à celui du nucléaire.

Enfin, leurs temps de construction et d’amortissement sont beaucoup plus rapides que ceux des grands projets nucléaires (hors délais administratifs, la construction prend en elle-même : 6 à 9 mois pour un parc éolien, 8 à 10 mois pour un parc photovoltaïque, contre 5 ans au minimum pour une centrale nucléaire). Or, il existe un besoin d’accroître rapidement la production d’électricité pour accompagner la montée en charge de l’électrification des usages, en particulier industriels. L’enjeu de disposer de capacités de production nouvelles pouvant se substituer aux réacteurs nucléaires qui ne passeraient pas le cap de la 4ème ou de la 5ème visite décennale dans les prochaines années est également centrale.

Sans renoncer à l’option nucléaire, les perspectives d’augmentation du parc nucléaire à court terme se résument à la mise en service de l’EPR de Flamanville, annoncée pour mi-2024. À plus long terme, la construction de nouveaux réacteurs nucléaires ne pourrait donner lieu à une mise en service qu’à partir de 2035 au plus tôt.

Dans ces conditions, au vu des trajectoires de demandes d’électricité, de l’impératif d’une décarbonation rapide et compte tenu des risques afférents au vieillissement du parc nucléaire, quel que soit l’équilibre du mix électrique recherché à terme, l’accélération du déploiement des énergies renouvelables, électriques et thermiques, présente des avantages pour la poursuite de l’effort de décarbonation de notre pays, et contribue à la sécurité énergétique de la France – et de l’Europe – d’ici 2035.

c. Mais la filière hydroélectrique, principale source de production renouvelable d’électricité, doit faire face à de nouvelles contraintes

i. L’impact du dérèglement climatique

La variation de production hydroélectrique selon l’évolution des volumes d’eau utilisés est un phénomène saisonnier ordinaire. La baisse des débits des cours d’eau ou des retenues ralentit les turbines. Et en période de plus faible étiage, les barrages peuvent être sollicités pour préserver d’autres usages (irrigation, biodiversité, industrie, tourisme, etc.).

Mais l’amplitude et la durée de ces baisses devraient s’accentuer. Les simulations au sujet du réchauffement climatique montrent en effet un assèchement sur le pourtour du bassin méditerranéen, et notamment dans les Alpes au sens large. Cet assèchement pourrait même s’étendre vers le nord, sachant qu’en 2022, les réservoirs de barrages se sont très mal remplis en Norvège au point qu’elle a réduit ses exportations.

Non seulement, cette tendance pèsera durablement – et significativement, comme on l’a constaté ces deux dernières années – sur les performances productives du parc français, mais elle renforcera les tensions entre les différents usages de l’eau.

ii. L’enjeu juridique du statut des concessions hydroélectriques

L’hydroélectricité est réglementée par l’État depuis la loi du 16 octobre 1919 relative à l’utilisation de l’énergie hydraulique, qui stipule que « nul ne peut disposer de l’énergie des marées, des lacs et des cours d’eau […] sans une concession ou une autorisation de l’État » (article L.511-1 du code de l’énergie). Les installations de moins de 4,5 MW relèvent du régime de l’autorisation et de la concession au-delà de ce seuil.

La première catégorie représente une puissance installée d’environ 2,5 GW pour une énergie produite de l’ordre de 4,5 TWh par an.

Les 340 concessions existantes fournissent plus de 90 % de la puissance hydroélectrique installée (25,4 GW et une production de 62,5 TWh en 2021) et constituent le plus important parc hydroélectrique de l’Union européenne. Les concessionnaires ont la responsabilité des investissements, de la construction et de l’exploitation de l’installation hydroélectrique et se rémunèrent grâce au bénéfice de son exploitation pendant toute la durée de la concession. En contrepartie, le concessionnaire verse une redevance, accorde des réserves en eau et en énergie et doit, à l’issue de la concession, faire un retour gratuit des biens nécessaires à l’exploitation de la concession à l’État, qui peut alors décider de renouveler la concession.

Ces concessions sont principalement gérées par EDF, qui fournit 70 % de la production hydroélectrique nationale, par la Compagnie nationale du Rhône (CNR), qui y contribue pour 25 %, et par la société hydro-électrique du Midi (SHEM), pour 3 %.

Le parc hydroélectrique français se caractérise par une grande variété d’équipements, aux rentabilités disparates, qui relèvent pourtant du même régime de concessions. Cela ne favorise pas le développement de nouvelles stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), un type d’équipement de grande puissance mais mobilisant des investissements considérables.

Ces concessions hydroélectriques sont arrivées ou arrivent progressivement à échéance selon un calendrier s’étalant entre 2003 et 2080. Les années d’incertitude à l’égard des modalités de leur renouvellement ont fragilisé les concessions. Entre la volonté de Bruxelles d’obtenir une libéralisation du marché de l’énergie et celle du gouvernement français d’étudier des « scénarios alternatifs », la filière française de l’hydraulique reste plongée dans le flou. Faute d’avoir choisi au début de cette période une modalité de renouvellement et de s’y être tenu, 38 concessions sont à ce jour échues et n’ont pas été renouvelées. Le délai d’attribution étant au minimum de trois ans, il est déjà possible de considérer qu’elles seront au nombre de 61 au 31 décembre 2025 et continueront d’augmenter rapidement ensuite.

La poursuite de l’exploitation des concessions arrivées à échéance est autorisée par la loi sous le régime dit des « délais glissants » ([256]). Cette solution provisoire présente toutefois de nombreux inconvénients, notamment en ce qui concerne les investissements nécessaires au bon fonctionnement ou à l’amélioration de ces ouvrages dont la programmation est perturbée et le financement plus incertain.

Cette situation a, en outre, amené la Commission européenne à mettre, à deux reprises depuis 2015, en demeure la France d’appliquer la directive sur l’attribution de contrats de concession ([257]) en remettant en concurrence les concessions échues ou à échoir, à tout le moins de choisir son approche pour leur renouvellement. Car le cadre juridique national et européen permet au pouvoir adjudicateur d’attribuer une concession publique de deux manières, soit en la mettant en concurrence, soit en l’attribuant discrétionnairement à un opérateur public sur lequel il exerce un contrôle analogue à celui sur propres services, dispositif dit de « quasi‑régie ».

Le référé 2022-1979 de la Cour des comptes du 2 décembre 2022 rappelle les éléments de ce dossier complexe et sensible, en suspens depuis plusieurs années.

Diverses préoccupations compliquent ce choix : sur les modalités de la redevance, premier critère légal de la mise en concurrence, avec le souhait du concédant d’être en mesure de capter correctement la rente en cas de hausse importante des prix de gros de l’électricité, et sur la durée de la concession – les termes du contrat s’imposant jusqu’à l’échéance ; mais un cycle de renouvellement permanent est lourd à gérer…

En outre, l’intervention de plusieurs concessionnaires dans des zones comportant de nombreux ouvrages gérés jusqu’à présent par un concessionnaire unique aurait deux effets négatifs : le premier serait un risque de désorganisation de l’exploitation des chaînes hydrauliques et d’effet négatif sur la production ; le second serait de renchérir les coûts d’exploitation de concessions qui ne bénéficieraient plus de la mutualisation des personnels de terrain.

La remise en concurrence n’équivaudrait pas à une privatisation des barrages ; ceux-ci resteraient l’entière propriété de l’État français. Mais l’ouverture à d’autres acteurs, notamment étrangers, inquiète les opérateurs Français.

Non seulement il deviendra plus complexe de coordonner l’utilisation des retenues au service des autres usages de l’eau, de la flexibilité du système électrique, par le stockage qu’il permet, ou de la sécurité, notamment en matière de crues et de refroidissement des centrales nucléaires, mais confier à des exploitants étrangers un outil stratégique de production de l’électricité nationale fait craindre de céder une partie de notre souveraineté énergétique.

iii. Le potentiel de développement hydroélectrique

Le potentiel de l’hydroélectricité a fait l’objet de divers travaux, encore incomplets selon la puissance des installations considérées.

Dans ses Futurs Énergétiques 2050, RTE intègre des développements identiques quels que soient les scenarios de mix futurs.

RTE juge ainsi possible pour les opérateurs nationaux de développer 5 GW supplémentaires, dont 3 GW de STEP au vu du défi majeur pour la sécurité des systèmes électriques que représentent des bouquets intégrant de plus en plus d’énergies renouvelables variables et un recours accru à l’électricité.

De leur côté, les services de l’État et les producteurs avaient publié en 2013 une étude « de convergence » sur le potentiel hydroélectrique, estimant que la création de nouveaux ouvrages pourrait représenter une puissance de 2,45 GW et un productible de 8 950 GWh par an ; et l’équipement des seuils existants, une puissance de 962 MW et un productible de 922 GWh annuels. Cette étude doit être révisée en 2023.

S’agissant des recommandations de RTE, EDF Renouvelables considère que les objectifs de 5 GW, dont 3 GW de STEP, sont à la fois nécessaires et atteignables, avec de nouveaux aménagements mais surtout grâce au développement des installations existantes.

EDF Hydro a d’ores et déjà identifié des projets de développements sur les infrastructures existantes. Mais ils sont suspendus à la résolution de questions juridiques : celle du renouvellement des concessions arrivant à échéance mais aussi le fait qu’une modification substantielle de la concession impose d’y mettre fin et de la remettre en concurrence. EDF a également proposé cinq projets d’augmentations non substantielles de puissance, qui sont réalisables très rapidement et sans impact environnemental notable. Ces dossiers sont en cours d’instruction par l’État. Quant à de nouvelles installations, il s’agit surtout d’améliorer encore les sites exploités. Il ne sera guère possible de retrouver un site totalement nouveau.

Enfin, le potentiel de la « petite » hydroélectricité en France, c’est-à-dire des installations de puissance inférieure à une dizaine de MW, demeure méconnu et fait l’objet de peu d’études.

Un travail de cartographie a tout de même été réalisé entre 2013 et 2015 à la demande des défenseurs des moulins. Selon ce recensement, la France disposerait d’un potentiel de petite hydroélectricité de 6,8 TWh. Ce potentiel n’est pas à négliger. Mais son développement supposerait l’équipement, parfois la rénovation de dizaines de milliers d’ouvrages et la multiplication des raccordements aux réseaux de distribution. Il pourrait être intéressant localement en autoconsommation, mais aurait peu d’impact sur la production et la consommation électriques françaises, avec un coût non négligeable pour la collectivité qui finance les raccordements, et aucune utilité pour le stockage de l’énergie.

d. L’ensemble des filières de production d’électricité renouvelable doivent prendre en compte des vulnérabilités à anticiper

i. Des besoins croissants en minerais et métaux stratégiques, que la France doit importer

Les technologies de la transition énergétique sont particulièrement consommatrices de ressources minérales.

Le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) indique, par exemple, qu’une éolienne en mer nécessite en effet six fois plus de ressources minérales qu’une installation de production électrique à partir du charbon par mégawattheure installé. De même, un véhicule électrique contient six fois plus de métaux qu’un véhicule thermique.

Figure 34 : intensité matière (Kg par véhicule) pour la mobilité électrique comparée à la mobilité thermique

Source : rapporteur, d’après les données de l’AIEA, the Role of Critical Minerals in Clean Energy Transitions

Figure 35 : intensité matière (Kg par MW installé) pour les différentes technologies de production électrique

Source : rapporteur, d’après les données de l’AIEA, the Role of Critical Minerals in Clean Energy Transitions

L’AIE estime que d’ici 2040, quarante fois plus de lithium, vingt fois plus de nickel ou de cobalt et sept fois plus de terres rares, à fonctions constantes, seront nécessaires. Les besoins en métaux et éléments chimiques sont aussi très variés au-delà de ces trois postes (le bore, le niobium, le gallium, l’indium, le germanium, le titane…).

En outre, ces besoins viennent en concurrence pour leur approvisionnement avec les filières de la transition numérique. Ce risque a été clairement identifié par le « rapport Varin » remis le 10 janvier 2022 comme une fragilité stratégique qui doit appeler une action volontariste à l’échelle nationale et européenne.

« Il faudra produire plus de ressources minérales d’ici 2050 que depuis le début de l’humanité », commente le BRGM. On retrouve principalement :

– le lithium, le nickel, le cobalt et le graphite comme éléments indispensables aux électrodes des batteries Li-ion, aujourd’hui utilisées dans les véhicules électriques ;

– les terres rares nécessaires à la fabrication d’aimants permanents de grande puissance utilisés dans les éoliennes off-shore ou les moteurs électriques les plus performants ;

– et le silicium indispensable à la fabrication des plaques des panneaux photovoltaïques.

Cela étant, EDF Renouvelables précise que les terres rares ne sont pas rares dans l’absolu ; leur criticité est surtout liée à la position hégémonique de la Chine dans leur extraction et leur transformation parce que leurs modes d’extractions sont laborieux et polluants ([258]). D’autres chaînes d’approvisionnement peuvent se développer, en Australie, qui est le deuxième producteur mondial, et aux États-Unis notamment. Du reste, les nouvelles générations d’éoliennes et les dernières technologies solaires n’en utilisent plus. Enfin, parmi les batteries couramment utilisées, une seule y a recours et son usage devrait rester marginal.

De son côté, TotalÉnergies indique que les minéraux les plus sensibles ne sont ni le silicium, ni le lithium, tous deux abondants, ni même le cobalt, substituable, mais le nickel pour les batteries et le cuivre pour tous les réseaux électriques.

Concernant ce dernier, dont la production a été multipliée par 7 entre 1960 et 2019, le premier producteur reste le Chili mais les fonderies sont installées en Chine. Par ailleurs, on constate une tendance générale à la baisse de la teneur en métal des mines dans le monde : par exemple, au début de l’exploitation minière des premières mines de cuivre exploitées dans le monde, et notamment dans la mine de Rio Tinto, le cuivre représentait entre 15 à 20 % en poids dans le minerai. Aujourd’hui, dans le minerai des mines exploitées dans le monde, la teneur moyenne en cuivre s’élève à 0,4 % en poids. Une information a été récemment publiée par l’AIE disant que les mines de cuivre en fonctionnement et en cours de développement dans le monde passeraient leur pic entre maintenant et dans deux ans. Or, pour que de nouveaux projets de mines voient le jour, il faut compter entre dix et quinze ans. Résultat, entre la pression d’une demande mondiale croissante et de plus grandes difficultés à accéder au métal, les prix sont en très forte augmentation.

Plus généralement, nombre des ressources minérales nécessaires, comme le lithium, le cobalt et les terres rares, sont intégralement importées. L’Europe ne dispose pas ou plus de mines pour extraire ces ressources, ni d’industries pour les raffiner. Ces dernières ont été transférées vers des pays tiers depuis plusieurs décennies, en raison du coût de main‑d’œuvre peu élevé et de la moindre prise en compte des impacts environnementaux qu’ils induisent dans ces pays. Il en résulte une forte dépendance pour l’accès à ces ressources, ainsi que des questionnements éthiques.

En outre, l’extraction et la production de certains minéraux critiques sont très concentrées sur quelques pays : pour le cobalt, le nickel ou les terres rares, la part des trois premiers pays producteurs se situe entre 60 et 90 % du commerce global. De même, 75 % du silicium de qualité solaire est produit en Chine ; 78 % du lithium utilisé en Europe provient du Chili, plus de 70 % des platinoïdes d’Afrique du sud, et plus de 70 % du cobalt de République démocratique du Congo.

Carte 4 : principaux fournisseurs de matières premières critiques à l’UE

Une image contenant carte

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Source : Rapport de la Commission européenne sur l’évaluation de la criticité, 2020.

ii. Des chaînes de valeur dominées par la Chine

Le développement du solaire s’est rapidement accompagné de l’apparition d’une position dominante de la Chine dans la fabrication des panneaux photovoltaïques. En 2020, elle détenait 70 % de cette production, contre 16 % en 2006. La part des États-Unis avait diminué. Et la filière européenne, qui comptait 300 000 salariés, en compte désormais 100 000, concentrés en Allemagne, au Royaume-Uni, en France et en Italie. Diverses mesures avaient été prises pour faciliter l’essor de cette filière et la protéger, mais la crise financière de 2008 l’a fragilisée : l’Allemagne a perdu sa place de leader mondial, qu’il a occupée jusqu’en 2005, et l’Union européenne a disparu de la liste des dix premiers manufacturiers. L’Europe est désormais active surtout à l’aval de la filière (l’installation et la maintenance) et dans le secteur de la recherche.

La Chine représente également 50 % de la production mondiale de véhicules électriques. Et si l’Allemagne est le premier pôle européen de production de batteries, c’est avec des investissements chinois et américains.

Pour l’éolien toutefois, 5 des 10 plus grands fabricants de turbines sont basés dans l’Union européenne en 2020. Selon l’IFRI, l’Union européenne a des atouts technologiques sur les onduleurs de panneaux solaires, un potentiel sur les batteries solides de quatrième génération ou les batteries à flux et la possibilité d’effectuer des percées dans les nouvelles générations de cellules photovoltaïques, ou encore le recyclage. Elle a également de solides capacités dans le nucléaire civil, l’efficacité énergétique et l’hydrogène, ainsi que de capacités cyber. Ces atouts doivent être mis à profit pour construire des filières industrielles stratégiques, créer des emplois et de la valeur ajoutée sur le territoire européen et éviter une situation de dépendance technologique.

Cependant, si des décisions d’investissement ont été récemment prises à l’échelle française et européenne pour faire émerger en Europe des maillons de productions importants pour la transition énergétique (comme des gigafactories de batteries), ces usines devront être alimentées, dans un premier temps, par des composants semi-finis (matériaux actifs de cathodes) venant de l’étranger (et de la Chine en particulier) avant d’intégrer les technologies amont. Elles vont ainsi devoir sécuriser leurs approvisionnements en constituants, voire en ressources minérales, sur un marché mondial en tension où tous les grands pays cherchent à sécuriser ces mêmes ressources sur le long terme.

iii. Le potentiel minier sur le territoire français et l’échelle européenne

La France dispose toujours d’une filière minière avec Orano et Eramet, mais ayant progressivement arrêté les activités minières sur son sol, les connaissances de son sous-sol sont parcellaires et devenues pour partie obsolètes. Pour autant, en l’état des connaissances, même s’il importe la quasi-totalité de ses besoins en minéraux et métaux ([259]), notre pays n’est pas dépourvu de ressources.

D’après la moyenne des projets mondiaux menés depuis quinze ans et les chiffres avancés par l’AIE, dix-sept années sont nécessaires entre la décision et l’ouverture d’une mine. Ce travail doit se faire en tenant compte du cycle de vie des matières, des contraintes environnementales, et en impliquant les populations locales.

Encadré 18 : la géologie des sous-sols

La géologie du sous-sol métropolitain est relativement bien connue en surface. Les 100 à 200 premiers mètres de profondeur sont également relativement bien connus en terme minier. Toutes ces données sont aujourd’hui capitalisées par le BRGM dans la Base des données du sous-sol (BSS), qui rassemble aujourd’hui les données de près d’un million d’ouvrages souterrains.

En revanche, la connaissance des niveaux plus profonds demeure largement parcellaire à ce jour. Le dernier Inventaire minier national a été mené entre 1975 et 1992. Il a été réalisé avec des technologies moins performantes que celles aujourd’hui disponibles et ne couvre globalement que les 300 premiers mètres de profondeur. D’autre part, il a été focalisé sur les éléments d’intérêt économique pour l’époque, qui étaient nettement moins nombreux qu’aujourd’hui (le lithium par exemple n’a pas été regardé). Il n’a enfin concerné que les deux tiers des zones dites « de socle » correspondant aux massifs les plus anciens (Massif central et Massif armoricain), des zones qui présentent a priori le plus de potentiel.

Malgré tout, il a permis d’identifier des gisements potentiels importants (tungstène, antimoine, or, molybdène, fluor, plomb, zinc, germanium, étain, tantale, niobium), certains de rang mondial. Et depuis les années 2010, des études de métallogénie prédictive (capitalisées dans un site internet d’information ouverte développé par le BRGM : MINERALINFO) ont confirmé le potentiel minier important de la France, notamment pour le lithium.

Un fonds d’investissement est en cours de constitution pour aider à sécuriser des investissements sur le long-terme dans des projets miniers.

Enfin, il est certain que ni l’économie circulaire, ni les sous-sols français et européen ne suffiront pour assurer la fourniture de toutes les ressources nécessaires. Pour sécuriser les importations à long terme, une diplomatie des ressources minérales est actuellement structurée sous l’égide du ministère des Affaires étrangères, ainsi qu’au niveau européen (Encadré 19 ci-dessous).

En tout état de cause, la vision de l’approvisionnement et de la sécurisation des chaînes de valeur en lien avec ces matériaux critiques doit être pensée au niveau européen, eu égard à l’ampleur des dépendances actuelles et futures.

Encadré 19 : mesures européennes sur les matières premières

Le 16 mars 2023, face à l’augmentation prévue de la demande de matières premières critiques et de la dépendance de l’UE aux importations, la Commission européenne a proposé un règlement européen sur les matières premières critiques (critical raw materials) (Communication COM, 2008, 699).

Cette initiative définit une stratégie visant à réduire la dépendance à l’égard des matières premières non énergétiques pour les chaînes de valeur industrielle et le bien-être de la société en diversifiant les sources de matières premières primaires provenant de pays tiers, en renforçant l’approvisionnement intérieur et en soutenant l’approvisionnement en matières premières secondaires.

Elle s’est concrétisée en 2010 par le lancement de l’European innovation partnership on raw materials (EIP-RM) qui a permis de mobiliser les différents acteurs européens autour du développement de solutions innovantes pour renforcer l’autonomie européenne. Ces travaux ont notamment accompagné un investissement de 600 M€ de la Commission européenne sur ces enjeux dans le programme-cadre de recherche Horizon 2020 (2014‑2020).

Plus récemment en 2020, la Commission européenne a adopté le plan d’action pour les matières premières critiques. La première action a été le lancement de l’Alliance européenne pour les matières premières (ERMA, European raw materials alliance) en septembre 2020. La première mission de l’ERMA a été de contribuer au développement d’une chaîne de valeur résiliente des terres rares et des aimants permanents des moteurs électriques.

Le Parlement européen a pris ensuite, le 24 novembre 2021, une Résolution sur une stratégie européenne pour les matières premières critiques pour renforcer la résilience des chaînes d’approvisionnement et réduire la dépendance de l’Europe vis-à-vis des fournisseurs étrangers comme la Chine. Enfin, dans un récent discours sur l’état de l’Union, la Présidente de la Commission européenne a annoncé un plan pour sécuriser l’approvisionnement en matières premières critiques. Ce « Critical Raw Materials Act » est en cours de consultation au niveau des États membres.

Il permettrait à l’UE d’extraire 10 % au moins de sa consommation annuelle, de produire au moins 40 % de sa consommation annuelle, d’en recycler 15 % et de limiter à 65 % l’importation d’une même matière première stratégique en provenance d’un seul pays tiers fournisseur ([260]).

En parallèle et le même jour, la Commission européenne a proposé le règlement pour une industrie « zéro net » (Net zero industry act) ([261]) destiné à soutenir l’industrie européenne, notamment des technologies décarbonés. Il vise à ce que la capacité de production globale des technologies décarbonées atteigne au moins 40 % des besoins annuels en technologies nécessaires pour atteindre les objectifs de RepowerUE et du Pacte vert de l’UE d’ici 2030. Il pourrait intégrer les technologies nucléaires dans la liste.

* *

Au prisme de la souveraineté énergétique, c’est-à-dire de la capacité à disposer d’options variées pour assurer un approvisionnement énergétique décarboné, y compris en cas de crise, force est de constater que la France a accumulé un double retard.

Un retard dans la décarbonation de son mix énergétique global, dans un monde où les énergies fossiles – près des deux-tiers de l’énergie consommée – représentent la contribution majeure aux émissions de gaz à effet de serre et sont importées de pays qui présentent un risque géopolitique indéniable et aujourd’hui vécu.

Un retard, aussi, face au besoin d’électrifier massivement notre tissu économique et industrie et notre secteur des transports. Alors que la France dispose d’un atout phare, un mix électrique important, décarboné et relativement peu dépendant, elle affronte un triple défi : l’entretien et le renouvellement de son parc électronucléaire d’une part, la construction de filières d’énergies renouvelables électriques d’autre part, l’augmentation globale de ses capacités de production d’électricité enfin.

Ce double retard accumulé trouve une partie de ses racines dans les politiques énergétiques menées, ou non, dans les trois dernières décennies.

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CHAPITRE II :
De la fin des années 1990 AUX ANNÉES 2020 : TROIS DÉCENNIES POUR PRENdre conscience du mur ÉNERGÉtique

Pour comprendre les racines de l’actuel affaiblissement de la souveraineté énergétique de la France, et identifier en particulier les choix qui ont pu peser, il est nécessaire de remonter le fil des stratégies, des décisions et des actions élaborées et mises en œuvre depuis les dernières années de l’installation de notre parc électronucléaire. Tel est l’objet de la présente partie.

Au préalable, le rapporteur rappelle que pour éviter tout anachronisme, il convient de juger ces actes dans leur temps, en les restituant dans leur contexte.

I. De la fin des annÉes 1990 au dÉbut des annÉes 2010, UNE DÉcENNIE PERDUE POUR NOTRE MODÈLE ÉNERGÉTIQUE

A. Anesthésiés par l’ILLUSION SURCAPACITAIRE, les DÉCIDEURS négligent la stratégie ÉNERGÉtique

1. À la fin des années 1990, l’illusion d’un modèle énergétique surcapacitaire et indépendant

a. Après quarante ans de volontarisme nucléaire, l es années 1990-2000 se croient durablement surdimensionnées en électricité

Le volontarisme du plan Messmer, qui a permis la construction en à peine deux décennies de l’ensemble du parc nucléaire français existant, trouve son aboutissement à la fin du siècle.

De fait, les années 1990 récoltent le résultat des investissements passés. Le temps que leur construction aboutisse, l’essentiel des nouvelles capacités électronucléaires sont mises en service entre 1981 et 1995, soit 44 réacteurs d’une puissance cumulée de 48,34 GW. Ils seront complétés en 2000 par les 3 GW de Chooz-B 1 et 2, puis en 2002 par les 2,99 GW de Civaux 1 et 2. (cf. l’annexe Calendrier des centrales électronucléaires)

Cumul des puissances électronucléaires installées

En GW

1970

1980

1990

1995

2000

2005

2010

Puissance nette totale

(de production électrique)

1,69

12,76

59,72

59,2

63,99

63,83

Nombre de réacteurs en service

L’année 2005 marque le sommet de l’extension du parc électronucléaire français, malgré la fermeture progressive des toutes premières générations et l’arrêt du réacteur à neutrons rapides Superphénix en 1998 (1 200 MW), avec 60 réacteurs en activité et une puissance nette installée de 64 GW. La puissance nucléaire cumulée déclinera ensuite avec l’arrêt du réacteur à neutrons rapides Phénix en 2010 – et la fermeture de Fessenheim ultérieurement.

Or, si en octobre 1981 le Premier ministre de François Mitterrand, Pierre Mauroy, parle encore de poursuivre le nucléaire, à raison de sept tranches de « 1990 à 2010 au moins » afin d’éviter « un excès de dépendance » ([262]), la demande d’électricité commence à ralentir depuis le début des années 1980. Dès lors, au fur et à mesure de l’arrivée sur le marché des nouvelles capacités électronucléaires, l’offre d’électricité apparaît de plus en plus excédentaire par rapport à la demande intérieure.

Ancien directeur général de l’énergie et des matières premières au ministère chargé de l’industrie de 1998 à 2007, puis président du directoire du Réseau de transport d’électricité (RTE) jusqu’en 2015, M. Dominique Maillard ([263]) a pu constater que le parc avait été calibré pour une évolution de la demande qui ne s’était pas concrétisée au début des années 2000. Administrateur général du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) de 1995 à 1999, M. Yannick d’Escatha ([264]) confirme que l’on parlait de surproduction d’électricité à l’époque. Et M. Pierre Gadonneix ([265]) précise que, lorsqu’il est devenu président d’EDF en 2004, l’excédent de capacité était estimé à environ 20 %.

Historien des énergies, M. Yves Bouvier explique que ce surdimensionnement à date est aussi lié à un tassement de la consommation industrielle après 2005 et surtout après 2008, résultant notamment d’une désindustrialisation dans le secteur des entreprises électro-intensives (cf. le tableau ci‑après). Au niveau global toutefois, la consommation finale d’électricité ne commencera à baisser qu’à partir des années 2010.

Consommations et productions intérieures d’électricité

En TWh ou Mtep	1985	1990	2000	2005	2007	2008	2009	2010	2012	2017
Consommation finale totale *	248	305	391	423	433	440	425	442	437	442
dont sidérurgie	10	11	11	12	12	12	9	10	11	nc
dont industrie (hors sidérurgie)	87	105	127	128	124	121	108	111	107	nc
Consommation brute **	303	350	441	482	480	495	496	506	nc	nc
Production brute	344 63,9	420 86,8	540 114,4	576 122 7	570	575	539 118,4	569	- 117,9	530,4
Importations	6	7	4	8	11	11	19	19	nc	Solde net - 40,1
Exportations	- 29	- 52	- 73	- 68	- 68	- 59	- 45	- 50	nc	Solde net - 40,1

Source : Chiffres clés de l’énergie, SDES, éditions 2009 à 2018. * corrigée du climat ** non corrigée du climat.

En outre, côté offre, la surcapacité à date est entretenue (mais pas aggravée, cf. la première partie) par l’arrivée de nouvelles capacités de production électrique renouvelables, dont le développement commence à être visible à partir de 2005.

Aboutissement prévu du plan Messmer, les investissements dans de nouvelles capacités nucléaires s’arrêtent progressivement dans la seconde moitié des années 1990. Il faut attendre la loi de programmation fixant les orientations de la production énergétique, dite POPE, de 2005 pour que le principe de construire un nouveau réacteur, celui de Flamanville 3, soit acté.

Sachant que l’électricité ne se stocke pas, un des enjeux était plutôt de trouver des débouchés. Des contrats sont alors passés entre l’État et EDF faisant de l’exportation d’électricité un objectif pour l’entreprise, afin d’assurer une profitabilité à ses investissements. De fait, l’électricité excédentaire est écoulée sur le marché européen, offrant à l’entreprise des rentrées d’argent complémentaires, non encadrées par les tarifs réglementés de vente, pendant plusieurs décennies.

Exportations et importations brutes d’électricité

En TWh	2000	2002	2004	2006	2008	2010	2012	2014	2016	2018	2019
Exportations	73,2	79,7	67,6	71,2	57,9	50,1	56,4	74,7	61	76,1	72,9
Importations	3,7	2,7	5,7	7,6	9,5	19,5	11,3	7,2	19,2	12,8	14,9

Source : RTE. N.B. Les importations nationales répondent aux pointes de consommation non couvertes par la production nationale, même avec le renfort des capacités thermiques.

Selon certains responsables, cette surcapacité apparente a conduit à des « dérives ». Mme Corinne Lepage ([266]), ministre de l’Environnement de M. Jacques Chirac au sein du gouvernement de M. Alain Juppé, entre 1995 et 1997, comme Mme Dominique Voynet ([267]), ministre de l’Aménagement du territoire et de l’environnement de 1997 à 2001, reprochent ainsi à EDF d’avoir excessivement encouragé le développement en France du chauffage électrique, aux performances discutables à l’époque, pour écouler des volumes plus importants de sa production. Mme Lepage l’affirme : « Puisqu’elle ne pouvait être stockée, cette électricité devait être consommée [en France (puisque) le marché européen de l’électricité n’existait pas ou en tout cas sous une autre forme à l’époque où elle était au gouvernement]. Avec l’accord de l’État, EDF a mis en place une politique de prix très bas pour consommer l’électricité. C’est la raison pour laquelle le chauffage électrique a augmenté en France ».

Le rapporteur souligne que les reproches formulés à l’État n’ont pas été étayés par des éléments factuels auprès de la commission d’enquête. M. Yves Bouvier, précise que le développement du chauffage électrique a été préconisé plus exactement à partir du début des années 1970, et pour les seuls logements neufs bien isolés. Selon M. Bouvier dans les années 1980, plus de 60 % des logements neufs en étaient déjà équipés ; ils ont naturellement absorbé une partie de l’électricité des centrales nucléaires, qui venait se substituer à l’électricité produite à partir du fioul.

Toutefois, l’isolation des logements en question n’aurait pas toujours été assurée et, encouragés par des tarifs préférentiels, des logements anciens ont été progressivement équipés de chauffage électrique sans que leurs performances énergétiques n’aient été renforcées. Le rendement thermique du chauffage électrique étant très inférieur à celui des systèmes fossiles (de l’ordre de 30 %, contre 80 % pour le fioul), les résidents y perdaient en confort, tout en étant incités à consommer plus pour compenser. M. Dominique Maillard rappelle que des débats houleux sur le manque d’efficacité du chauffage électrique se sont déroulés de 1974 à 1980.

Il confirme que, malgré cela, « la surcapacité [en électricité] a indéniablement conduit au développement de nouveaux usages de l’électricité. EDF a engagé des recherches sur le développement du chauffage électrique qui n’ont d’ailleurs pas toujours été encouragées par les pouvoirs publics. Le véhicule électrique n’était alors pas considéré comme une filière, du fait des capacités de stockages, qui étaient perçues comme l’obstacle principal. Les axes de développement commercial d’EDF incluaient par conséquent le chauffage électrique et le développement des usages de l’électricité dans l’industrie. »

M. Jean-Bernard Levy, président directeur général d’EDF de 2014 à 2022, met aujourd’hui en avant le caractère décarboné de ce mode de chauffage ; mais la conjugaison des mauvaises performances des anciens matériels et du défaut d’isolation posent divers problèmes au parc de bâtiments concernés, et notamment à une grande partie des 9 millions de logements ainsi chauffés.

Elle est également la cause de la grande thermosensibilité de notre système électrique ([268]). Un degré de moins en période hivernale correspond à une demande de 2 400 mégawattheures (MWh) supplémentaires de demande ([269]) – que notre pays arrive heureusement à couvrir grâce aux interconnexions européennes. En effet, le développement du chauffage électrique en France étant sans équivalent dans les pays voisins, quand l’Europe subit une vague de froid, la demande électrique est élevée en France, mais augmente beaucoup moins dans les autres pays, ce qui nous permet d’importer.

Le rapporteur souligne que cette surcapacité, qui semble un fait lorsque l’on examine les données de manière statistique, a tout d’une illusion lorsque l’on se place dans une perspective dynamique : la volonté politique de réindustrialisation, le besoin déjà connu à l’époque de sortir progressivement de la consommation d’énergies fossiles, impliquent nécessairement de penser un appareil de production d’électricité majeur et en croissance.

b. Confortés par une production électrique « suffisante », les gouvernements n’anticipent pas les défis à venir ou s’y attaquent timidement

En tout état de cause, la sécurité d’approvisionnement en électricité n’était pas une préoccupation pour les responsables politiques des dernières années 1990, comme Mme Dominique Voynet, ministre de l’Aménagement du territoire et de l’environnement dans le gouvernement « pluriel » de M. Lionel Jospin, de 1997 à 2001, le confirme : « À cette époque, j’étais plus préoccupée par le fait qu’EDF encourageait des usages nouveaux de l’électricité (…) que par la sécurisation des approvisionnements. La question ne se posera que plusieurs années plus tard. La prolongation de la durée de vie des centrales ne constituait pas non plus un sujet de réflexion à la fin des années 1990. Des centrales étaient entrées en service en 2000 et en 2002 et aucune crainte de manquer d’électricité ne se faisait jour. »

Du moins la question ne se posait-elle pas en volumes. M. Jospin dit s’être tout de même inquiété, dès cette époque, de deux difficultés :

– La première, technique, découlant du fait que les centrales nucléaires sont plus adaptées aux consommations de base (constantes) et moins aux pics de consommation, pour lesquels il vaut mieux faire appel à des installations de production plus souples, comme l’hydraulique ou le gaz – On a vu en première partie que les ajustements de production, que permettent les centrales nucléaires françaises, entrainent effectivement une usure plus rapide et un moindre rendement moyen des capacités installées.

De fait, seules les capacités thermiques fossiles présentent une telle souplesse de pilotabilité. C’est la raison pour laquelle il reste nécessaire, en l’état actuel des solutions techniques, de conserver certaines de ces installations. Depuis 30 ans, le recours à ces capacités fossiles oscille ainsi autour de 11 % de la production nationale.

Production électrique des capacités thermiques classiques

En TWh	1985	1990	2000	2005	2007	2008	2009	2010	2011	2017
Production totale	344	420	540	576	570	574	539	569	nc	530,4
Production thermique classique	56	48	53	67	60	60	59	63	56,2	63,1
% de la totalité	16,3	11,4	10,2	11,6	10,5	10,5	10,9	11,1	-	11,9

Mais, alors que le charbon et le fioul constituaient plus de 85 % des capacités thermiques en 1973, les responsables politiques et industriels se sont attachés à réduire leur contribution : ils ne représentaient plus qu’un peu plus de la moitié en 2010 puis environ 30 % en 2017, progressivement remplacés par le gaz naturel ;

– L’autre tenant à la trop grande dépendance à une seule source d’énergie électrique décarbonée, sans que des éléments étayés explicitant cette crainte n’aient été fournis à la commission.

Cette préoccupation de diversifier les sources d’énergie décarbonées se retrouvera aussi traduite par les lois de programmation relatives à l’énergie adoptées en 2005 sous le gouvernement de M. Jean-Pierre Raffarin, puis en 2009 sous l’impulsion du ministre de l’Écologie, de l’énergie, du développement durable et de la mer, M. Jean-Louis Borloo, et de Mme Nathalie Kosciusko-Morizet, secrétaire d’État chargée de l’écologie qui succédera à M. Borloo en 2010.

En revanche, les gouvernements successifs ne s’attaquent guère à l’importante dépendance de la France aux énergies fossiles, qui représentaient encore plus de 50 % de la consommation primaire d’énergie et plus des trois-quarts de la consommation d’énergie finale, autrement que par une incitation aux économies d’énergie et par la fermeture progressive des centrales thermiques fossiles les plus anciennes et les plus polluantes.

Les mesures prises pour se libérer du charbon et du fioul sont substantielles, et leurs résultats rapidement perceptibles. « Nous avons réduit la consommation de charbon, la source la plus importante d’émissions de carbone dans l’atmosphère, nous avons fermé les mines de Carmaux, d’Alès et de Gardanne, tout en organisant le réaménagement des sites et la formation des enfants des mineurs à de nouveaux métiers. Nous avons également fermé la centrale à charbon de Penchot », rappelle M. Jospin.

Les fermetures des centrales au charbon et au fioul se poursuivront et s’accélèreront avec la mise en œuvre de normes environnementales contraignantes sur les polluants atmosphériques découlant de directives européennes applicables dès 2005, sans que l’État ait besoin d’intervenir. Quasiment toutes les centrales au fioul se retrouveront ainsi fermées à compter des années 2010, de même qu’une quinzaine de centrales à charbon. Ce mouvement est contrebalancé par la mise en service de centrales au gaz, à une période où le gaz est bon marché et son empreinte carbone considérée comme plus acceptable. Mais les capacités de production fossiles d’électricité reculent tout de même sensiblement.

Au point qu’au début des années 2010 apparaît une préoccupation nouvelle pour la sécurité d’approvisionnement en électricité sur laquelle veille RTE. Le bilan production-consommation finale d’électricité est toujours largement excédentaire. Mais les consommations de pointe ont progressé rapidement dans les années 2000 avec le développement des appareils électriques dans les foyers. Une pointe record de 102 GW, jamais égalée, sera enregistrée pendant la vague de froid de février 2012. Avec moins de capacités thermiques pilotables, qui n’étaient pas remplacées par d’autres sources d’énergies pilotables décarbonées, la France doit pouvoir faire appel à d’autres dispositifs d’ajustement, afin de minimiser le recours aux importations – et rester dans des volumes gérables par les réseaux publics de transport.

À côté du réseau de volontaires aux effacements de consommation, le mécanisme de capacités créé par la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant organisation du marché de l’électricité, dite loi NOME, répond à cet objectif. Mis au point entre 2011 et 2015, il prévoit notamment de rémunérer les capacités nécessaires à l’équilibre du système, comme les centrales à gaz.

RTE précise que si ce nouveau risque de rupture est apparu, il est resté jusqu’en 2016 à un niveau parfaitement acceptable par rapport au critère de sécurité d’approvisionnement choisi par les pouvoirs publics : le critère des 3 heures.

En-dehors du chauffage et d’une partie de l’industrie, longtemps la décarbonation des usages de l’énergie, dans les transports notamment, n’apparaît pas vraiment envisagée, ou semble inaccessible en l’état des technologies. Au reste, les coûts encore supportables du pétrole et du gaz et la plus faible conscience du dérèglement climatique n’incitent visiblement pas à explorer ces voies et à envisager l’alternative que peuvent représenter aujourd’hui l’électricité ou les combustibles renouvelables.

Les gouvernements de la période se sont avant tout attachés à sécuriser les approvisionnements, par des accords avec des pays producteurs, la création de nouvelles routes d’acheminement et le renforcement des acteurs nationaux. M. Borloo ([270]) rappelle notamment l’enjeu d’indépendance que posait déjà le gaz en provenance de Russie. Le gazoduc qui transitait par l’Ukraine avait fait l’objet de contentieux et avait quasiment cessé d’être utilisé en janvier 1999. « Cette tension, qui, si elle a duré peu de temps, survenait pour la quatrième fois en cinq ans, a entraîné le soutien au troisième port méthanier français, à Dunkerque. »

Enfin, le renouvellement du parc nucléaire demeure totalement impensé. Certes, il est considéré de manière partagée que les réacteurs, autorisés pour 30 ans seront prolongés jusqu’à 40 ans voire 60 ans, sous réserve de la validation de l’Autorité de sûreté nucléaire. Mais les réacteurs commencent à dépasser les 20 ans et l’effet falaise – le fait que la construction quasi-simultanée risque de conduire à des fermetures quasi-simultanées – sont des points parfaitement connus. 9 réacteurs avaient dépassé leurs 20 ans en 2001, 23 devaient les atteindre d’ici 2005 et 16 autres d’ici 2010. Non seulement leur prolongation n’était pas acquise, mais leur remplacement, s’il devait être décidé, prend du temps : de tels projets demandent en effet plusieurs années de préparation et les derniers chantiers de construction ont mis plus de dix ans pour aboutir, même en se basant sur une technologie largement maîtrisée.

Pourtant, jusqu’au milieu des années 2000, aucune décision n’est prise, au contraire.

Devant la commission d’enquête, M. Lionel Jospin affirme que son intention était de poursuivre le développement du nucléaire : « nous pensions que l’EPR prendrait la suite, même s’il était au stade des études ».

De fait, le 21 novembre 2000, le Premier ministre répondait devant l’Assemblée nationale que « le Gouvernement reconnaît les bénéfices que la France tire actuellement de l’existence d’un parc important de centrales nucléaires. » « L’évolution de la place du nucléaire fera, le moment venu, - et comme je l’ai déjà dit – l’objet d’un débat scientifique et démocratique qui permettra d’examiner toutes les conséquences de choix possibles et de peser tous les arguments. Les modalités du renouvellement du parc seront évidemment centrales dans ce débat. EDF, les électriciens allemands ainsi que Framatome et Siemens mènent des études et des recherches sur une nouvelle génération de réacteurs électronucléaires à eau sous pression – le réacteur EPR – dotés des performances techniques et de caractéristiques de sûreté encore améliorées. (…) Ces études doivent se poursuivre et se poursuivent actuellement, mais elles ne sont pas aujourd’hui suffisamment avancées pour qu’un débat sur l’opportunité du lancement industriel d’un prototype du réacteur EPR soit posé. » ([271])

Il n’en reste pas moins que le programme commun du Parti socialiste et des verts prévoyait explicitement un moratoire : « Nous réorienterons la politique énergétique de la France en instaurant un moratoire sur la construction de réacteurs nucléaires », affirmait, au printemps, le programme commun du Parti socialiste et des Verts ([272]). D’ailleurs, M. Jospin l’expliquait, dans cette même déclaration de novembre 2000, par le constat que « la demande actuelle d’énergie électrique et (…) la durée de vie de nos centrales actuelles ne [justifiaient] pas une telle commande dans l’immédiat ».

Le Premier ministre de l’époque entérine même, dès son arrivée aux responsabilités en 1997, le renoncement au projet de centrale nucléaire du Carnet en aval de Nantes. Certes, cette décision clôt un dossier bloqué depuis 1974, qu’aucun gouvernement ultérieur ne rouvrira. Mais M. Jospin s’est bien gardé ensuite de trancher explicitement la question de l’avenir du nucléaire, choisissant de renvoyer ce choix à un débat démocratique sans jamais toutefois engager ce débat – ce qui participera à la perte de temps que nous constatons aujourd’hui. M. Jospin n’a toutefois jamais explicitement évoqué la possibilité de sortir du nucléaire ou d’en réduire activement la part dans le mix électrique français, comme il l’a réaffirmé en audition : « Plusieurs gouvernements, avant et après le mien, ont estimé que la France disposait de capacités suffisantes. Certains gouvernements, avant et après le mien, ont même évoqué la nécessité de faire baisser le pourcentage du nucléaire dans la production électrique française. (…) Je n’ai jamais fait de déclaration disant que le nucléaire devait être ramené à tel ou tel pourcentage, je ne me suis jamais exprimé sur ce sujet. »

Il est toujours plus aisé de juger la pertinence d’une stratégie politique avec le recul du temps. Sur le dossier de l’EPR, la suite démontrera que son design n’était pas encore abouti quand il a été décidé d’autoriser la construction d’un prototype en 2004. D’un autre côté, la période d’incertitudes que traversait la filière nucléaire depuis la fin des chantiers nationaux et la montée des contestations antinucléaires, et que le positionnement assez flou du gouvernement Jospin a sans doute entretenue, a fait craindre à la filière de rater une occasion de redonner des perspectives à sa chaîne de valeur, rapporte Mme Kosciusko-Morizet ([273]), et un peu précipité le processus. Quoi qu’il en soit et malgré les déclarations contraires de Mme Voynet dans la presse, M. Jospin conteste qu’une menace de démission de sa ministre de l’Aménagement du territoire et de l’environnement en cas d’autorisation d’un projet d’EPR l’aurait convaincu d’enterrer un tel projet. Il précise ainsi avoir pris au contraire plusieurs décisions n’allant pas dans le sens des attentes du groupe Les Verts, comme le maintien et même le renforcement de la filière MOX. Loin d’arrêter le retraitement, son gouvernement a « moxé » dix nouvelles tranches nucléaires.

Et lorsque Cogema et la filière française d’enrichissement et de retraitement ont été un moment fragilisées par le refus du gouvernement allemand de reprendre les déchets de son industrie nucléaire retraités à la Hague, M. Jospin est personnellement intervenu auprès du Chancelier allemand permettant la reprise des transports de déchets de la France vers l’Allemagne, ce qui restaurait des marges pour l’entreposage des déchets français et a redonné de la visibilité aux industriels.

Mme Anne Lauvergeon ([274]) rappelle que Cogema était à l’époque le point de cristallisation des antinucléaires, en particulier son usine de La Hague, qui recycle les combustibles usés bien que cette technologie réduise fortement les déchets radioactifs. « En même temps, c’était bien vu, puisque la fermeture de La Hague aurait immédiatement eu pour effet d’emboliser tout le système nucléaire français. Ces attaques étaient très sérieuses. »

Se défendant d’avoir nui à la force de la filière nucléaire, M. Jospin souligne avoir stabilisé l’actionnariat de Framatome après le retrait de Siemens, en parvenant à une ouverture du marché national limitée aux plus gros consommateurs industriels (« loi Pierret » du 10 février 2000), et en étudiant des solutions aux sujets très sensibles de la sûreté et des déchets radioactifs (voir infra). Ces actions lui avaient semblé plus essentielles pour l’avenir de la filière nucléaire que le lancement prématuré et non urgent d’un nouveau réacteur, dit-il.

Ce n’est pourtant pas faute de disposer d’études appelant l’attention sur ces questions de durée de vie des réacteurs et de leur remplacement.

La Commission énergie du Commissariat général au Plan avait notamment exploré les « chemins d’une croissance sobre et les défis du long terme » dès 1998.

L’annexe de son rapport, « Les scénarios énergétiques de la France 2010‑2020 », rappelle précisément qu’avec l’hypothèse d’une durée de 40 ans des centrales nucléaires existantes, seule une part réduite du parc existant aurait à être remplacée (environ 10 GW) avant 2020, alors qu’avec l’hypothèse de trente ans c’est la quasi-totalité du parc existant qui aurait à être remplacée (43 GW).

De même, le rapport « Étude économique prospective de la filière électrique nucléaire » de MM. Jean-Michel Charpin, Commissaire au Plan, Benjamin Dessus, directeur du programme Ecodev-CNRS, et René Pellat, Haut-commissaire à l’énergie atomique ([275]), remis au Premier ministre en juillet 2000, aborde la durée de vie des centrales, à l’horizon de 2050 cette fois. Un scénario haut tablait sur une consommation de 720 TWh à cet horizon, alors que le scénario bas misait sur une consommation de 535 TWH, la capacité nucléaire en 2050 étant estimée, selon les scénarios, entre 33 et 85 GW – à comparer aux 63 GW disponibles en 2000. Le rapport étudiait à la fois les technologies de maîtrise de la demande d’électricité et les technologies de production électrique, de l’amont à l’aval du cycle.

Le rapporteur relève aussi que, dès fin 1991, un rapport de l’Office parlementaire des choix scientifiques et technologiques (OPECST) alertait les responsables politiques des problèmes engendrés par l’arrêt annoncé des chantiers nucléaires, qu’il s’agisse de la nécessité d’anticiper le renouvellement du parc français pour que les industriels n’aient pas à gérer de trop nombreux chantiers en même temps (une forme d’effet falaise) qui dépasseraient leurs capacités, ou de l’impact qu’une pause prolongée dans le programme nucléaire fera peser sur des industriels comme Framatome, etc. ([276])

En l’espèce, malgré l’alerte de 1991, longtemps, les responsables politiques ne semblent pas s’être inquiétés de l’impact que la mise en suspension de la filière nucléaire, entre l’achèvement des réacteurs de Civaux en 1997-1999 et la relance d’un chantier en 2007, aura sur la préservation de ses compétences.

En effet, une fois que les constructions de centrales se sont arrêtées en France, pour survivre, les acteurs industriels de la filière se sont tournés vers des marchés extérieurs ou ont tenté de se recentrer sur la maintenance, mais ont parfois dû arrêter leurs activités. M. Bernard Fontana, président directeur général de Framatome, témoigne de la rudesse de la transition : « Les premières victimes ont été les activités industrielles. (…) Des plateformes industrielles intégrées ont été découpées. Avec beaucoup d’efforts, certaines activités ont été conservées, mais, de mon point de vue, avec des tailles sous-critiques pour réaliser des programmes industriels de construction. Les compétences ont été perdues avec les départs en retraite. Les ingénieries ont fonctionné en vase clos… »

De son côté, M. Pascal Colombani, administrateur général du CEA de 1999 à 2002, a vu les équipes « se dissoudre », en particulier celles d’EDF. Or, ces compétences sont cruciales pour rester dans la compétition internationale face à d’anciens et nouveaux concurrents russes, japonais, coréens, américains, prêts à investir les marchés qui s’ouvraient dans de nombreux pays, et pour préparer le remplacement à terme du parc national.

Finalement, il faut attendre le gouvernement de M. Jean-Pierre Raffarin (2002‑2005) pour redonner des perspectives à la filière nucléaire.

Sa loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programmation fixant les orientations de la politique énergétique pose, d’une part, le principe d’un « soutien à l’industrie nucléaire nationale pour la mise au point et le perfectionnement du réacteur de troisième génération EPR et au développement des combustibles nucléaires innovants » et celui du « développement des technologies des réacteurs nucléaires du futur (fission ou fusion), en particulier avec le soutien du programme ITER, et également des technologies nécessaires à une gestion durable des déchets nucléaires » (article 5).

Ces dispositions renforcent ainsi la recherche sur la gestion durable des déchets nucléaires et sur les réacteurs du futur (dans la fission, avec la réactivation d’un projet de réacteur à neutrons rapides en 2006, et dans la fusion, dans le cadre du programme international ITER dont l’implantation est prévue en France, à Cadarache). Elles seront complétées par la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs, qui confirme notamment la mise en place d’un démonstrateur de réacteur à neutrons rapides « avant le 31 décembre 2020 » (article 3). Le projet ASTRID est lancé dans la foulée, avec un premier financement de 600 millions d’euros (M€) du Grand emprunt. Ce projet visant à expérimenter un réacteur de quatrième génération vient combler le vide laissé par la fermeture de Superphénix en 1998 – que l’on évoquera plus loin – dans l’exploration des technologies de recyclage des déchets nucléaires. Il a donc pour but de répondre à deux problèmes posés par la filière nucléaire : la gestion des déchets de la combustion thermonucléaire et la réduction de la dépendance française aux importations d’uranium.

D’autre part, l’article 4 de la loi de 2005 précise que « l’État veille à conserver, dans la production électrique française, une part importante de production d’origine nucléaire qui concourt à la sécurité d’approvisionnement, à l’indépendance énergétique, à la compétitivité, à la lutte contre l’effet de serre et au rayonnement d’une filière industrielle d’excellence, même si, à l’avenir, il fait reposer, à côté du nucléaire, la production d’électricité sur une part croissante d’énergies renouvelables et, pour répondre aux pointes de consommation, sur le maintien du potentiel de production hydroélectrique et sur les centrales thermiques » et fixe, à ce titre, la priorité pour l’État de « maintenir l’option nucléaire ouverte à l’horizon 2020 en disposant, vers 2015, d’un réacteur nucléaire de nouvelle génération opérationnel permettant d’opter pour le remplacement de l’actuelle génération ».

La loi offre ainsi un cadre légal au projet de Flamanville 3, en débat depuis 2002-2003. Le message politique est fort.

Il reste que, même si elles sont expressément invoquées, les principales motivations de cette relance des capacités électronucléaires ne sont pas nécessairement la sécurité d’approvisionnement ou le renforcement de l’indépendance énergétique de la France.

L’actuel président directeur général d’EDF Renouvelables, M. Bruno Bensasson, se souvient que le parc était dit « surcapacitaire », tournant autour de 420 térawattheures (TWh) par an, et les prix assez bas dans les années 1990 et 2000, à 20 ou 30 euros par MWh ; la proposition faite à EDF de construire un EPR pouvait alors surprendre, mais ce projet était présenté comme « une façon de maintenir l’option nucléaire ouverte. Nous sentions que si nous attendions les tensions, nous perdrions encore plus de compétences ». Il s’agissait selon lui de « conserver les compétences au-delà de la sécurité d’approvisionnement ».

L’ancien directeur général de l’énergie et des matières premières, M. Dominique Maillard, souligne par ailleurs l’enjeu de démontrer la capacité de la filière française à construire un EPR pour rester dans la compétition internationale et exporter sa technologie et ses services au-delà de la Finlande où Areva NP construit l’EPR d’Olkiluoto depuis 2004.

Bien entendu, la vitalité des compétences constitue un enjeu important pour la souveraineté de la France. Mais ces approches, éloignées de la question de l’effet falaise ou de la décarbonation du mix énergétique, révèlent que les besoins à venir sont encore assez largement sous-estimés par les responsables publics.

De fait, concrètement, il n’est décidé d’engager la construction que d’un seul réacteur à eau pressurisée européen ou EPR (pour European pressurized reactor).

Interrogées sur la raison de se limiter à un seul projet, les personnes auditionnées avancent plusieurs explications.

M. Maillard dit avoir considéré qu’eu égard à la taille unitaire de l’EPR, de 1 650 mégawatts, un prototype unique suffisait, d’autant plus que des constructions similaires étaient engagées à l’international et que l’on comptait sur les échanges d’expériences entre les équipes finlandaises et françaises d’Areva NP, qui opérait à Olkiluoto.

Par ailleurs, la durée de vie du parc nucléaire était déjà en discussion. Au début des années 2000, une longévité de quarante ans pouvait sembler élevée, mais les États‑Unis octroyaient déjà des licences sur soixante ans. Pour M. Cédric Lewandowski, directeur exécutif du Groupe EDF en charge de la direction du parc nucléaire et thermique, les gestionnaires du parc étaient davantage concentrés sur la prolongation de sa durée de vie. La question du renouvellement de l’existant apparaissait donc lointaine.

Il reste que de nombreux anciens responsables d’EDF et du CEA ont déploré ce choix de ne lancer qu’un réacteur, car la construction de tranches en parallèle est importante en termes de capacité et de flexibilité du chantier, car elle facilite l’envoi d’ingénieurs d’un site à un autre en cas de besoin ou l’utilisation d’une pièce disponible sur un chantier pour un autre chantier.

En outre, dans la mesure où il permet un partage des expériences, un double chantier aurait peut-être aussi permis de gérer plus rapidement les divers problèmes techniques qu’a rencontré le projet de Flamanville 3. Car, rétrospectivement, la décision de construire ce nouveau modèle de réacteur est apparue précipitée, le design n’étant pas encore complètement finalisé, comme cela se révèlera ultérieurement (voir le point sur l’EPR de Flamanville dans le b du 1 du A de la présente partie).

La décision ultérieure de construire un second réacteur à Penly, que le Président de la République, M. Nicolas Sarkozy, annonce le 29 janvier 2009, était donc bienvenue de ce point de vue, même si elle ne se préoccupait pas de ces conditions d’efficience.

Elle aurait été une réponse à la double inquiétude exprimée par les dirigeants d’EDF de conserver leurs compétences mais aussi, et avant tout, de pouvoir remplacer à terme des centrales susceptibles de fermer en cas de décision négative de la part de l’ASN, explique le ministre chargé de l’industrie, de l’énergie et de l’économie numérique entre 2010 et 2012, M. Éric Besson ([277]).

Au demeurant, M. Jean-Louis Borloo précise que si « nous étions déjà conscients des problématiques liées à la démographie des compétences, je ne dirais pas (…) que l’EPR a été lancé pour ne pas perdre en compétences. En revanche, deux candidats s’étaient portés volontaires pour la construction de Penly : un consortium porté par GDF Suez, et EDF. Le seul argument qui justifiait de confier le projet à EDF était effectivement que face au risque de perte de compétences, il n’était pas souhaitable de développer deux entités de compétences distinctes. »

M. Nicolas Sarkozy ([278]) a expliqué lors de son audition par la commission d’enquête qu’il voulait également s’appuyer sur l’industrie nucléaire française pour relancer l’économie nationale, secouée par la crise de 2008. Peu de temps après la catastrophe de Fukushima, le Président de la République réaffirmait à nouveau sa conviction de l’importance de poursuivre la voie nucléaire.

À ce propos, les responsables de l’époque, à commencer par M. Sarkozy lui‑même, confirment que les dossiers nucléaires étaient traités et arbitrés au plus haut niveau de l’État.

Encadré 20 : Conseil de politique nucléaire (CNP)

Un Conseil de politique nucléaire est précisément institué auprès du Président de la République par le décret n° 2008-378 du 21 avril 2008 (qui abroge par la même occasion le décret du 1er septembre 1976 relatif au conseil de politique nucléaire extérieure). Il est mis en place le 21 avril 2009.

Le nouveau conseil est chargé de définir les orientations de la politique nucléaire et de veiller à leur mise en œuvre, notamment en matière d’exportation et de coopération internationale, de politique industrielle, de politique énergétique, de recherche, de sûreté, de sécurité et de protection de l’environnement.

Parmi les réunions qui se sont tenues entre 2009 et début 2012, on peut citer :

– Le Conseil de politique nucléaire du 21 février 2011 qui est suivi par l’annonce par le gouvernement d’un programme de « rationalisation de la filière nucléaire civile ». L’État demande à EDF et GDF-Suez de coopérer à la mise au point du réacteur de moyenne puissance Atmea, développé par Areva avec le japonais Mitsubishi Heavy Industries ; à Areva de transformer en filiale son activité dans les mines d’uranium, et de conclure un accord d’approvisionnement en uranium de long terme avec EDF.

Enfin, le Comité stratégique de la filière nucléaire (CSFN) est créé dans le cadre de la Conférence nationale pour l’industrie, pour renforcer les relations entre les différents acteurs de l’industrie.

– Le Conseil de politique nucléaire du 8 février 2012, qui réagit au rapport de la Cour des comptes sur les coûts de la filière électronucléaire remis le 31 janvier au Premier ministre, en relevant que le nucléaire demeure l’énergie la plus compétitive avec l’hydroélectricité.

Il confirme par ailleurs la nécessité de poursuivre le processus permettant de préparer la validation d’une prolongation des centrales au-delà de 40 ans. Il confirme également la poursuite du projet d’EPR à Penly.

Mme Catherine Cesarsky ([279]), Haut‑Commissaire à l’énergie atomique de 2009 à 2012, explique que le Président M. Nicolas Sarkozy était présent à toutes les réunions du Conseil de politique nucléaire auxquelles elle a assisté. Il y en a eu sept entre 2009 et 2010.

La toute première séance fut consacrée au prolongement de la durée de vie des centrales au-delà de 40 ans, « étant entendu qu’il avait déjà été décidé de les prolonger ». « Nous avons discuté de la nécessité de prolonger la durée de vie des centrales jusqu’à 50 ou 60 ans, en nous demandant si nous aurions suffisamment d’énergie, et en considérant que l’opération était faisable sous réserve que les centrales fonctionnent suffisamment longtemps chaque année. » « Nous avions compris que si nous ne pouvions pas les prolonger, nous devrions tout de suite commencer à en construire d’autres, et que si nous pouvions au contraire les prolonger, nous pouvions attendre 2026-2027 pour en construire d’autres, avec un maximum entre 2033 et 2035. L’intention était donc bien de construire des EPR. »

M. Borloo observe cependant que « l’avenir nucléaire ne dépendait pas uniquement de l’EPR », sa taille, son acceptabilité et son prix n’étaient pas sans susciter quelques inquiétudes, « même s’il ne faisait pas alors l’objet d’une remise en cause véritable ». Des réacteurs de plus petite taille étaient également à l’étude dans une perspective de ventes à l’étranger.

Quant à l’état des capacités de production électrique, le sentiment général restait qu’il n’y avait pas urgence, rappelle Mme Kosciusko-Morizet. « Lors du Grenelle, la première préoccupation était l’efficacité énergétique, loin devant les considérations liées à la production. Cette situation s’est prolongée durant quelques années. » Le développement des énergies renouvelables était également une volonté affirmée. Enfin, pour sécuriser l’approvisionnement, le gouvernement travaillait aussi sur un mécanisme de capacités, visant à assouplir la pilotabilité des moyens de production, qui a abouti après son départ du ministère.

Il apparaît ainsi que les décisions prises ne sont pas encore à la hauteur des enjeux ; les choix fondamentaux sur l’avenir du parc nucléaire restent à trancher, même si les annonces et les déclarations effectuées entre 2005 et 2012 sont perçues par la filière comme une forme de renaissance.

Le décret autorisant EDF à créer l’installation nucléaire de base EPR Flamanville 3 est signé dès le 11 avril 2007 pour 10 ans et la construction démarre en décembre 2007, en plein Grenelle de l’environnement, sur le design proposé par EDF en 2004, avec un réacteur fourni par Areva NP, une mise en service prévue en 2012 et un prix annoncé à 3,5 milliards d’euros.

En revanche, le projet de Penly 3 ne sera in fine porté par aucun gouvernement : dès 2010, il fait l’objet de vives oppositions qui retardent le processus ; après la catastrophe de Fukushima, son enquête publique est reportée une première fois en novembre 2011, puis à nouveau en 2012 à l’approche des élections présidentielles. La nouvelle ministre de l’Écologie, Mme Delphine Batho, annoncera finalement que le projet est abandonné en juillet 2012.

c. Deux rapports établis aux débuts de la décennie 2010 identifient pourtant des enjeux encore largement d’actualité

En 2010, après l’échec de la filière nucléaire française aux Émirats Arabes Unis, le Président de la République Nicolas Sarkozy a demandé à M. François Roussely, ancien président d’EDF, de piloter une mission consacrée à l’avenir de l’énergie nucléaire civile et de proposer des orientations concrètes ainsi que « d’éclairer les décisions que devrait prendre l’État vis-à-vis de la filière ». ([280])

Après plus de 200 auditions, le rapport final a été remis en mai 2010 au Président de la République. Il avait été finalement classifié, mais une synthèse reprenant les quinze principales recommandations avait été rendue publique en juin 2010. ([281])

Il y est notamment indiqué que « la filière française – à savoir EDF, AREVA et Alstom, mais aussi Bouygues et Vinci, ainsi que tout un réseau de PME, dont environ 200 spécialisées dans le secteur – est confrontée à un double défi à l’horizon 2030. Sur un plan national, il lui faudra mener à bien les chantiers des quelques nouvelles centrales, assurer le parfait fonctionnement du parc et préparer la prolongation de la durée de vie des centrales actuelles au-delà de 40 ans », voire au‑delà de 50 ans. Et à l’international il lui faudra conquérir une part significative du marché des nouvelles centrales, alors en pleine renaissance, dans un contexte très concurrentiel. Il recommande ainsi que l’État continue d’assumer un rôle central d’organisation de la filière, mais aussi que celle-ci corrige certaines faiblesses qui sont apparues avec le virage international pris par les entreprises du secteur : « problèmes d’organisation globale de l’« Équipe France », de compétitivité de l’offre, de capacité de financement, de disponibilité des ressources humaines, de la mobilisation de la R&D, etc… ».

Il relève notamment les difficultés rencontrées sur les deux chantiers d’EPR, qui ébranlent la crédibilité du modèle de réacteur et de la capacité de l’industrie française à réussir de nouvelles constructions de centrales, mais aussi la forte diminution de la disponibilité des centrales nationales. Il appelle donc à des mesures d’urgence pour redresser la situation.

Au-delà, il préconise des mesures plus structurelles dans l’organisation et le fonctionnement de la filière française, dans laquelle EDF jouerait un rôle d’architecte ensemblier, comme dans son offre technologique. Il faut notamment poursuivre l’optimisation de l’EPR à partir du retour d’expérience des réacteurs en construction et compléter l’offre française en disposant de plusieurs familles de produits, tel l’ATMEA conçu par AREVA et Mitsubishi, d’une puissance inférieure.

La sécurisation des approvisionnements en combustible et la résolution des problèmes posés par la gestion des déchets sont également des impératifs. De même que le maintien d’une exigence haute de sûreté, en considérant toutefois que « la seule logique raisonnable ne peut pas être une croissance continue des exigences de sûreté. Dans ce contexte, il est proposé de lancer, sous la responsabilité de l’État, un groupe de travail dont la mission serait de formuler des propositions en vue d’associer au mieux exigences de sûreté et contraintes économiques, en incluant une vision internationale, a minima européenne ».

Le rapport s’arrête par ailleurs sur les conditions nécessaires à la compétitivité du nucléaire civil français : elles dépendent bien évidemment de la maîtrise des coûts de construction, mais aussi des conditions de son financement. Sur ce point, le rapport préconise plusieurs mesures de renforcement :

– poursuivre la mise en place d’une tarification du CO2 ;

– soutenir l’extension de fonctionnement des centrales à 60 ans, à sûreté constante ;

– planifier une hausse modérée mais régulière des tarifs de l’électricité (en euro constant) afin de permettre la préparation du financement du renouvellement du parc à long terme ;

– s’assurer que le prix de cession de l’électricité par EDF prévu par la loi Nome, couvre bien à terme le coût complet de renouvellement du parc ;

– et poursuivre une action politique résolue pour obtenir que tous les financements multilatéraux destinés aux énergies renouvelables soient aussi ouverts au nucléaire.

La synthèse se conclut enfin sur le défi du renouvellement des compétences dans tous les domaines, « des chaudronniers aux ingénieurs spécialisés ». « Les générations de techniciens, d’ingénieurs et de chercheurs recrutés à l’époque des grands programmes de construction des années 1970-1980 partent à la retraite et doivent être remplacées. La filière est donc désormais confrontée, dans un délai court, à la double obligation de préserver les savoirs et savoir-faire acquis, et de former une nouvelle génération de personnels, afin de soutenir un développement international et de garantir la performance du parc existant. »

Les constats sont forts ; pourtant peu de mesures ont été prises après 2010. Le projet Cigéo a certes progressé et le comité stratégique de filière a entrepris des actions pour relancer les formations. Mais entretemps la catastrophe de Fukushima est survenue, moins d’un an après la publication du rapport, bouleversant les projets mondiaux de développement nucléaire. Elle n’invalide pas les constats, mais a créé un nouvel état d’esprit qui gèlera ou retardera sur la décennie 2010 plusieurs décisions stratégiques pour l’avenir de la filière.

Dix ans plus tard, ces propos apparaissent d’une actualité plus criante encore.

Un second rapport, commandé en 2011 par le ministre chargé de l’Industrie, de l’Énergie et de l’Économie numérique, M. Éric Besson, à la Commission Énergie et confié à MM. Jacques Percebois et Claude Mandil ([282]), ancien directeur exécutif de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) s’est attaché, quant à lui, à analyser différents scénarios possibles de politique énergétique pour la France à l’horizon 2050.

Le rapport Énergies 2050 est remis en février 2012. Il démontre en particulier que la demande d’électricité nationale devrait croître fortement dans les décennies à venir.

« Tout le monde savait que pour réduire les émissions de gaz à effet de serre, il serait nécessaire d’accentuer la part de l’électrique dans nombre de domaines. Nous travaillions déjà à l’époque sur le dossier des véhicules électriques. Lorsque j’étais secrétaire d’État (entre 2007 et 2009), notamment chargé de la prospective, j’avais piloté un exercice dit France 2025, dont certaines conclusions étaient limpides à ce titre. En 2009-2010, nous savions déjà que la consommation d’électricité allait s’accroître en tendance », commente M. Besson.

Pour ce qui concerne l’énergie nucléaire, le rapport a étudié quatre évolutions différentes de l’électricité en France : la prolongation du parc nucléaire actuel, l’accélération du passage à la troisième génération (voire à la quatrième génération), une réduction progressive du nucléaire et, dernier scénario, son abandon complet dans la production d’électricité en France. Cette dernière hypothèse est une première dans notre pays. Elle donne à voir l’impact psychologique et politique de la catastrophe de Fukushima. Le rapport Énergies 2050 montre qu’il existe plusieurs possibles pourvu que l’on s’en donne les moyens et le temps.

Tout en soulignant la nécessité de « faire de la sobriété et de l’efficacité énergétiques une grande cause nationale », il conclut cependant que « la trajectoire optimale pour notre pays [consiste] à prolonger la durée de vie des centrales existantes aussi longtemps que l’ASN le permettra, à prévoir un petit nombre de réacteurs nucléaires de troisième génération (EPR) pour lisser la production au moment de la fermeture des centrales les plus anciennes, et à préparer l’avenir en poursuivant, au côté du développement des énergies renouvelables, le développement de la génération 4, tout en laissant ouverte la question de la part du nucléaire en 2050 et même en 2030 ». « Celle-ci dépendra de plusieurs facteurs : réussite des politiques de maîtrise de la demande, baisse des coûts des énergies renouvelables, percées technologiques, retour d’expérience sur le fonctionnement des EPR français et étrangers, prix du gaz naturel », précise son introduction.

Le rapport Énergies 2050 déconseille notamment toute fermeture administrative d’une centrale nucléaire qui n’aurait pas été décidée par l’exploitant à la suite des injonctions de l’Autorité de sûreté.

Le rapporteur ne peut que constater ici le manque de continuité de l’État et de considération pour les travaux scientifiques et techniques. Bien qu’émanant de spécialistes reconnus, publié par un centre d’expertise de référence et à la disposition des équipes gouvernementales qui sont arrivées au pouvoir en 2012, il paraît avoir été « oublié » au moment d’examiner le projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte, qui pèsera durablement sur la dynamique de la filière électronucléaire française.

* *

Dans le contexte qui vient d’être rappelé, le marché européen, que les États membres de l’Union européenne veulent ouvrir davantage en ces années 1990, paraît offrir des réponses aux limites du modèle français, des opportunités pour la toute-puissante EDF, à tout le moins des contraintes gérables.

2. Cette illusion surcapacitaire conduit à s’accommoder de l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité

L’Europe s’est construite autour de questions énergétiques, d’abord avec la création, en 1952, du marché commun du charbon et de l’acier au sein de la Communauté européenne du charbon et de l’acier (CECA), et la création, en 1957, de la Communauté européenne de l’énergie atomique (Euratom).

M. Yves Bouvier rappelle également que dans les années 1960 et 1970, on trouve de nombreuses esquisses d’une véritable politique énergétique européenne, sur le modèle de la politique agricole commune. Il était même envisagé de construire des centrales nucléaires européennes au sein d’un réseau organisé à l’échelle européenne pour rationaliser la production énergétique. Ces projets ont été abandonnés, l’une des raisons étant que les pays européens suivent des stratégies énergétiques différentes, voire divergentes. Le Royaume-Uni et les Pays-Bas ont favorisé le gaz naturel, tandis que l’Allemagne a longtemps opté pour le charbon. Et en période de crise économique, chaque pays s’appuie sur ses fondamentaux.

L’article 194 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE) préserve en effet « le droit d’un État membre de déterminer les conditions d’exploitation de ses ressources énergétiques, son choix entre différentes sources d’énergie et la structure générale de son approvisionnement énergétique ». ([283])

Ce même article donne parallèlement à l’Union européenne la responsabilité de : a) assurer le fonctionnement du marché de l’énergie ; b) assurer la sécurité de l’approvisionnement énergétique dans l’Union ; c) promouvoir l’efficacité énergétique et les économies d’énergie ainsi que le développement des énergies nouvelles et renouvelables ; et d) promouvoir l’interconnexion des réseaux énergétiques, « en tenant compte de l’exigence de préserver et d’améliorer l’environnement » au surplus.

Pendant longtemps toutefois, l’énergie est considérée comme faisant partie, à côté des transports et de la distribution d’eau, des secteurs dits « exclus » eu égard à son caractère stratégique pour les économies nationales et vital pour les citoyens, c’est-à-dire que les règles régissant la concurrence n’y étaient pas intégralement appliquées.

Mais, dans les années 1990, alors que la plupart des marchés nationaux de l’électricité et du gaz naturel sont toujours des monopoles régulés, l’Union européenne et les États membres décident d’ouvrir progressivement ces marchés à la concurrence.

Selon l’observateur privilégié qu’a été M. Dominique Maillard, la Commission européenne était déjà convaincue des bienfaits de la concurrence. M. Maillard raconte qu’elle est soutenue sur le sujet par les deux États qui occupaient une place prépondérante au sein de l’Union européenne, la Grande‑Bretagne et l’Allemagne. Selon M. Maillard, la Grande-Bretagne connaissait une organisation comparable à la France avec le Central electric generation Board (CEGB), mais celui-ci ne montrait pas une grande efficacité. Les Anglais l’ont très tôt démantelé et ont libéralisé la production. L’ayant fait chez eux, les Anglais auront alors plaidé en faveur du démantèlement d’EDF. Quant à l’Allemagne, le système fédéral est déjà organisé autour de cinq, puis quatre grands opérateurs ; il leur paraissait donc naturel que davantage d’opérateurs coexistent. M. Yves Bouvier avance même qu’EDF était érigée comme figure d’épouvantail par les industriels et responsables politiques allemands.

En Europe, les Italiens avaient un système comparable à EDF, avec Enel, de même que les Espagnols, mais ces derniers ont plus suivi le mouvement que cherché à constituer avec la France un pôle de défense du statu quo.

Les premières directives de libéralisation (premier paquet Énergie) ont été adoptées en 1996, pour l’électricité, et 1998, pour le gaz. Ces textes, et les suivants, ont pour objectif de construire un « marché intérieur de l’énergie » à l’échelle de l’Union européenne. Cela consiste à passer de plusieurs marchés nationaux fonctionnant indépendamment les uns des autres à un seul marché européen intégré.

Encadré 21 : création du marché européen de l’énergie

La directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et la directive 98/30/CE du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel devaient être transposées dans les systèmes juridiques des États membres aux échéances respectives de 1998 et 2000.

Elles sont finalement remplacées par le deuxième paquet Énergie adopté en 2003.

Au sommet de Lisbonne des 23 et 24 mars 2000, les chefs d’État et de gouvernement ont en effet affirmé leur volonté d’accélérer la libéralisation dans des secteurs tels que le gaz et l’électricité, constatant que la plupart des pays européens sont allés bien au-delà des étapes de libéralisation fixées (notamment les seuils de 30 % du marché de l’électricité et 28 % du marché du gaz en 2000). De fait, dès 2000, le seuil d’ouverture moyen sur le marché européen de l’électricité était de l’ordre de 66 % et de 79 %. pour le gaz – voire 100 % au Royaume-Uni et en Allemagne.

Le Conseil de l’Union européenne du 25 novembre 2002 finit par conclure un accord prévoyant la libéralisation de ces marchés pour les clients non résidentiels au plus tard le 1er juillet 2004, suivie d’une ouverture complète pour tous les clients au plus tard le 1er juillet 2007.

Ces accords sont traduits dans plusieurs textes adoptés en juin 2003, notamment le règlement (CE) n° 1228/2003 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité, la directive 2003/54/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et la directive 2003/55/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel, qui abrogent les précédentes. Elles sont à leur tour remplacées le 13 juillet 2009 par le troisième paquet Énergie, qui constitue encore aujourd’hui le fondement de la mise en œuvre du marché intérieur de l’énergie, avec les textes suivants :

– le règlement (CE) n° 713/2009 instituant une agence de coopération des régulateurs de l’énergie ;

– le règlement (CE) n° 714/2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité (abrogeant le règlement (CE) n° 1228/2003) ;

– le règlement (CE) n° 715/2009 concernant les conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel (abrogeant le règlement (CE) n° 1775/2005) ;

– la directive 2009/72/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité (abrogeant la directive 2003/54/CE) ;

– la directive 2009/73/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel (abrogeant la directive 2003/55/CE).

La première série prévoit la séparation entre la gestion des réseaux de transport (sur des lignes de haute tension ou par des gazoducs à haute pression) et de distribution, d’une part, et les activités de stockage, de fourniture et de production, d’autre part. Cette séparation doit permettre une meilleure concurrence en évitant qu’un opérateur prenne le contrôle de l’ensemble de la chaîne de production et de distribution.

Elle prévoit également la mise en place, dans chaque État membre d’agences de régulation des marchés de l’énergie, qui assurent la surveillance réglementaire des marchés nationaux afin de favoriser leur interconnexion. Ces interconnexions doivent permettre d’accroître la sécurité d’approvisionnement en cas de surcharge ou d’incident sur un marché national.

La coopération entre régulateurs est organisée avec la création d’une agence de coopération des régulateurs de l’énergie.

L’ouverture à la concurrence est surtout actée par la seconde série de textes, qui pose le principe que les consommateurs industriels et particuliers sont désormais libres de choisir leur propre fournisseur de gaz et d’électricité à partir de toute une gamme de concurrents, et affirme la liberté d’établissement pour les producteurs.

S’ils restent des monopoles, les réseaux nationaux de transport et de distribution d’énergie doivent garantir le droit d’accès dans des conditions objectives, transparentes et non discriminatoires pour tous les utilisateurs.

Néanmoins, les État peuvent encore imposer certaines limites techniques aux injections sur les réseaux et imposer des obligations de service public aux nouveaux opérateurs des marchés.

Ces dispositions se fondent sur le postulat que la politique énergétique européenne doit reposer sur trois piliers : la sécurité d’approvisionnement, la préservation de l’environnement et la mise en œuvre de la concurrence – sans toujours s’assurer de la compatibilité entre ces trois objectifs. M. Maillard note ainsi que la concurrence ne garantit pas nécessairement la sécurité d’approvisionnement. En effet, au lieu de chercher à diversifier leurs sources, les différents acteurs, ont eu tendance à se précipiter ensemble sur les pays d’origine les moins onéreux à un moment donné, quitte à se retrouver confrontés à une remontée unilatérale des prix ou un arrêt brutal de la fourniture.

Quoi qu’il en soit, les promoteurs des directives croient aussi que la concurrence aura des effets bénéfiques sur les prix et les innovations.

La construction de l’Europe de l’énergie interroge donc ouvertement les grandes structures étatiques, même si en principe, la propriété des entreprises ne relève pas des compétences conférées à l’Union européenne par les traités.

L’organisation monopolistique retenue en France est particulièrement concernée. Certes, la loi de 1946 relative à la nationalisation de l’énergie a laissé un petit secteur privé, notamment dans le petit hydraulique, où les producteurs indépendants étaient soumis à une limitation de mégawatts ; et la distribution d’énergie peut être opérée par des régies, qui émanent souvent des collectivités locales. Mais le transport est en situation de monopole, et la production d’électricité est largement détenue par EDF.

La France s’attache à défendre son organisation, avec plus ou moins de résistance selon les gouvernements.

Le Président Jacques Chirac avait accepté la directive de 1996 qui fonde l’ouverture du marché de l’électricité, mais ses premiers gouvernements ne se sont pas empressés de la transposer. Et quand intervient le premier texte de transcription en droit interne, la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, dite « loi Pierret », l’ouverture est limitée aux seuls gros consommateurs, protégeant le service public de l’électricité qui assure un tarif unique sur l’ensemble du territoire national ([284]).

M. Lionel Jospin rappelle qu’en mars 2001, au sommet de Stockholm, la France bloque une première fois la fixation d’un calendrier pour la libéralisation complète des marchés de l’énergie. Elle réaffirme son opposition et défend une libéralisation « maîtrisée » au sommet de Barcelone en mars 2002. Mais la France est sur la sellette. Le sommet se conclut par un accord sur l’ouverture à la concurrence des marchés du gaz et de l’électricité d’ici 2004 pour les utilisateurs professionnels. Ce calendrier sera complété par le Conseil de l’Union européenne de novembre 2002 – après l’arrivée d’une nouvelle majorité politique – qui fixe à 2007 l’ouverture des marchés pour tous les consommateurs, ménages compris.

Les responsables français de l’époque ne semblent plus si inquiets à cette perspective.

M. Pierre Gadonneix, président d’EDF de 2004 à 2009, reconnait qu’ils étaient confiants quant à l’ouverture du marché : « Nous étions convaincus qu’EDF en sortirait gagnant, avec les meilleurs tarifs en Europe. » Ils étaient d’environ 30 % inférieurs à ceux de l’Allemagne, se souvient-il.

Le fait que le développement du marché européen offre des perspectives supérieures d’exportation de ses excédents n’est pas sans doute pas non plus étranger à ce sentiment de confiance.

En outre, face à la problématique croissante des pointes de consommation, le renforcement des interconnexions apparaît comme une consolidation de la sécurité d’approvisionnement.

Enfin, M. Jean-Louis Borloo voyait également dans l’arrivée de nouveaux entrants sur le marché français une réponse aux besoins de capacités supplémentaires.

Toutefois, la Commission européenne et les pays qui ont ouvert le plus largement leurs marchés considèrent que la persistance de monopoles provoque des distorsions de concurrence, d’autant plus que la libéralisation des marchés a surtout accéléré la concentration du secteur entre les mains de quelques groupes, dont EDF, dans la première moitié des années 2000. Le fait pour une entreprise de détenir une clientèle captive dans un État membre, et donc l’assurance de revenus, facilite en effet son développement sur d’autres marchés nationaux, par le biais d’acquisitions.

La contrariété de voir un champion étranger s’implanter sur son marché national et les difficultés réciproques à s’installer sur un marché dominé par des entreprises en position de quasi-monopole ont vraisemblablement joué dans les pressions mises sur les États moins avancés dans l’ouverture. Cela concerne particulièrement EDF qui est le premier producteur d’électricité d’Europe. M. Philippe de Ladoucette, président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) de 2006 à 2017, rappelle qu’entre les années 1995 et 2000, de nombreux colloques européens traduisaient une forme d’agacement vis-à-vis de son extension et du fait qu’il était impossible de pénétrer le marché français.

De fait, en France au 1er juin 2005, bien que 70 % des marchés nationaux soient théoriquement ouverts à la concurrence depuis près d’un an, Gaz de France détenait encore 82 % du marché du gaz et EDF 86 % du marché de l’électricité.

Par ailleurs, le choix français d’un mix électrique où le nucléaire prévaut largement n’est pas partagé par la majorité des pays européens ([285]), en particulier par l’Allemagne que la coalition SPD-Verts parvenue au pouvoir au mois d’octobre 1998 a engagée vers une sortie progressive du nucléaire. Quant au Royaume-Uni, il vient de découvrir d’importants gisements pétroliers et sa privatisation du secteur énergétique a conduit à l’abandon de fait de tout projet de construction depuis la fin des années 1990 jusqu’au début des années 2010. La suspicion à l’égard du nucléaire est par ailleurs assez répandue dans les opinions publiques européennes encore marquées par l’accident nucléaire de Tchernobyl en 1986. On peut donc penser que le sort du champion nucléaire français n’émeut guère, d’autant moins que la décarbonation de la production électrique n’est pas encore un sujet prioritaire à l’époque.

La France est ainsi fortement incitée à faire évoluer l’organisation de son secteur de l’énergie tout au long des années 2000.

a. L’ouverture du capital d’EDF et GDF

La loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières vise en premier lieu à adapter en droit français deux principes issus des directives européennes :

– l’indépendance de gestion des opérateurs des réseaux de transport et de distribution, en créant des filiales dédiées. Pour conserver le caractère intégré des groupes EDF et GDF (Gaz de France), ces filiales sont intégralement détenues par EDF et GDF ou par l’État ou tout autre entreprise du secteur public ;

– et un accès des tiers, transparent et non discriminatoire, aux réseaux de transport et de distribution.

Cette réorganisation des gestionnaires de réseaux ne semble pas avoir posé de problèmes autrement que politiques. D’autant que la loi réaffirme la préservation des services publics de l’électricité et du gaz et le principe de péréquation tarifaire en matière d’électricité.

La loi de 2004 s’attache plus fondamentalement à transformer les établissements publics industriels et commerciaux EDF et Gaz de France, en sociétés dont le capital peut être ouvert jusqu’à 30 % à d’autres actionnaires que l’État (article 24).

Cette évolution vise à abroger le principe de spécialité qui cantonnait les activités des deux entreprises à la fourniture d’énergie et leur interdisait de commercialiser des services associés. Elle doit permettre, selon la présentation initiale du ministre de l’Économie, des finances et de l’industrie, Thierry Breton, aux deux entreprises de « lutter à armes égales avec leurs concurrents européens » et « de développer et diversifier leurs activités de commercialisation tant sur le territoire français qu’à l’étranger et tout particulièrement sur le marché intérieur européen ». Les missions de service public qui incombent à EDF et Gaz de France feront l’objet d’un contrat signé avec l’État.

Tout en rappelant les forces des deux entreprises et le grand attachement des Français pour leurs champions, le Député Jean-Claude Lenoir, rapporteur du texte, explique que : « la notion de marché européen unique n’est (…) pas compatible avec le maintien des monopoles d’État que constituaient jusqu’à présent EDF et GDF. Le statu quo est donc impossible. (…) Des adaptations sont nécessaires pour ouvrir notre marché à la concurrence. Mais ces adaptations ne nous imposent en rien de remettre en cause les valeurs auxquelles nous sommes légitimement attachés et qui ont forgé la réussite de notre système électrique et gazier ». « Tirant les leçons [de la dérégulation en Grande-Bretagne ou aux États-Unis, la Commission européenne] est très attachée aujourd’hui à ce que l’ouverture à la concurrence soit régulée et ne soit pas exclusivement guidée par les impératifs du marché. Les dernières directives (…) du 26 juin 2003 - qu’il s’agit aujourd’hui de transposer dans le droit français - imposent ainsi aux États membres de fixer des règles précises en matière de régulation, d’obligations de service public, de protection des consommateurs, de sécurité d’approvisionnement et de sûreté du système électrique ». ([286])

Cette réforme est présentée comme une opportunité industrielle : « il s’agit de faire d’EDF et de GDF, champions français d’aujourd’hui, les champions européens de demain ». Or, « ces entreprises sont aujourd’hui des établissements publics intervenant sur des marchés concurrentiels. Cette situation rend nécessaires des investissements et contraint leur financement. [Outre des besoins de financement propres] ce nouveau contexte rend (…) nécessaires des investissements parce qu’il impose aux entreprises de se développer ou de péricliter. Il faut, en effet, bien comprendre que des opérateurs historiques confrontés à l’ouverture à la concurrence de leurs marchés, sur lesquels ils étaient par définition en situation de monopole, ne peuvent que perdre des parts de marché sur ceux-ci. Sur des marchés relativement peu dynamiques (à la différence, par exemple, du secteur des télécommunications), cette perte de parts de marché conduit mécaniquement à un recul du chiffre d’affaires. » D’un autre côté, leur statut d’établissements publics ne leur permet que de s’autofinancer, de recevoir des dotations de l’État, dans la mesure où elles ne sont pas requalifiées en aides de l’État, ou de s’endetter, mais EDF l’est déjà avec une dette nette représentant 1,3 fois ses fonds propres.

EDF devient donc une société anonyme à capitaux publics le 19 novembre 2004. Le 21 novembre 2005, elle introduit 15 % de son capital à la Bourse de Paris. Deux ans plus tard, l’État vend 2,5 % de son capital. Au 31 décembre 2020, le capital est encore détenu à 83,68 % par l’État, à 14,94 % par le public (institutionnels pour 12,97 % et les particuliers pour 1,97 %), à 1,36 % par les salariés d’EDF et à 0,02 % par EDF.

Le processus ira plus loin s’agissant de GDF. Le 7 avril 2004, devant l’Assemblée nationale, M. Nicolas Sarkozy, alors ministre de l’Économie du gouvernement de M. Jean-Pierre Raffarin, assurait que « EDF-GDF ne sera pas privatisée, ni aujourd’hui, ni demain. Le gouvernement de la France veut que l’État conserve la majorité des parts de cette grande entreprise. Nous en débattrons d’ailleurs puisque la loi fixera un seuil minimum ». Ce seuil a été fixé à 70 % par la loi du 9 août 2004 et l’entreprise est introduite en bourse le 6 juillet 2005. Mais dès le 25 février 2006, officiellement pour contrer la menace d’une offre publique d’achat hostile de l’Italien Enel sur le groupe privé Suez, le gouvernement du nouveau premier ministre Dominique de Villepin annonce la fusion de GDF avec Suez. Après dix-huit mois d’opposition des syndicats comme de nombreux élus, qui voient dans cette fusion une privatisation du groupe gazier, la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie autorise cette opération (article 39), en l’accompagnant de diverses dispositions poursuivant la transposition des directives européennes et sécurisant le système tarifaire gazier. ([287])

EDF reste donc le grand champion national de l’électricité. Mais son nouveau statut de droit privé marque un net tournant international à partir de 2005.

Or, si cette évolution est dans la logique de la réforme de 2004, les observateurs sont amenés à s’inquiéter d’une persistance à sous-dimensionner ses investissements dans la maintenance – sans sacrifier la sûreté toutefois –, malgré l’apport des capitaux que son ouverture de capital lui a apportés, jusqu’à ce qu’on lui demande de rééquilibrer ses investissements à la fin des années 2000.

Encadré 22 : introduction en bourse d’EDF

À la veille des années 2010, on constatait un relatif sous‑investissement dans l’outil de production français ([288]). Auditionné par la commission des Affaires économiques, de l’environnement et du territoire de l’Assemblée nationale, le président-directeur général d’EDF, M. Pierre Gadonneix, déclarait le 10 décembre 2008 : « Il est devenu urgent pour EDF de relancer rapidement et massivement les investissements. Ces derniers ont connu, pendant dix ou quinze ans, un ralentissement très important, accompagné d’une baisse tarifaire. Cela n’a été possible – je ne dis pas que c’était souhaitable – que parce que nous avions des capacités de production excédentaires. Elles ne le sont plus et sont même devenues problématiques en 2005. ».

Pour autant, l’introduction en bourse d’EDF en 2005 n’a pas marqué un retour immédiat de ses investissements nationaux. Ce n’est qu’à partir de 2007 qu’EDF a commencé à mobiliser davantage de moyens pour rattraper, très progressivement, son retard.

À l’occasion de son examen des comptes et de la gestion d’EDF de 2003 à 2008 ([289]), la Cour des comptes en était venue à s’interroger sur certains arbitrages stratégiques et financiers du groupe industriel qui auront pesé à l’époque sur les capacités de l’entreprise à faire face à ses responsabilités intérieures.

À partir de 2005, les priorités du groupe ont pris un tournant clairement international, avec le résultat qu’en quelques années, l’entreprise réalisait près de la moitié de son chiffre d’affaires hors de France. La conquête de ces parts de marché mondial apparaissait nécessaire pour contrer la menace pour EDF de perdre des parts sur son marché historique français avec son ouverture à la concurrence communautaire, complète à partir de 2007. L’entreprise mettait aussi en avant la nécessité de maintenir et valoriser l’expérience de ses équipes en matière nucléaire et leur savoir-faire d’architecte ensemblier et exploitant de centrales de 3ème génération, alors que l’essentiel du parc français est déjà construit. Cette recherche de relais de croissance et de synergies externes est notamment passée par la prise de contrôle d’énergéticiens d’autres pays ou des projets de développement – avec plus ou moins de succès.

Les ambitions internationales d’EDF sont légitimes, comme ses préoccupations de rentabilité financière, mais les rapporteurs de 2012 rappelaient que « le groupe, détenu à 84 % par l’État, exerce une activité relevant d’un domaine quasi-régalien puisqu’elle touche à l’indépendance énergétique et à la protection des populations contre un risque industriel pouvant être potentiellement de grande ampleur. (…) Elle se doit donc d’assurer un service public dans les meilleures conditions pour la population nationale, mais aussi d’en accompagner les évolutions nécessaires dans un calendrier optimal. »

Car ce ralentissement des dépenses de maintenance lourde, lorsque les centrales ont commencé à atteindre une durée de fonctionnement d’une quinzaine ou vingtaine d’années, a été source d’avaries et eu un impact sur les capacités de production du groupe. Le taux de disponibilité des centrales nucléaires a ainsi perdu 10 points entre 2006 et 2010. Début 2011, le nouveau président-directeur général d’EDF reconnaissait encore que : « la majorité des tranches va prochainement franchir le cap décisif des trente ans, ce qui, dans une industrie lourde comme la nôtre, correspond au renouvellement des gros composants. […] Nous avons pris du retard en la matière. Celui-ci est sans impact sur la sûreté mais occasionne de sévères avaries et grève nos performances. ».

Le sujet était d’autant plus stratégique que l’on parlait déjà de l’hypothèse d’un allongement de la durée de vie des centrales.

En tout état de cause, aujourd’hui, la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) du ministère de la transition énergétique constate qu’« EDF exerce ses responsabilités d’exploitant du parc de réacteurs nucléaires français, y compris en matière de sûreté nucléaire et de radioprotection, en effectuant des opérations de maintenance et d’amélioration de sûreté de grande ampleur, qui se déroulent en particulier depuis plus de dix ans ». Au-delà de l’enjeu du maintien du niveau de rendement des installations que ces arbitrages entre l’international et le national semblent avoir laissé se dégrader, Mme Corinne Lepage dénonce aussi le fait que ces investissements massifs à l’étranger auront abouti « à peu de choses » et qu’ils n’ont pas empêché l’entreprise de perdre en compétences.

Pour sa part, M. Philippe Page Le Mérour, secrétaire du Comité social et économique central d’EDF ([290]), reproche à la réforme d’avoir incité EDF à privilégier une logique de rentabilisation plutôt que de poursuivre ses investissements sur les réseaux, l’hydraulique et le nucléaire.

« Particulièrement inquiétante », la dette actuelle du groupe résulterait, selon lui, pour un tiers « des paris parfois insensés des dirigeants d’EDF à l’international » et pour un autre tiers du dispositif de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH, voir plus loin).

L’évolution de la dette du groupe EDF, rappelée dans l’annexe 4, montre que celle-ci avait fortement progressé bien avant l’instauration de l’ARENH en 2011. Elle avait même atteint 42,5 Md€ en 2009. Elle était redescendue à 34,4 Md€ en 2010 et a varié ensuite, sans jamais retrouver son niveau de 2009 jusqu’en 2020.

Il est toutefois impossible de distinguer dans l’endettement d’EDF et ses évolutions les parts imputables, respectivement, à ses investissements internationaux, à ses investissements dans le parc français et au fonctionnement de l’ARENH. EDF a indiqué au rapporteur ne pas être en mesure de calculer le montant de son endettement lié à l’ARENH.

b. L’émergence du dossier des concessions hydroélectriques

La première partie du présent rapport fait le point sur la question encore en suspens entre la France et la Commission européenne des conditions du renouvellement des concessions hydroélectriques (remise en concurrence ou quasi‑régie). Faute d’avoir tranché, un certain nombre de concessions arrivées à échéance depuis 2003 n’ont pas encore été renouvelées. La poursuite de leur exploitation reste autorisée sous le régime des « délais glissants », mais l’incertitude sur leur avenir amène leurs exploitants à minimiser au strict nécessaire leurs investissements dans ces concessions, comme dans toutes celles dont l’échéance se rapproche.

Cette situation limite en particulier les investissements dans l’optimisation des capacités de production de la filière hydraulique. Toutefois l’inquiétude est forte parmi les élus, locaux et nationaux, et nos compatriotes de perdre une partie de l’autonomie électrique du pays (la filière assure 14 % du mix) si des entreprises étrangères remportaient ces concessions à l’occasion de leur remise en concurrence.

Quand bien même le régime des concessions préserve la propriété de l’État sur les barrages et que leur exploitation se fait dans le cadre donné par celui‑ci, il est notamment difficile d’imposer une gestion coordonnée des différents usages de l’eau à des exploitants différents qui interviendraient dans une zone, a fortiori un même bassin versant.

Or, si la Commission européenne n’a mis la France en demeure de régler le dossier qu’à partir de 2015, le gouvernement de M. François Fillon avait envisagé la remise en concurrence de ces concessions dès juillet 2008.

Interrogé, M. Jean-Louis Borloo a répondu qu’en s’inscrivant dans le cadre du marché européen, on devait laisser sa place à la concurrence. Même en droit français, il n’y a pas de concession perpétuelle, à plus forte raison quand il s’agit d’une entreprise privée.

En outre, une première bataille avait eu lieu avec la Compagnie nationale du Rhône (CNR). « Nous souhaitions nous mettre en conformité. La pression de la Commission européenne était d’ailleurs réelle, tout autant qu’aujourd’hui. Nous avons donc préparé un décret, préparant la procédure de mise en concurrence, mais sans en déclencher aucune. Le chantier est resté en l’état. Pour être honnête, il s’agissait d’une manière de gagner du temps. » De fait, aucune décision n’a été prise ensuite, dans un sens ou dans un autre, pour régler ce dossier.

M. Jacques Percebois note que la Commission européenne aurait d’ailleurs tiré prétexte du désaccord sur les concessions hydrauliques pour empêcher la parution du décret sur l’application de l’ARENH en 2015.

Le rapporteur estime qu’une telle absence de décision, et la mise en place de cette situation ont fragilisé durablement le parc hydroélectrique et ses investissements sur lesquels pesaient une épée de Damoclès, qui n’a fait que s’accentuer avec le temps et les mises en demeure de la Commission européenne.

c. La remise en cause de la position dominante d’EDF par la loi NOME de 2010 et l’instauration de l’ARENH

Les choix qui seront faits dans la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité, dite loi NOME, ont été fortement déterminés par le contexte des années qui précèdent.

D’abord, la Commission européenne avait ouvert deux procédures d’infraction contre la France. La première, engagée pour défaut de transposition de la directive de 2003, était soutenue par le Conseil constitutionnel dans une décision de 2006.

La seconde considérait que les tarifs réglementés d’achat d’électricité dont bénéficiaient les entreprises ayant des consommations importantes ou moyennes (tarifs jaunes et verts) constituaient des aides d’État contraire au droit européen. La confirmation de cette procédure aurait impliqué le remboursement par les bénéficiaire de l’ensemble de l’« aide » perçue. On parlait alors de milliards d’euros pour l’industrie française.

Le Gouvernement devait donc conjuguer des intérêts parfois divergents, se souvient M. Borloo, entre la volonté de protéger les entreprises électro-intensives de cette menace, celle de continuer à faire bénéficier les consommateur français de la compétitivité du parc nucléaire – qui produit une électricité moins chère que les prix du marché ([291]) – l’intérêt de favoriser le développement des interconnexions grâce à une intégration plus poussée du marché européen et celui de voir arriver de nouveaux entrants sur notre marché pour couvrir les pointes de consommation.

L’intégrité du groupe EDF se jouait aussi dans la bonne volonté de la France à respecter le jeu de la concurrence. Or, le marché français ne semblait pas évoluer assez vite au goût de ses concurrents. Auditionné par la Commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale le 12 mai 2010, soit trois ans après l’ouverture complète du marché de l’électricité, M. Philippe de Ladoucette relevait que sur 35 millions de sites de consommation (pour 449 TWh annuels), environ 1,5 million de sites résidentiels étaient passés à la concurrence (pour une consommation de 7 TWh) et 750 000 sites non résidentiels (représentant une consommation de l’ordre de 140 TWh) étaient en offre de marché, mais plus de la moitié de cette consommation était vendue au tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché (TaRTAM), dont 60 % environ par EDF.

Une période de prix de marché très élevés avait en effet conduit le Gouvernement, avant 2007, à revenir en urgence – et à titre d’autant plus provisoire que cela s’était fait sans concertation avec la Commission européenne - à une forme de tarif réglementé, le TaRTAM, pour protéger les consommateurs industriels. Celui-ci devait arriver à échéance en 2010.

L’ensemble de ces évènements a conduit le Gouvernement à mettre en place en 2008 la « commission Champsaur », constituée de deux parlementaires et de trois économistes, pour réfléchir à la manière de répondre à cette situation.

La Commission Champsaur a étudié plusieurs pistes. Elle a écarté les pistes que représentaient la sortie du marché européen, le démantèlement d’EDF et la vente directe sur le marché associée à une taxation de la rente pour la redistribuer.

Dans la mesure où plusieurs acteurs (GDF-Suez, ENEL, EON, etc.), annonçaient à l’époque envisager d’investir dans le nucléaire, le choix a été fait d’un dispositif provisoire d’une quinzaine d’années permettant de céder aux concurrents d’EDF des volumes d’électricité au coût complet du parc nucléaire. La Commission a proposé que ce volume soit plafonné à un total de 100 TWh par an, ce qui représentait environ 20 %, de la production d’alors.

Encadré 23 : la commission Champsaur

La Commission Champsaur a également étudié différents modèles de calcul du prix de vente :

– Le coût de renouvellement de long terme était le plus logique dans une démarche de renouvellement. Mais cette possibilité a été écartée car le renouvellement était lointain et le dispositif de régulation transitoire ;

– Le modèle de rémunération de base d’actifs pouvait être envisagée. Il s’agit de prendre une base d’actifs et de la rémunérer. Mais cette démarche était difficile à mettre en place car le parc avait été en grande partie remboursé dans les années quatre-vingt-dix. Une réévaluation conventionnelle de la base d’actifs était nécessaire, mais elle était difficilement justifiable ;

– La troisième méthode, qui a été retenue, était celle des coûts courants économiques.

L’idée était de couvrir l’ensemble des coûts d’EDF pendant la période de régulation (d’exploitation, d’amortissement, de démantèlement ainsi que les réparations importantes, les investissements dans l’allongement de durée de vie, à savoir le grand carénage, et les investissements réalisés après Fukushima). À la base, ce modèle était assez confortable pour EDF car, en principe, tout devait être payé sur la période de régulation, alors même que l’allongement de la durée de vie allait s’étaler sur 10 ou 20 ans.

En revanche, l’ARENH ne devait pas traiter le nouveau nucléaire. M. Pierre-Marie Abadie, qui fut directeur de l’énergie au ministère de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie de 2008 à 2014, explique que le mécanisme de couverture des futurs réacteurs était encore à l’étude. Une des pistes envisagées était notamment celle des « contracts for difference » retenue par le Royaume-Uni pour Hinkley point.

La loi prévoyait par ailleurs la possibilité de signer des contrats de long terme qui partageraient les risques entre EDF et les signataires, afin d’obtenir un prix moins cher que le prix régulé qui ne supporte aucun risque.

Enfin, les accès au nucléaire sont fixés en fonction des parts du marché national des concurrents d’EDF. Cette démarche permet de s’assurer que le courant obtenu à un prix ARENH est bien destiné à des consommateurs français. Dans le cas contraire, un correctif, dit complément de prix, permet de récupérer l’avantage transféré.

Ainsi, dans la conception initiale du dispositif :

– la « rente infra-marginale » n’est pas transférée d’EDF vers ses concurrents, mais bien vers les consommateurs français ;

– les coûts d’EDF devaient être intégralement couverts par la méthode de calcul du prix de l’ARENH ;

– mais le renouvellement du parc, dont la perspective était encore lointaine, devait être financé par d’autres dispositifs encore à définir.

En tout état de cause, ce dispositif qui deviendra l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique, ou ARENH, est une initiative française, que son approbation par la Commission européenne – à la condition expresse qu’il soit provisoire – a permis de lever les procédures en cours.

La loi NOME du 7 décembre 2010 est directement issue de ces travaux. Elle réorganise le marché français de l’électricité pour permettre son ouverture effective et encourager la venue de fournisseurs alternatifs en leur assurant un accès à l’électricité nucléaire historique (ARENH) à des conditions économiques équivalentes à celles dont bénéficie EDF, tout en visant à préserver, à la fois, des prix compétitifs en France pour les consommateurs finals et le financement présent et à venir du parc électronucléaire existant.

Dans cette optique, la loi NOME impose à EDF de céder une partie de sa production nucléaire à la concurrence à un prix défini par arrêté, dit tarif ARENH. Le dispositif est encadré à différents niveaux :

– l’électricité concernée est la « part d’électricité fournie correspondant à la production des centrales fonctionnant en permanence à l’exception des périodes d’arrêt pour maintenance » et le volume à céder est plafonné à 100 TWh par an.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) est chargée de contrôler le partage des volumes d’électricité entre les différents fournisseurs. Celui-ci se fait d’après leurs prévisions dans un premier temps, puis sur les volumes réellement vendus à des clients résidentiels. Pour éviter les effets d’aubaine, un complément de prix leur est demandé si les volumes reçus s’avèrent supérieurs à la réalité de leurs besoins ;

– la loi ne fixe pas un tarif, mais une modalité de fixation de prix. Celui-ci est censé représenter le coût complet de production. Il doit « assurer une juste rémunération à Électricité de France » en tenant compte de l’addition, notamment, des coûts d’exploitation, des coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l’extension de la durée de l’autorisation d’exploitation, et des coûts prévisionnels liés à la gestion durable des matières et déchets radioactifs et aux opérations de démantèlement.

La commission Champsaur avait suggéré dans un premier temps un prix à 32 ou 34 euros le mégawattheure. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) proposait un tarif à 36 ou 38 euros. À la suite du débat parlementaire, ce tarif a été fixé à 40 euros – le prix plancher pour EDF, selon M. Éric Besson –, augmenté à 42 euros en 2012, après l’incident de Fukushima, pour tenir compte des coûts induits par les exigences de sûreté. M. Besson se souvient des critiques de l’époque qui y voyaient un « cadeau » fait à EDF.

La CRE elle-même ne fixe pas le prix : elle donne un avis.

En outre, la loi prévoyait que trois ans après sa promulgation, un décret définirait la méthode de calcul employée par la CRE pour les évolutions annuelles de l’ARENH ;

– Pour renforcer la sécurité d’approvisionnement de la France, « chaque fournisseur d’électricité doit disposer de garanties directes ou indirectes de capacités d’effacement de consommation ([292]) et de production d’électricité pouvant être mises en œuvre pour satisfaire l’équilibre entre la production et la consommation sur le territoire métropolitain continental » (article 6, loi NOME). À défaut, le fournisseur risque une sanction pécuniaire, voire la suspension immédiate de son autorisation à revendre de l’électricité en France.

Le rapporteur relève que l’exigence inscrite à l’article 6 de la loi NOME a laissé un choix très confortable aux fournisseurs alternatifs, qui ont pu se contenter d’apporter des garanties d’effacement, sans développer de nouvelles capacités de production. Ce qui fut systématiquement le cas pendant longtemps. Ce n’est que très récemment que de grands groupes comme Total (devenu TotalÉnergies) ont commencé à investir dans de nouvelles installations de production. Le rapporteur déplore que la loi qui a créé le dispositif ARENH n’ait pas défini un minimum d’obligations productives en contrepartie d’un dispositif très avantageux et peu contraignant par ailleurs (voir les parties suivantes sur les problèmes posés par ce dispositif)

La loi prévoit plus généralement la sanction de tout abus du droit d’ARENH ;

– Mis en œuvre à partir du 1er juillet 2011, le dispositif s’achève au 21 décembre 2025, mais peut aussi être suspendu « en cas de circonstances exceptionnelles affectant les centrales » ;

– Enfin, le dispositif devait être réévalué avant le 31 décembre 2015 puis tous les cinq ans.

Parallèlement à la définition du cadre de l’ARENH, la loi NOME comporte des dispositions relatives à la sécurité de l’approvisionnement énergétique, aux tarifs réglementés ainsi qu’à la composition et aux missions de la CRE.

Elle réaffirme en particulier que tous les consommateurs peuvent choisir des offres émanant de différents fournisseurs, tout en confortant les tarifs de vente réglementés pour les petits consommateurs (que seul EDF peut proposer puisqu’il a signé un contrat de service public avec l’État). En revanche, les tarifs jaune et vert doivent être supprimés d’ici 2015 et laisser la place à des offres de marché.

Quand la Cour des comptes a évalué le dispositif de l’ARENH en 2017, elle l’a qualifié de « dispositif de compromis », ce que MM. Borloo et Besson reconnaissent pleinement.

M. Borloo souligne à raison que pendant plusieurs années, le dispositif n’a pas vraiment suscité de débats, car les fournisseurs alternatifs y avaient peu recours en raison de prix de l’électricité inférieurs sur le marché de gros. La situation s’est compliquée plus tard, révélant une régulation du dispositif plus chaotique que prévu.

Quant à EDF, les responsables politiques étaient avant tout préoccupés de protéger son monopole sur le parc nucléaire existant tout en satisfaisant aux obligations communautaires auxquelles la France avait souscrit.

Ils considéraient en outre avoir bien traité l’entreprise en fixant le tarif à 42 €/MWh. M. Besson rappelle qu’au demeurant, de nombreux experts pensaient qu’EDF, grâce à sa puissance installée et au prix marginal compétitif du parc nucléaire, pouvait être l’un des grands gagnants du développement des interconnexions favorisé par l’ouverture des marchés. « Aucun d’entre nous n’aurait accepté un dispositif qui aurait eu pour objectif de fragiliser EDF. »

Cela n’a pas empêché les dirigeants successifs d’EDF de dénoncer ce qu’ils voyaient comme « une subvention à ses concurrents » (M. Pierre Gadonneix lors de son audition par la commission d’enquête), un cadeau fait « à des traders et non des industriels » (M. Henri Proglio ([293])).

Auditionné par la commission des Affaires économiques de l’Assemblée nationale à l’occasion de l’examen du projet de loi, M. Proglio avait notamment souligné la nécessité de prendre en compte les enjeux industriels et alerté les élus que « seule la perspective d’une réduction programmée (des volumes d’électricité auxquels auront accès les fournisseurs alternatifs) peut les inciter à développer leur propre approvisionnement, soit par l’investissement direct, soit par des accords industriels avec d’autres fournisseurs. S’il ne devait pas en être ainsi, l’ensemble du système électrique serait dans une impasse – aucun opérateur n’ayant intérêt à investir – et la sécurité d’approvisionnement de notre pays en péril ».

d. Un « market design » inadapté au nucléaire

M. Pierre-Marie Abadie explique qu’à l’époque, la construction du marché européen de l’électricité était vue sous la forme d’une concurrence entre des producteurs thermiques – opérant des centrales à charbon ou au gaz – lesquels ont un rapport entre CAPEX et OPEX relativement similaire.

Un « market design » vise à mettre en place le meilleur mécanisme d’allocation des moyens de production à court terme. Celui-ci sur lequel s’est appuyé le processus d’intégration des marchés européens s’est logiquement référé à la tarification au coût marginal (le marché fonctionnant au coût marginal de la dernière unité appelée), qui est un moyen efficace pour sélectionner la meilleure unité à appeler dans un système nécessitant peu de CAPEX. L’investissement est réalisé dans des centrales thermiques relativement faciles à développer.

Si les renouvelables étaient encore hors marché, car financées par des tarifs prédéterminés ou des appels d’offres, le nucléaire, qui mobilise beaucoup de CAPEX mais peu d’OPEX, constituait selon les mots de M. Abadie une « pièce étrange » dans ce cadre : ses spécificités n’étaient pas du tout prises en compte, son prix compétitif non plus.

Cela a néanmoins fonctionné quelques années. Mais le contexte a changé depuis. Les capacités renouvelables, qui sont essentiellement des CAPEX, sans OPEX, ont pris une place significative dans le système électrique européen. Les messages prix renvoyés par le marché n’ont plus la même pertinence, du moins pas la même signification, et ne permettent plus de rémunérer les investissements à leur juste valeur.

B. De nouveaux objectifs émergent, sans leviers industriels

1. Les premiers objectifs d’efficacité énergétique et d’énergies renouvelables apparaissent

Les gouvernements français ont commencé à mener des politiques d’économies d’énergie dès les années 1970. Après le premier choc pétrolier, maîtriser sa demande et réduire ses importations en énergies fossiles, alors qu’elles étaient le moteur de nos économies et de notre confort depuis la révolution industrielle, étaient en effet un enjeu de souveraineté.

L’Agence française pour la maîtrise de l’énergie (AFME) – qui deviendra l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) en 1991 – est créée en 1982. Elle assure une communication importante autour des gestes du quotidien, avec des slogans dont on se souvient encore : « On n’a pas de pétrole mais on a des idées » ; on se proposait aussi de « chasser le gaspi ».

Mais les prix ont ensuite retrouvé des niveaux supportables et le développement du nucléaire a apporté une solution de substitution plus vertueuse du point de vue des pollutions atmosphériques, et abondante. Les efforts ont rapidement été oubliés car la dimension environnementale était peu perçue. L’électricité n’était pas rationnée, les ressources d’énergie fossile semblaient immenses, et les conséquences de leur consommation sur le climat encore invisibles aux populations.

Les impacts de certaines formes d’énergie sur l’air n’étaient pas ignorés mais ces sujets n’étaient pas encore une priorité. Quant au phénomène des gaz à effet de serre (GES), il était connu des physiciens depuis la fin du XIXe siècle, mais la possibilité que les émissions liées à l’énergie et à l’activité humaine bouleversent le climat a été comprise très tardivement et demeurait controversée.

La création du GIEC ([294]) en 1988, la première conférence internationale sur le changement climatique à La Haye en 1989, le Sommet de la Terre de Rio et l’adoption de la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (CCNUCC), qui a pour but de stabiliser la concentration des gaz à effet de serre dans l’atmosphère à un niveau empêchant toute perturbation dangereuse du système climatique pour l’homme, puis le protocole de Kyoto signé en 1997 (entré en vigueur seulement en 2005) changent peu à peu le paradigme des politiques publiques.

Ces engagements vont fonder la mise en place de nouvelles politiques de lutte pour le climat en Europe et en France. Mais l’évolution des priorités est plus générale. M. Yves Bouvier observe que les années 1990 et 2000 marquent l’apparition d’une forme de prépondérance de l’environnement dans les débats sur l’énergie. Les consommations et ses émissions de carbone, plutôt que son utilité économique, seraient même devenues la mesure de l’énergie selon lui.

Le détachement de l’énergie du ministère de l’industrie ou de l’économie pour être rattaché au ministère de l’environnement dès 2007 serait l’illustration de cette évolution des opinions.

a. L’adoption du Paquet Énergie-climat européen

Le protocole de Kyoto est ratifié par l’Union européenne en 2002. Celle-ci a un objectif collectif de réduction de 8 % des gaz à effet de serre.

Dès après le Sommet de Kyoto, les instances européennes s’attachent à mettre en place un marché européen des droits d’émission, qui correspond à l’un des trois mécanismes de « flexibilité » admis par le protocole de Kyoto et constitue aujourd’hui l’instrument principal de sa politique climatique.

Le système communautaire d’échange de quotas d’émission (SEQE-UE ([295])) est établi par la directive 2003/87/CE du 13 octobre 2003 afin de « favoriser la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans des conditions économiquement efficaces et performantes » (article premier). Il met en place une limitation des gaz à émettre par secteurs d’activités et un marché – une bourse d’échanges – du carbone, où chaque entreprise peut acheter ou vendre des quotas d’émission. Lors de la première période (2005-2007) le système est limité aux installations industrielles les plus polluantes, mais cela comprend aussi les installations de combustion comme les centrales à charbon, ce qui renchérit leurs coûts de fonctionnement.

Ce dispositif est complété par l’adoption, le 12 décembre 2008, du plan d’actions de l’Union européenne pour une politique commune en matière d’énergie et de lutte contre le changement climatique. Il s’agit de réaliser l’objectif « 20‑20‑20 » (ou « 3x20 »), à savoir faire passer la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique européen à 20 %, réduire de 20 % les émissions de CO2 des pays de l’Union et accroître l’efficacité énergétique de 20 % d’ici à 2020.

En 2017, la Cour des comptes européenne a réalisé un premier bilan des politiques communautaires dans les domaines de l’énergie et du climat, relevant notamment les obstacles rencontrés dans leur mise en œuvre. Elle a malgré tout observé une croissance rapide des industries des énergies renouvelables en Europe et une baisse significative des coûts. Et de fait, Eurostat relève que l’Union européenne a atteint son objectif d’atteindre au moins 20 % d’énergies renouvelables dans sa consommation finale d’énergie en 2020, avec un taux moyen de 22,1 %.

En matière d’efficacité énergétique en revanche, la Cour des comptes européennes constatait d’importants retards dans l’atteinte des objectifs, faute notamment de contrainte. Ainsi encore 75 % des bâtiments de l’Union européenne n’étaient pas économes en énergie en 2017.

b. L’affirmation des premières ambitions françaises en matière de performance énergétique et d’énergies renouvelables

En France, dès 1989, un groupe technique interministériel est constitué pour réfléchir à un programme d’action contre l’effet de serre. Il sera remplacé en 1992 par la Mission interministérielle sur l’effet de serre (MIES). Notre pays se construit ainsi une réflexion sur la problématique et se trouve en mesure de présenter en 1993 à la Commission européenne les premiers éléments d’un programme français de lutte contre l’effet de serre qui s’appuie déjà sur les économies d’énergie, une taxe sur les carburants, la sensibilisation aux économies d’énergie et à l’efficacité énergétique, ainsi que sur le développement d’un parc nucléaire.

Ils ne sont toutefois pas encore suivis de mesures concrètes. Le nouveau gouvernement de M. Alain Juppé fait tout de même adopter la loi n° 96-1236 du 30 décembre 1996 sur l’air et l’utilisation rationnelle de l’énergie, dite « loi LAURE » ou « loi Lepage » du nom de sa ministre de l’Environnement, qui s’inscrit dans une certaine continuité même si elle cible la qualité de l’air plutôt que les émissions de GES.

De fait, cette loi est le point de départ de la protection de la qualité de l’air en France. Consacrant le droit de chacun « à respirer un air qui ne nuise pas à sa santé » (article premier), elle définissait une politique visant à prévenir, réduire et supprimer les pollutions atmosphériques, notamment celles qui peuvent influer sur les changements climatiques. Et pour ce faire, elle subordonnait à ce but l’économie et l’utilisation rationnelle de l’énergie. Même si elles n’étaient pas le cœur de la loi, une série de mesures était prévue pour réduire les consommations d’énergie, de manière indirecte, en promouvant les pistes cyclables en ville, ou directe, via des règles techniques et des incitations fiscales. En particulier, le régime fiscal applicable aux énergies fossiles et aux énergies renouvelables devait tenir compte des effets de leur utilisation sur la compétitivité de l’économie, la santé publique, l’environnement et la sécurité d’approvisionnement.

Déplorant que cette loi ait été globalement peu appliquée, Mme Corinne Lepage observe que la mise en œuvre de certaines de ses dispositions aurait pourtant « fait gagner du temps », s’agissant du gaz naturel pour véhicules, du contrôle de la consommation énergétique, du diagnostic de performance énergétique de la mise en valeur des énergies renouvelables, etc.

Mme Dominique Voynet, qui a repris son portefeuille dans le gouvernement de M. Jospin, assure que de nombreux outils ont été mis en œuvre, mais en matière d’économie d’énergie, la loi LAURE n’était qu’une loi d’orientation, sans dispositions très contraignantes.

Mme Voynet s’est plutôt efforcée de la décliner dans le premier programme national de lutte contre le changement climatique. Présenté en décembre 2000, il est ambitieux, balayant tous les grands champs d’activité humaine et prévoyant diverses mesures pour réduire les émissions, notamment au niveau territorial dans le cadre des contrats État-régions. Ces mesures sont presque exclusivement orientées sur l’énergie : la maîtrise de l’énergie dans le bâtiment et dans les usages électriques, le ferroutage, l’amélioration des transports collectifs… Et on y voit apparaître pour la première fois un projet de taxe carbone.

Ce programme annonçait aussi la mobilisation d’1,5 Md€ en 2001 pour soutenir la production d’énergies renouvelables. Il complétait ainsi la mise en place, par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité et du gaz, d’un dispositif de soutien aux EnR qui deviendra un des instruments fondamentaux des politiques énergétiques en France.

Sont institués à la fois l’obligation d’achat par EDF (essentiellement) des productions d’électricité renouvelables (article 10), qui garantit un débouché économiquement rentable aux installations dont la capacité n’excède pas 12 MW, le principe de la compensation intégrale des charges de service public (dont les obligations d’achat) incombant aux producteurs d’électricité – dite CSPE, initialement sous la forme d’une taxe sur les consommations finales, aujourd’hui par un remboursement du budget de l’État – (article 5), qui protège les acheteurs obligés, ainsi que le droit à pouvoir injecter sa production sur les réseaux publics de transport ou de distribution, sous certaines conditions, pour la vendre notamment.

Quoi qu’il en soit, le programme de lutte contre le changement climatique n’a pas été beaucoup plus suivi d’effet que la loi LAURE, selon Mme Voynet. Toutes les régions n’auraient pas joué le jeu et la menace climatique est perçue comme une perspective lointaine, quand elle n’est pas niée.

En novembre 2002, lors du deuxième bilan annuel de mise en œuvre du programme national, il ressort clairement que son application a été insuffisante jusque-là pour assurer le maintien des émissions françaises de GES, sous l’objectif de Kyoto à l’horizon 2010. En réaction, le Président Jacques Chirac, évoque, en ouverture de la 20e session du GIEC, le 19 février 2003, la nécessité de diviser les émissions mondiales de GES par deux, ce qui pour la France pouvait signifier une division par quatre ou cinq de ses émissions.

Un Plan climat est élaboré dès 2004. Sont annoncés un bonus-malus sur les voitures particulières, qui ne verra finalement pas le jour, et, dans le bâtiment, la généralisation du diagnostic de performance énergétique (DPE) et l’instauration d’une réglementation thermique, obligatoire dans certains cas d’opérations de rénovation-réhabilitation.

Mais l’étape décisive est franchie sous le gouvernement de M. Jean-Pierre Raffarin avec la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programmation fixant les orientations de la politique énergétique, dite loi POPE.

En premier lieu, parmi ses multiples objectifs (entre autres, contribuer à l’indépendance énergétique nationale et garantir la sécurité d’approvisionnement, assurer un prix compétitif de l’énergie), la loi officialise la lutte contre le changement climatique comme une priorité de la politique énergétique.

En second lieu, elle met en place les grands dispositifs de l’efficacité énergétique, à commencer par la Règlementation thermique des bâtiments (RT 2012) et les certificats d’économie d’énergie (CEE) qui attestent de la réalisation de travaux de rénovation énergétique et obligent les fournisseurs d’énergie à financer une partie des travaux des particuliers par des primes d’économies d’énergie.

Et pour la première fois enfin, elle donne des objectifs chiffrés :

– diminuer de 3 % par an en moyenne les émissions de gaz à effet de serre de la France pour les diviser par quatre ou cinq d’ici 2050 ;

– baisser l’intensité énergétique finale de 2 % par an dès 2015 puis de 2,5 % par an d’ici à 2030. L’intensité énergétique désignant le rapport entre la consommation d’énergie d’un pays et son produit intérieur brut (PIB), elle dessine ainsi la tendance souhaitée pour la maîtrise de la demande d’énergie ;

– couvrir 10 % des besoins énergétiques par des énergies renouvelables à l’horizon 2010 – avec l’objectif « indicatif » de 21 % de la consommation intérieure d’électricité couverte par des sources d’énergie renouvelables, alors que la production d’électricité par des centrales thermiques était encore importante. Cela suppose notamment d’augmenter de 50 % la production de chaleur d’origine renouvelable et de permettre la progression de la part des biocarburants.

L’option nucléaire est maintenue avec l’autorisation de construire un réacteur nucléaire de nouvelle génération (voir le A du présent I), mais il importe de diversifier les sources d’approvisionnement énergétique.

À peine élu à la présidence de la République en 2007, moins de deux ans après la loi POPE, M. Nicolas Sarkozy demande à ses ministres chargés de l’écologie et du développement durable, M. Alain Juppé puis M. Jean-Louis Borloo, d’organiser des rencontres entre représentants de l’État, des collectivités locales, des partenaires sociaux, d’entreprises et d’organisations non gouvernementales (ONG) investies dans les questions environnementales pour prendre des décisions à long terme en matière d’environnement et de développement durable. Répondant à un engagement du candidat Nicolas Sarkozy, qui avait signé le Pacte écologique de M. Nicolas Hulot, le Grenelle de l’environnement se déroule entre le 6 juillet au 25 octobre 2007 et aborde différentes thématiques environnementales, dont le changement climatique, les déchets et l’énergie, mais en excluant la question du nucléaire.

Mme Nathalie Kosciusko-Morizet, qui avait conçu le projet en tant que responsable de l’environnement dans la campagne de M. Nicolas Sarkozy, puis a été chargée de la négociation comme secrétaire d’État, explique que le Grenelle visait à réunir l’ensemble des acteurs, dont les vues étaient parfois diamétralement opposées, pour s’accorder sur des politiques coopératives qui dépasseraient les querelles historiques. « C’est l’une des raisons pour lesquelles les sujets tels que le nucléaire, la chasse et les OGM en avaient été exclus. » Elle est persuadée que cette démarche innovante a « permis de déchirer quelques-uns des corsets où se trouvaient enfermées les politiques publiques ».

Les questions énergétiques étaient plus particulièrement traitées par le premier groupe de travail, auquel participait l’ensemble des collèges. Son intitulé – « lutter contre les changements climatiques et maîtriser la demande d’énergie » – montre « le rôle prépondérant que tenaient l’efficacité énergétique et la maîtrise de la consommation dans les travaux du Grenelle, reléguant à une place secondaire les questions liées à la production ».

À l’issue du Grenelle, 263 engagements ont été pris par le Gouvernement, dont l’étude de la création d’une taxe basée sur la consommation en énergie des biens et services (taxe carbone) – piste qui sera finalement abandonnée entre la loi de 2009 et celle de 2010.

Ces travaux aboutissent à la loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement (dite Grenelle I), adoptée à la quasi-unanimité de l’Assemblée nationale. Elle est complétée par la loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l’environnement (dite Grenelle II), qui en précise les modalités pratiques.

Les objectifs sont un peu plus ambitieux, et surtout plus détaillés et plus contraignants que ceux de la loi POPE.

L’objectif central porte sur le climat et vise, expressément, à diviser par quatre les émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050 « en réduisant de 3 % par an, en moyenne, les rejets de gaz à effet de serre dans l’atmosphère, afin de ramener à cette échéance ses émissions annuelles de gaz à effet de serre à un niveau inférieur à 140 millions de tonnes équivalent de dioxyde de carbone » (article premier). Les secteurs les plus concernés par cet enjeu sont le bâtiment et les transports, qui à eux deux représentent 40 % du total des émissions. Mais la loi de programmation consacre aussi tout un volet à la réduction des consommations énergétiques, qui suppose la mise en œuvre par l’État de divers instruments comprenant notamment l’adaptation des normes de consommation, la mise en œuvre de mécanismes d’incitation, y compris de nature fiscale, en faveur des produits les plus économes en énergie, l’extension de l’étiquetage énergétique, le renforcement du dispositif des CEE, mais aussi des mécanismes incitatifs favorisant la production des énergies renouvelables, notamment par les petites et moyennes entreprises, etc.

Il est également souligné que « les objectifs d’efficacité et de sobriété énergétiques exigent la mise en place de mécanismes d’ajustement et d’effacement de consommation d’énergie de pointe » et que « la mise en place de ces mécanismes passera notamment par la pose de compteurs intelligents pour les particuliers ».

Pour atteindre l’objectif de réduction globale des émissions de GES, la loi prévoit en particulier :

– pour l’énergie et le climat, l’objectif premier de porter la part des énergies renouvelables (EnR) à au moins 23 % de la consommation d’énergie finale d’ici à 2020 – « soit un doublement par rapport à 2005 –, avec la fixation d’objectifs intermédiaires pour chaque filière en 2009.

Cette hausse, équivalente à 20 Mtep, ne vise pas à se substituer à l’énergie nucléaire, qui n’est pas évoquée. La loi a en revanche pour autres objectifs de « diversifier les sources d’énergie » et de « réduire le recours aux énergies fossiles ».

La loi annonce par ailleurs la planification régionale du développement des EnR, via des schémas régionaux des énergies renouvelables, et l’encouragement au développement des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), qui sont encore les seules véritables solutions de stockage de l’énergie ;

– pour le bâtiment et l’habitat, la division par cinq de la consommation d’énergie dans les constructions neuves en 2012, la réhabilitation de 800 000 logements sociaux pour diviser par deux leur consommation énergétique d’ici à 2020 et la modification du code de l’urbanisme afin de favoriser les énergies renouvelables.

Il est également rappelé que « la maîtrise de la demande d’énergie constitue la solution durable au problème des coûts croissants de l’énergie pour les consommateurs » ;

– pour les transports, la réduction globale des émissions de GES du secteur de 20 % d’ici à 2020, afin de les ramener à cette date au niveau qu’elles avaient atteint en 1990. La loi de programmation décline en outre cet axe en objectifs différenciés par domaines, en promouvant notamment le développement des transports collectifs urbains, des autoroutes ferroviaires et des modes alternatifs à la route pour le fret de marchandises ;

– enfin, la création des schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie (SRCAE) qui doivent décliner les grandes orientations des lois Grenelle en matière de réduction de la consommation énergétique et de prévention des émissions de GES.

Diverses mesures sont adoptées, comme le bonus-malus sur les véhicules individuels, la nouvelle rénovation thermique des bâtiments (la norme « Bâtiment Basse Consommation » puis la norme « énergie positive » à partir de 2020) ou encore l’éco-prêt sur le logement social.

Les lois Grenelle I et II sont également suivies par la création de différents instruments de programmation, comme le plan de rénovation énergétique de l’habitat et la programmation des investissements de production et d’approvisionnement en énergie de la France à l’horizon 2020.

Concrétisée notamment par l’arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité, celle‑ci traduit les objectifs fixés par le gouvernement dès 2008, quand Mme Kosciusko-Morizet affirmait : « notre responsabilité est de préparer et d’accompagner la France dans cette transition énergétique. Pour cela, la France doit engager un vaste programme d’équipement en énergie décarbonée. En particulier, nous devons intensifier massivement le développement des énergies renouvelables et établir le calendrier de mise en place du programme de centrales nucléaires de troisième génération lancé par le Président de la République » par la définition d’un calendrier de développement pour chaque filière EnR et par la confirmation que « l’objectif concernant la production d’électricité mise en service à partir de l’énergie nucléaire est un premier réacteur de troisième génération à l’horizon 2012 et un deuxième réacteur de troisième génération à l’horizon 2017, sur des sites nucléaires existants. »

On notera enfin que pour réduire les impacts environnementaux de la production d’électricité à partir d’énergies fossiles, l’arrêté annonce la réduction du parc de production à partir du charbon et le développement concomitant du parc centralisé de production d’électricité à partir de gaz naturel.

2. Mais les filières industrielles attenantes ne sont que peu développées et les résultats encore trop modestes

a. Les progrès inégaux en sobriété et efficacité énergétiques

Comme cela a été relevé en première partie du rapport, la courbe de la consommation d’énergie française marque un infléchissement visible, après un maximum atteint en 2005.

Cette baisse est nette s’agissant de la consommation primaire, marquant le recul du charbon et du fioul, auxquels l’électricité nucléaire et renouvelable et le gaz se sont substitués au fil du temps. ([296])

La baisse des produits pétroliers est particulièrement rapide de la fin des années 1970 au milieu des années 1980, en parallèle évident avec la montée en puissance de la production nucléaire. Elle ralentit ensuite et même tendrait à légèrement remonter dans les années 2000, jusqu’à la crise financière de 2008, à partir de laquelle la décroissance ne se dément plus.

La consommation de charbon diminue à partir des années 1980, mais cette évolution stagne dans les années 2000. On peut penser que la problématique des pointes de consommation, qui apparaît à cette époque, a incité les gestionnaires à ralentir la fermeture des centrales de production électrique à partir du charbon, très pilotables. Néanmoins, la régression du charbon reprend à partir de la fin des années 2000.

Entretemps en effet, la consommation du gaz a connu une nette progression dès les années 1980 et de manière plus marquée dans les années 1990. La consommation du gaz reste ensuite à au niveau atteint jusqu’à la fin de la décennie 2010.

Quant au nucléaire, la consommation a atteint son maximum en 2005 au sommet de la mise en exploitation des nouvelles capacités de production. Elle régressera doucement ensuite avec la diminution des rendements des centrales françaises.

Ces évolutions sont moins sensibles s’agissant de la consommation finale de la France, mais elles suivent les mêmes tendances. La courbe atteint ainsi son plus haut niveau en 2001, à 150 Mtep, pour redescendre à 142 Mtep en 2019.

Si le bilan global va dans le bon sens, il ne présente pas une réduction des consommations fossiles permettant de baisser sensiblement nos émissions de GES. C’est toujours vrai aujourd’hui ; c’était encore plus criant dans les années 1990-2000.

En outre, la baisse des consommations (toutes énergies) est surtout le fait du secteur industriel, dont la consommation finale a nettement diminué depuis les années 1990. En revanche, on constate que celles des transports et du résidentiel ont continué à progresser dans les années 1990 puis se sont stabilisées à partir du milieu des années 2000.

Les bons résultats du secteur industriel s’expliquent sans doute en bonne partie par les fermetures des centrales au fioul et au charbon, souhaitées par les responsables politiques ou décidées par leurs gestionnaires qui n’y trouvaient plus la même rentabilité, avec notamment le renchérissement généré par les quotas carbone européens. Pour le reste, la commission d’enquête n’a pas été en mesure de faire la part entre ce qui découle du ralentissement économique consécutif à la crise de 2008 et les efforts réellement réalisés par les industriels au cours des deux décennies 1990 et 2000.

Quant aux autres secteurs d’activité, force est de constater que les ambitions affichées par les dispositifs qui ont été successivement mis en place ont été suivis de peu ou pas d’effet à l’échelle nationale. Au mieux elles ont permis de stabiliser leurs niveaux de consommations.

Les acteurs auditionnés ont avancé plusieurs explications à ces relatifs échecs :

– Plusieurs anciens responsables politiques de l’époque ont rappelé la faiblesse intrinsèque des objectifs opérationnels sans caractère obligatoire. Tel était notamment le défaut des dispositions relatives à la planification territoriale de la loi LAURE selon Mme Voynet. À l’inverse, le dispositif des CEE a rapidement donné des résultats – même s’ils étaient encore insuffisants – parce que les fournisseurs d’énergie devaient justifier de leurs actions en faveur des économies d’énergie.

– MM. Bouvier et Bensasson ont souligné que les prix de l’énergie étaient relativement bas dans les années 1990 et 2000 (entre 20 et 30 euros le MWh pour l’électricité) et l’énergie abondante.

Les consommateurs n’étaient en conséquence pas suffisamment incités à réaliser les investissements nécessaires. En effet, les chantiers de rénovation thermique des bâtiments représentent une charge financière particulièrement lourde pour les ménages. Quant à la mobilité électrique, elle était encore balbutiante. La loi de 2009 prévoyait justement un renforcement de la recherche dans les technologies renouvelables ou économes.

Mme Voynet accuse aussi le prix « unique » de l’électricité d’avoir ôté toute perspective de rentabilité aux solutions alternatives de production pendant des années.

– À la question : « pourquoi la France n’avait-elle pas adopté une culture du vélo et des transports en commun comme d’autres pays européens l’ont fait ? », Mme Nathalie Ortar, directrice de recherche à l’École nationale des Travaux publics de l’État, a observé que les Pays-Bas n’ayant pas d’industrie automobile, contrairement à la France, il a été plus aisé pour les gouvernants de répondre à la pression de leur population.

De fait, la structure économique et industrielle d’un pays pèse inévitablement sur certains arbitrages politiques, comme sur le niveau des moyens publics à mobiliser.

– L’importance des soutiens publics était elle-même déterminante.

Des mesures avaient été prises : les moyens de l’ADEME avaient été significativement renforcés, à hauteur de 1 Md€ supplémentaire pour le nouveau fonds chaleur ; la loi de finances pour 2009 du 27 décembre 2008 avait mis en place des mesures fiscales incitant à la rénovation énergétique (crédits d’impôts, emprunts à taux zéro, etc.) et la loi de finances rectificatives pour 2008 du 30 décembre 2008 une incitation fiscale (élargissement de l’éligibilité à la TVA réduite) pour la chaleur issue d’EnR, ainsi qu’un malus écologique. Enfin, le programme d’investissement d’avenir (PIA), issu du Grand Emprunt, promouvait les économies d’énergie à travers l’économie circulaire, les smart grids, les batteries, ou encore des procédés industriels moins polluants – et annonçait 12 Md€ pour l’éolien offshore (loi n° 2010-237 du 9 mars 2010 de finances rectificative pour 2010 relative aux investissements d’avenir).

Mais, auditionné par la commission des Finances de l’Assemblée nationale le 18 janvier 2012, le Premier président de la Cour des comptes, M. Didier Migaud, signalait que les taxes qui devaient financer une partie des actions du Grenelle n’avaient pas été collectées dans les temps, ce qui avait nui à sa mise en œuvre. Quatre ans après le début de mise en œuvre du Grenelle, le budget de l’État pour la période 2009–2011 destiné au Grenelle n’atteignait que 3,5 Md€ au lieu des 4,5 Md€ prévus.

– Les difficultés techniques n’étaient pas absentes non plus. M. Borloo rappelle la complexité des contrats de performance énergétique, pourtant indispensables pour garantir un traitement global, et utiliser l’économie pour financer l’investissement.

– Les mauvaises applications non plus. En matière de rénovation énergétique des logements notamment, certains acteurs se sont emparés de l’étiquette vertueuse du Grenelle pour tromper les consommateurs, observe Mme Kosciusko-Morizet. Le ministère de l’Environnement a donc rapidement lancé des politiques de formation dans ce domaine et des politiques de certification des acteurs pour contrer ces dérives.

M. Jean-Louis Borloo défend la puissance des plans lancés par le Gouvernement de la fin des années 2000 : de nombreux éco-prêts ont été contractés par des particuliers ; le parc HLM a conduit sa rénovation thermique ; un plan massif visait les transports. Le bonus-malus écologique sur les automobiles a eu un effet considérable sur les émissions de CO2 des voitures neuves. Et dans le cadre du plan « Site propre », le Grenelle se proposait de financer 20 à 30 % des investissements des collectivités ; le canal Seine-Nord, lancé à cette période, avait pour objectif de détourner 500 000 camions des autoroutes ; le Grenelle avait aussi prévu le lancement de trois lignes TGV afin de libérer des sillons pour le fret ; la reconfiguration de la gouvernance des ports visait à créer un hinterland ferroviaire, car 88 % du tonnage de nos ports sont pris en charge par des camions, etc.

Mais l’ancien ministre de l’Écologie, de l’Énergie, du Développement durable et de la mer, en charge des technologies vertes et des négociations sur le climat rappelle que « l’action publique exige un suivi, de la constance, des évaluations et une correction des écarts en permanence. (…) Toutes les mesures qui avaient été décidées dans le cadre de Grenelle ont été mises en place. Le problème est celui de leur suivi. » Un comité de suivi était prévu par la loi. Il a travaillé durant un an, puis est tombé en désuétude. « Certaines mesures auraient sans doute dû être corrigées, réévaluées ! Notre drame, c’est le pilotage et le suivi. »

b. Un développement des ENR qui a manqué de bases industrielles

Le rapporteur observe au préalable que pour évaluer les résultats des politiques menées dans les années 1990 et 2000, il n’a disposé que des graphiques sur l’évolution des productions d’énergie communiqués par le SDES et des données sur les consommations brutes d’électricité de RTE. Les analyses réalisées au chapitre premier, comme celles qui suivent restent donc en partie empiriques.

* * *

Il n’en reste pas moins que ces graphiques montrent clairement que les productions d’énergie renouvelable n’ont vraiment décollé qu’à partir de 2005. Les consommations d’électricité relevées par RTE confirment le phénomène. La production d’électricité renouvelable hors hydraulique démarre en 2005 mais sa progression ne s’arrête plus ensuite, comme l’illustre le tableau suivant :

Consommations d’électricité brutes intérieures par filières

En TWh	2000	2005	2006	2008	2010	2012	2014
Hydraulique	71,6	56,2	61	68	67,6	63,79	67,43
Éolien terrestre et maritime	0	0,98	2,26	5,56	9,73	14,93	16,97
Solaire	0	0	0,06	0,25	0,55	4,07	5,94
Marémotrice	0	0,5	0,51	0,5	0,52	0,49	0,51
Thermique renouvelable et déchets	0	3,3	3,34	4,12	4,85	5,77	7,1
Addition des filières	71,6	61	67,09	78,2	83,24	89,05	97,96

Source : exploitation des données de RTE.

En rajoutant les années nécessaires au déploiement des capacités correspondantes, on peut faire remonter ce démarrage à la deuxième moitié des années 1990.

Il est aisé de comprendre que le développement massif du nucléaire qui se poursuit dans les années 1990 n’a guère laissé de place à d’autres filières de production électrique – hormis le parc hydraulique, qui avait été construit pour l’essentiel avant le lancement du programme nucléaire. La France disposait alors de capacités électrogènes en forte croissance, et déjà supérieures aux besoins d’approvisionnement du pays.

Il fallait une certaine force de conviction pour soutenir le développement des énergies renouvelables (EnR) à la fin de la décennie. L’alliance du gouvernement de M. Jospin avec les écologistes a vraisemblablement renforcé ce choix politique ; mais c’est au moins autant la préoccupation du Premier ministre de diversifier les sources d’énergie qui a fondé les 1,5 Md€ d’investissements prévus à cet effet dans son programme national de lutte contre le changement climatique de décembre 2000.

Et même si ce Gouvernement avait envisagé la fin du nucléaire – ce que conteste M. Jospin –, elle aurait été très progressive. Lors de la déclaration du gouvernement sur la politique énergétique organisée le 20 janvier 1997 à l’Assemblée nationale, M. Christian Pierret, secrétaire d’État à l’industrie, avait posé le principe du « ni tout, ni tout » – « ni tout électrique, ni tout gaz ou énergies fossiles, ni tout énergies nouvelles ». Et pour Mme Dominique Voynet, qui ne renie pas ses critiques sur le nucléaire, l’idée était de « desserrer progressivement la contrainte au fur et à mesure des progrès techniques, des efforts, y compris de financement et de recherche que l’on devait consentir, pour être prêt quand les premières centrales arriveraient à échéance ».

En tout état de cause, la question de l’intermittence des moyens non carbonés de production était peu posée, précise Mme Voynet. « Elle doit être resituée dans le contexte technique de l’époque. »

La première des énergies renouvelables visées était l’hydraulique. Le gouvernement de M. Jospin a organisé la transformation de la Compagnie nationale du Rhône en producteur d’électricité hydraulique de plein exercice, en partenariat avec un autre énergéticien français, Suez, pour sécuriser le secteur.

La deuxième ressource était l’éolien. Il commençait à se développer au Danemark et en Allemagne, mais était embryonnaire en France. Le Gouvernement a alors pris, en 2001, un décret imposant à EDF d’acheter l’électricité éolienne à un prix sécurisé à l’avance – de 0,55 € par kWh pendant cinq ans, puis selon une rémunération décroissante sur 10 ans –, tout en arrêtant un objectif de 3 000 MW en électricité éolienne dans son programme national de lutte contre l’effet de serre.

Le solaire n’était pas encore défini comme un axe de la politique nationale. On discutait essentiellement du solaire thermique, avec l’idée de produire de l’eau chaude et de faciliter une forme d’indépendance énergétique dans les départements d’outre-mer (DOM) – la bagasse n’était pas encore exploitée, tout fonctionnait au fioul. Au demeurant, le monopole légal d’EDF interdisait à un usager particulier de produire sa propre électricité. Il a fallu faire évoluer le droit.

Au final, malgré les ambitions affichées, les résultats apparaissent modestes s’il est possible d’en juger par les capacités de production d’énergie renouvelable constatées quelques années plus tard (cf. le tableau Consommations d’électricité brutes intérieures par filières). Toutefois, cette étape aura été fondamentale dans la construction des politiques énergétiques de notre pays en instaurant le mécanisme d’obligation d’achat de la production d’électricité renouvelable (pour les installations dont la capacité est inférieure à 12 MW). Non seulement il garantit un débouché, mais son prix défini à l’avance par le pouvoir réglementaire et maintenu pendant 20 ans, assure la viabilité économique de productions dont le coût était beaucoup plus élevé que la production issue du charbon ou du nucléaire. Le dispositif évoluera, mais ne sera jamais remis en cause par la suite. Il participe à sa façon à la souveraineté énergétique de la France.

Les dispositifs qui ont succédé ne semblent pas avoir donné de résultats plus probants, mais ont néanmoins permis de poursuivre la progression des EnR en France.

On note tout de même une accélération de la croissance des consommations relevées par RTE à partir de 2014, qu’il est raisonnable de considérer comme largement imputable au développement des EnR pendant les années Grenelle. On pourrait également rattacher à leur bilan les 480 MW du parc d’éoliennes en mer de Saint-Nazaire qui a été inauguré en septembre dernier mais avait été initié sous le mandat de M. Sarkozy.

De fait, les ambitions portées par les gouvernements de M. Nicolas Sarkozy étaient élevées s’agissant des EnR : la loi Grenelle I visait en effet un doublement de la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité d’ici 2020.

Le mix électrique était alors produit à plus de 77 % à partir d’énergie nucléaire, à 10,9 % à partir d’énergies fossiles et à 11,9 % à partir d’énergies renouvelables (dont plus de 87 % d’origine hydraulique). Dans la mesure où cela incluait l’hydroélectricité, dont le potentiel ne pouvait être significativement augmenté, cela supposait une véritable accélération des autres filières, voire une multiplication par dix de l’éolien et du solaire. Mme Nathalie Kosciusko‑Morizet précise que, dans leurs calculs, ce doublement reposait en particulier sur la multiplication par deux du bois-énergie, des mesures liées aux réseaux de chaleur et une accélération du photovoltaïque.

Le fonds chaleur, qui encourage les entreprises à développer la chaleur renouvelable, les réseaux de chaleur ou encore la valorisation de la biomasse, devait permettre de couvrir un quart de ces actions. Il a été lancé avec un investissement d’un milliard d’euros pour la période 2009-2011. Le fonds déchets, qui était jusqu’alors essentiellement consacré à l’aide aux incinérateurs, a été relancé et réorienté vers des projets accordant davantage de place au recyclage. Par ailleurs, les compléments financiers prévus dans les contrats de plan État-régions ont été multipliés par cinq et le tarif de rachat des EnR a été étendu à toutes les collectivités, afin d’inciter les collèges et les lycées à développer leurs propres installations de production.

Toutefois le plus innovant dans la stratégie adoptée par le gouvernement de l’époque fut sa volonté de coupler les objectifs environnementaux et la politique énergétique avec la politique en faveur de l’emploi et la politique industrielle.

« Les politiques énergétiques doivent se doubler d’un sens économique, social et industriel », observe Mme Kosciusko-Morizet.

« Nous ne défendions donc pas une simple série de mesures environnementales, mais une politique globale qui tissait des liens avec d’autres dimensions. Nous avons connu des réussites en la matière : le fonds chaleur a généré la création de 10 000 emplois. À ce titre, je suis fière de la politique en faveur de l’éolien en mer que j’ai lancée en 2011. » Des critères de production locale ont notamment été intégrés dans les cahiers des charges des appels d’offres, afin de développer une réelle industrie de production locale.

A contrario, le manque de couplage avec la politique industrielle a sans doute été un facteur de ralentissement, selon elle.

D’après Mme Kosciusko‑Morizet, sur l’éolien terrestre par exemple, la France avait pris du retard sur le plan industriel. Les volumes produits par la chaîne de valeur française seraient restés faibles par rapport aux Danois et aux Allemands, qui auraient été les véritables bénéficiaires industriels de la montée en puissance de l’éolien européen. Dans ce contexte, il apparaissait difficile de lancer une base industrielle nationale. Cela a pu jouer sur le manque d’appétence des populations locales.

La filière solaire nationale était aussi balbutiante, en dépit du fait que la technologie des panneaux photovoltaïques était d’origine française. En outre, la Chine avait entrepris d’en conquérir le marché mondial, mettant tout son poids pour décourager ses compétiteurs. L’Allemagne en avait fait elle-même les frais et voyait sa chaîne de valeur péricliter face à la concurrence chinoise.

Cette distorsion de concurrence est une des causes du moratoire décidé en décembre 2010 sur les aides au photovoltaïque. L’ancienne secrétaire d’État chargée de l’écologie rappelle le contexte de cet épisode : « La politique en faveur du solaire reposait majoritairement sur des subventions de long terme pesant largement sur les générations futures et profitant seulement à des emplois d’installation et de maintenance, sans développement d’une base industrielle. Les panneaux étaient pour l’essentiel importés. Nous avons donc lancé des appels d’offres avec des critères bas-carbone pour favoriser la production locale. Un critère de bilan carbone, qui prenait en compte l’impact du transport des panneaux, a été établi pour tenter de contourner les règles de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) et pour limiter les importations depuis la Chine. Cependant, nous n’avons pas rencontré le même succès que pour l’éolien en mer. Au fil des années, les appels de l’offre ont abandonné les critères bas-carbone. La Commission européenne s’est cette fois montrée plus sévère sur le sujet. »

Résultat, le financement des champs solaires ne bénéficiait que très ponctuellement à l’emploi local – au travers des activités d’installation et de maintenance – et peu à l’emploi européen, qui peinait à se maintenir.

Dans le même temps, portés par des tarifs de rachat très élevés à cette époque (en particulier depuis que le Premier ministre M. Dominique de Villepin les avait doublés en 2006) et d’autant plus avantageux que les panneaux solaires chinois étaient meilleur marché, les projets d’installations photovoltaïques se sont multipliés, représentant un coût annuel disproportionné pour le gain en énergie qu’ils apportaient – Dans un rapport publié le 18 avril 2018 ([297]), la Cour des comptes a estimé que les garanties accordées avant 2011 pour le solaire photovoltaïque représenteront encore 2 Md€ par an jusqu’en 2030, pour une production équivalent à 0,7 % du mix électrique…

Le moratoire n’était pas rétroactif et n’aura duré que trois mois, mais on lui reprochera longtemps d’avoir cassé la dynamique de la filière solaire. Il est en réalité, et a posteriori encore davantage, difficile d’en juger car la filière était quasi-inexistante à l’époque. Les statistiques du SDES ne commencent à décompter la production photovoltaïque qu’à partir de 2008, avec 0,2 TWh. En 2010, elle atteignait 0,6 TWh, 2,1 TWh en 2011 et 4,1 TWh en 2012.

Il ne semblait en tout cas pas absurde de réviser les modalités de soutien à la filière telle qu’elle existait, au vu des montants engagés.

Enfin, comme Mme Kosciusko-Morizet l’a constaté, un lien fort entre des implantations d’EnR et le développement économique local ou la compétitivité nationale favorise leur acceptation sociale, voire leur appropriation. À l’inverse, « les objectifs environnementaux qui ne s’accompagnaient pas directement de bénéfices en matière d’emplois ou de compétitivité – du moins, pas à la hauteur de l’investissement qu’ils requéraient – étaient plus tributaires des conditions macroéconomiques : nous pouvions lancer ces mesures lorsque nous avions suffisamment d’argent, mais ils étaient mis à l’arrêt dès lors que nous n’y en consacrions plus. »

c. Le nucléaire, devenu un objet politique très clivant, rate des rendez-vous industriels importants pour l’avenir

i. La fermeture de Superphénix constitue une erreur stratégique majeure et ouvre une décennie floue sur l’avenir de la filière nucléaire française

Il serait exagéré d’imputer aux acteurs politiques au pouvoir du milieu des années 1990 et à la fin des années 2000 une trop grande responsabilité dans la situation dégradée que connaît actuellement notre parc nucléaire, et par suite notre souveraineté énergétique.

À cette date, les premières générations de réacteurs avaient déjà été remplacées ; et gouvernants, gestionnaires et experts faisaient tous le constat que les projets en cours suffiraient durablement aux besoins du pays et devraient même dégager un substantiel excédent de production. Cette conviction de pouvoir bénéficier d’une électricité domestique abondante pendant longtemps a perduré jusqu’à la fin des années 2000. Le dernier lancement d’un chantier nucléaire remontait déjà à six ans, en 1991 et le seul projet encore officiellement envisagé était celui de la centrale du Carnet, qui trainait depuis plus de 20 ans.

Le Premier ministre M. Lionel Jospin arrivait avec le programme de sa coalition d’un moratoire sur la construction de nouveaux réacteurs, d’un autre sur le MOX ainsi que de la fermeture du surgénérateur Superphénix ([298]). Néanmoins, seule cette dernière est expressément confirmée dans sa déclaration de politique générale faite à l’Assemblée nationale le 24 juin 1997, qui exprime dans le même temps un avis fondamentalement positif sur le nucléaire ; « Si l’industrie nucléaire est un atout important pour notre pays, elle ne doit pas pour autant s’exempter des règles démocratiques, ni poursuivre des projets dont le coût est excessif et la réussite très aléatoire : c’est pourquoi le surgénérateur qu’on appelle "Superphénix" sera abandonné. »

Il reste néanmoins que l’arrêt du surgénérateur Superphénix, confirmé dès les débuts de son gouvernement, a envoyé un message négatif sur l’avenir du nucléaire, déstabilisant la filière, tout en confortant les revendications antinucléaires.

L’histoire heurtée du surgénérateur Superphénix

Superphénix est un ancien prototype français de réacteur surgénérateur à neutrons rapides (RNR) à caloporteur sodium, d’une puissance thermique de 1 240 mégawatts électriques (MWe). Mis en service à Creys-Malville en 1986, il était conçu pour produire de l’électricité et était refroidi par du sodium liquide. C’est le seul RNR à avoir atteint le seuil de production industrielle d’électricité.

Le principe de fonctionnement des réacteurs à neutrons rapides

Dans un réacteur nucléaire conventionnel à neutrons lents (RNL), l’énergie vient de la fission des noyaux d’uranium 235. La fission de l’uranium 235 est obtenue par des neutrons lents, c’est-à-dire ralentis par un modérateur (eau ou graphite) jusqu’à une énergie de l’ordre de l’électron (eV). Pour qu’une réaction de fission s’auto-entretienne, il faut enrichir l’uranium naturel au moins jusqu’à une teneur de 3 à 5 % en uranium 235.

Dans un réacteur nucléaire à neutrons rapides (RNR), le combustible de base est l’uranium 238. Cet isotope est dit « fertile » car il a la propriété d’absorber un neutron rapide (énergie d’environ 1 MeV) pour se transformer en plutonium 239, lequel est lui-même fissile sous l’impact d’un autre neutron rapide. La fission du plutonium 239 dégage trois neutrons ainsi qu’une énergie considérable transformable en chaleur. Sur ces trois neutrons, statistiquement, l’un provoque une nouvelle fertilisation (régénération), le second une nouvelle fission énergétique (de plutonium 239), et le troisième, s’il survit à une capture stérile (probabilité de 50 %), peut « surgénérer » un second atome de plutonium s’il est en présence d’atomes d’uranium 238 en excédent.

Les RNR consomment donc, sans enrichissement préalable ni modérateur, une ressource encore abondante (l’uranium 238) qu’ils transforment transitoirement en plutonium 239 pour en extraire l’énergie de fission, et qu’ils peuvent même surgénérer. De cette manière, les RNR peuvent obtenir des rendements près de 100 fois supérieurs à ceux des réacteurs de type REP.

Le fonctionnement technique de Superphénix

Le cœur de Superphénix utilisait comme combustible un mélange composé de 80 % d’uranium 238 fertile (naturel ou appauvri) et de 20 % de plutonium 239 fissile.

Superphénix utilisait du sodium liquide à 550°C comme liquide caloporteur primaire. 5 000 tonnes de sodium étaient présentes dans les canalisations de Superphénix. Le sodium est un excellent caloporteur avec des caractéristiques hydrauliques voisines de celle de l’eau mais qui ne ralentit pas les neutrons. Il pose en revanche des problèmes de sûreté car il s’enflamme au contact de l’air et explose en présence d’eau. Un cycle indirect de type piscine était donc nécessaire pour éviter une réaction entre le sodium et l’eau du circuit de production d’électricité.

Situé à l’intérieur de la cuve principale, le cœur du réacteur de Superphénix était noyé dans une piscine de sodium. Ce sodium, en contact direct avec le cœur, était chauffé à partir de l’énergie dégagée par la fission nucléaire. Ce circuit primaire de sodium échangeait ensuite sa chaleur avec un circuit secondaire de sodium, à travers un échangeur de chaleur intermédiaire. Ce circuit de sodium secondaire cédait à son tour sa chaleur à un circuit eau-vapeur. Ce dernier entraînait les turbines de l’alternateur après vaporisation de l’eau, permettant la production d’électricité.

Comme surgénérateur, Superphénix pouvait produire plus de plutonium qu’il n’en consommait ; et comme incinérateur, il pouvait consommer plus de plutonium qu’il n’en consommait. Il pouvait donc soit régénérer son stock de combustible, soit détruire des déchets radioactifs.

L’historique de Superphénix

Superphénix a été conçu par le CEA et était exploité par la société NERSA, née de la collaboration entre EDF, Enel en Italie et SBK en Allemagne. Le fonctionnement des installations était confié à EDF.

Il a été précédé par le petit surgénérateur de recherche Rapsodie (20 MW thermique) et le réacteur expérimental Phénix, construit en 1968 (250 MWe). Superphénix est officiellement autorisé par le gouvernement français le 12 mai 1977 (les travaux préliminaires ont déjà commencé) ; malgré de fortes oppositions, il est mis en service en 1986.

Des problèmes techniques (une première fuite de sodium dans le barillet en 1987 puis dans un circuit primaire en 1990 – mais aucune fuite à l’extérieur) nécessitent des actions correctrices prolongées au cours de ses quatre premières années de fonctionnement. L’effondrement du toit de la salle des machines en décembre 1990 prolonge son arrêt. Une nouvelle enquête publique est engagée le 23 décembre 1992. Elle donne un avis favorable au redémarrage en juin 1993, mais un nouveau décret d’autorisation n’est signé que le 11 juillet 1994, avec pour finalité la recherche et la démonstration (et non plus la production d’électricité).

Fin 1994, un incident mineur l’arrête à nouveau jusqu’à septembre 1995. En 1996 il produira 3,392 TWh, soit un facteur de charge de 31 %. Mais en décembre 1996, il est à nouveau arrêté pour sa visite décennale. Ce sera définitif.

Le 28 février 1997, le Conseil d’État annule le décret de 1994 en raison du décalage entre les missions de recherche inscrites dans le décret et celle de réacteur nucléaire qui avait été soumise à enquête publique. Sa nouvelle mission demande à être soumise à une nouvelle enquête publique.

Finalement, le 19 juin 1997, le Premier ministre Lionel Jospin annonce sa fermeture. Elle est actée par décret le 30 décembre 1998.

M. Lionel Jospin reconnaît que cette décision avait une origine politique : l’accord signé avec Les Verts pendant la campagne des législatives. Les électeurs avaient été informés de l’intention et avaient fait leur choix.

Sans pourtant produire aucun élément pour étayer ses déclarations et en contradiction avec la quasi-totalité des avis des personnes auditionnées (à l’exception de Mme Lepage et de Mme Voynet, fortement engagées pour la fermeture de Superphénix), l’ancien Premier ministre explique que sa décision reposait fondamentalement sur des raisons industrielles, à la fois techniques et financières : « La technologie du surgénérateur était séduisante théoriquement. Le plutonium obtenu lors de l’utilisation de l’uranium dans les centrales classiques laissait espérer un usage comme combustible pour produire de l’électricité dans la filière du surgénérateur. En outre, la transmutation espérée des matières nucléaires semblait ouvrir une voie à l’élimination des déchets. Mais la centrale dite surgénérateur lancée à Creys-Malville en 1977 et terminée en 1987 était un échec industriel. Elle n’avait jamais fonctionné de façon stable, elle avait subi un incident sur incident et connu de longs arrêts de fonctionnement. Les technologies employées étaient risquées, puisque le sodium explose au contact de l’eau et elles n’étaient pas maîtrisées après 20 ans d’efforts. Le projet, qui devenait lourd financièrement pour EDF, ne promettait pas le succès. »

M. Jospin précise que « Superphénix était à la fois un prototype de recherche et à visée industrielle. S’il avait été uniquement dans le champ de la recherche, les recherches auraient été poursuivies comme elles le sont avec ITER sur la fusion. Nous ne savons pas si ITER aboutira en 2035 ou en 2045. De nombreux pays acceptent de dépenser des sommes importantes dans une technologie future et dans une recherche qui est d’abord fondamentale. Superphénix était une centrale et non seulement un prototype de laboratoire. Les coûts financiers pour EDF étaient considérables ». ([299])

Un rapport de la Cour des comptes, publié en octobre 1996 – qui examinait les comptes et la gestion au 31 décembre 1994 de la société NERSA ([300]) – avait déjà relancé le débat sur la question de remettre de l’argent dans Superphénix alors qu’il existe toujours « des interrogations sur l’utilité et la pérennité de cet outil ». Le surgénérateur aura en effet nécessité plus de 60 milliards de francs (1994), soit 12 Md€ (2010) depuis vingt-cinq ans, pour des recettes de moins de 2 milliards de francs. La Cour s’est également interrogée sur l’intérêt économique de poursuivre l’exploitation de Superphénix comme incinérateur de déchets nucléaires, mais elle relève que techniquement, il ne peut détruire que 1 à 2 % de la production annuelle de plutonium des centrales françaises.

Mme Corinne Lepage était alors ministre de l’Environnement. Elle a fait appel à un groupe de scientifiques, la « Commission Castaing », pour évaluer la situation. Leur rapport concluant que Superphénix pouvait fonctionner correctement sous la forme d’un centre de recherche, comme cela avait été décidé en 1994, le Gouvernement de M. Juppé a donc choisi de conserver un outil qui existe pour les besoins de la recherche nucléaire. Toutefois, quand le Conseil d’État a annulé le décret de 1994 en février 1997, considérant notamment que cela présentait un risque important pour la sûreté en raison de la puissance potentielle très élevée du réacteur, Mme Lepage s’est opposée à ce qu’il retrouve un fonctionnement de producteur d’électricité. Le Conseil d’État préconisait une nouvelle enquête publique, que le Premier ministre n’a pas souhaité organiser. Ce dernier a alors consulté le Conseil d’État sur la possibilité de reprendre directement un nouveau décret limité à une seule activité de recherche. Mais « nous n’aurons jamais la réponse, car nos successeurs ont décidé de fermer Creys-Malville et ont demandé au Conseil d’État de ne pas rendre son avis », commente Mme Lepage.

Outre l’engagement électoral initial, la nouvelle majorité voyait pour sa part les pannes récurrentes, les coûts de fonctionnement élevés, la menace du retrait de leurs partenaires italiens et allemands et le risque de sûreté potentiel.

Sans fournir d’élément qui permette d’étayer ses déclarations, Mme Dominique Voynet indique notamment : « Au moment de décider, nous disposions des avis nuancés de certains des cadres dirigeants de la filière nucléaire, conscients des difficultés liées au saut quantitatif que représentait cet équipement par rapport à Rapsodie et à Phénix – d’une puissance de 20 et 250 mégawatts, respectivement – et aux nombreux arrêts pour panne et réparation. (…) Ils étaient tous en proie au doute. »

En réponse à la Cour des comptes, dans le rapport précité, les ministres de l’industrie, de l’économie et des finances et du budget de l’époque confirmaient que « la décision de construire Superphénix a été prise en 1974 dans un contexte de forte croissance économique, alors qu’il devenait manifeste que les énergies primaires ne seraient pas inépuisables et que la France engageait un ambitieux programme de centrales nucléaires à eau pressurisée. Toutefois, on constate a posteriori que le passage direct d’un réacteur de 250 mégawatts (Phénix) à un prototype de taille industrielle de 1 200 mégawatts était un choix excessivement optimiste et que la complexité de la technologie a entraîné des surcoûts d’investissement et des difficultés de fonctionnement importantes. »

En outre, ajoute Mme Voynet, « plusieurs nous ont dit que tout ce que l’on faisait avec Superphénix pouvait être effectué avec Phénix, qui venait de bénéficier de travaux importants de modernisation » – Cela ne concernait cependant que ses activités de recherche, convient-il de préciser.

Superphénix est alors définitivement fermé en décembre 1998 et le réacteur Phénix autorisé à redémarrer (initialement jusqu’en 2004).

Treize ans après, le démantèlement de Superphénix est toujours en cours, pour un coût total d’environ 2 Md€, selon les calculs de M. Cédric Lewandowski, qu’EDF assume seule, sans compter les dédommagements qu’elle a dû verser à ses anciens partenaires.

Au vu des débats qui se sont poursuivis autour de Superphénix et des autres essais de réacteurs à neutrons rapides, au vu des investissements considérables qui avaient été consentis et achevés, au vu des enjeux que représente la « fermeture du cycle » pour l’indépendance énergétique de la France et pour la performance de la recherche et développement nationale, le rapporteur estime que la fermeture de Superphénix, sans débat ni implication de la Représentation nationale, constituent une erreur et une faute stratégique lourde dont les conséquences se font sentir aujourd’hui.

Certes, le Parlement n’avait pas été consulté lors du lancement du projet ; mais le rapporteur relève, en premier lieu, qu’il est contradictoire de prendre cette décision de fermer Superphénix de manière unilatérale et de défendre par ailleurs l’importance d’un débat démocratique sur l’avenir du parc nucléaire.

Certes, l’ancien administrateur général du CEA, M. Yannick d’Escatha, confirme que certaines recherches sur les neutrons rapides dont le CEA était responsable ont pu en effet se faire dans Phénix, jusqu’à son arrêt le 1er février 2010. Mais elles n’ont évidemment pas offert les mêmes possibilités d’acquisition de connaissances et d’amélioration de la technologie des réacteurs de quatrième génération.

Au reste, tout en admettant que « le passage de 125 à 600 mégawatts est une extrapolation dont le coefficient n’est pas habituel », M. d’Escatha, également ingénieur, a affirmé au rapporteur que « le réacteur Superphénix, après avoir été ‘déverminé’, comme tous les prototypes [c’est-à-dire qu’il faut le mettre au point pour corriger ses imperfections initiales avant de l’industrialiser], aurait parfaitement bien fonctionné ».

Il est regrettable de penser que la France pourrait avoir ainsi renoncé à une technologie déjà au stade du prototype industriel, qui permettait aussi bien de produire du combustible de façon quasi cyclique, limitant les importations à un niveau très faible, que d’absorber une partie des déchets nucléaires dont nous ne savons que faire aujourd’hui.

Même si la Cour des comptes en soulignait la faible portée, l’option de transformer Superphénix en incinérateur de déchets à vie longue aurait pu au moins être discutée.

Le plus dommageable est que la filière nucléaire française a perdu là une partie de son avance dans la recherche de pointe qui faisait sa réputation mondiale, et laissé la place à ses concurrents.

M. Gadonneix reconnaît que Superphénix « n’était pas encore un succès industriel ». Mais « il n’est pas possible d’être un leader mondial – ce que nous étions – sans être à la pointe de la recherche. Les surgénérateurs restent une voie d’avenir mais nous n’y sommes pas présents – c’est très ennuyeux. »

M. Pascal Colombani, qui a succédé à M. d’Escatha comme administrateur général du CEA, explique que la décision a eu un impact négatif immédiat dans ce domaine : « Cette décision a (…) eu des effets délétères à l’étranger. Nos partenaires japonais n’ont pas compris pourquoi nous opérions ce choix alors que, à leurs yeux, nous étions les leaders » et que d’autres pays ont poursuivi ces recherches.

Sept ans plus tard, la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programmation fixant les orientations de la politique énergétique, adoptée sous le gouvernement de M. Raffarin, a rouvert la piste des réacteurs dits de quatrième génération comme objet de recherche sur les technologies nécessaires à une gestion durable des déchets nucléaires. Puis, sous le gouvernement de M. de Villepin, la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs a confirmé le projet ASTRID avec l’objectif « de mettre en exploitation un prototype d’installation avant le 31 décembre 2020 ». Il a fallu cependant attendre le 9 septembre 2010 pour que soit signée la convention entre l’État et le CEA fixant les objectifs du projet ASTRID ainsi que celui du réacteur Jule Horowitz et qu’un budget pluriannuel de 651,60 M€ soit voté dans le la loi de finances rectificative pour 2010 au titre du premier Plan d’investissements d’avenir.

Entretemps, 12 années de recherches au ralenti s’étaient écoulées.

ii. La filière s’est fragilisée et fractionnée au détriment de l’« Équipe France »

M. Colombani observe par ailleurs que l’arrêt de Superphénix a durement affecté le moral des chercheurs du CEA et probablement aussi d’EDF. Cette décision n’a pas accéléré le départ des compétences de la filière. La fin du cycle de construction des centrales en France en est la première cause.

En revanche, la fermeture de Superphénix a amenuisé un peu plus les perspectives professionnelles dans la filière nucléaire et amoindri encore son image de voie porteuse d’avenir ou de défi scientifique, décourageant les jeunes compétences de venir travailler dans le secteur, alors même que celui-ci commençait à devoir gérer le renouvellement des générations qui avaient construit nos réacteurs.

Pour autant, comme cela a été précédemment relevé, les responsables politiques ont mis des années avant de commencer à prendre la mesure du phénomène et des dégâts qu’il va entraîner.

Mais dans ces années 1990-2000, force est de constater que le travail de sape de la filière nucléaire est aussi venu d’elle-même. Avec un marché national très amoindri et des marchés mondiaux très concurrentiels, une compétition féroce s’est en effet développée entre ses deux principaux acteurs, EDF et Areva. Au lieu de dynamiser la filière, elle a tourné à une sorte de guerre fratricide, qui a fini par nuire aux intérêts de l’« Équipe France ».

En premier lieu à l’entreprise Areva elle-même. Elle est née en 2001 du regroupement des activités de grandes entreprises de la chaîne de valeur nucléaire, Cogéma, CEA Industrie et Framatome – absorbé par AREVA NP en 2006. Essentiellement détenue par l’État, spécialiste internationale de la construction de réacteurs nucléaires, mais aussi acteur de poids mondial dans les combustibles nucléaires, elle a le vent en poupe. Dix ans plus tard, les responsables politiques s’inquiètent des graves difficultés de l’entreprise, étranglée par les dérives du chantier de l’EPR finlandais d’Olkiluoto et par l’échec onéreux de l’achat de la société UraMin. Areva sera dès lors soumise à plusieurs cessions d’activités importantes à partir de 2010 et d’une complète réorganisation industrielle entre 2016 et 2018, date à laquelle l’entreprise devient Orano.

Pour l’historique et l’analyse détaillée du processus jusqu’en 2012, on peut se reporter utilement au rapport des Députés Marc Goua et Camille de Rocca-Serra de mars 2012. ([301])

Interrogée par la commission d’enquête, Mme Anne Lauvergeon, qui fut présidente du directoire d’Areva jusqu’en 2010, rappelle que la filière était à un tournant crucial : celui du renouvellement de ses compétences, alors que les personnels qui avaient été recrutés en grande quantité au moment du démarrage du nucléaire étaient désormais proches de la retraite ou déjà partis en retraite et celui de la fragilisation de Framatome et Cogema qui « avaient construit toutes leurs usines dans la logique de servir EDF » face à l’arrêt du programme nucléaire français, à un moment où certaines usines devaient faire l’objet d’une réévaluation par l’ASN. Pour rebondir, Areva a choisi de « reconstruire des compétences et des usines » et de renforcer sa place sur le marché international – avec l’idée d’« aller au-delà de son rôle de sous-traitant d’EDF », commente M. Éric Besson – et l’ambition de couvrir toute la chaîne de valeur de la filière.

Cette stratégie s’est révélée trop aventureuse pour Areva et n’était pas partagée par EDF qui « estimait être le chef de file du nucléaire en France » (M. Jean-Louis Borloo). Le président directeur général d’EDF du début des années 2010, M. Henri Proglio, aurait même eu la volonté de prendre le contrôle d’Areva, rapporte M. Pierre-Marie Abadie.

S’est alors développée une compétition plus mortifère que rentable. Chacun a poussé ses pions sur le marché mondial (Finlande, Chine) sans bénéficier des synergies qu’offrait la chaîne de valeur complète dont bénéficiait la France, en faisant parfois de la surenchère, voire en ne partageant pas les données nécessaires – Dans son rapport sur la filière EPR de juin 2020, la Cour des comptes a rappelé que « les rivalités entre les deux groupes publics nationaux, non arbitrées par les autorités politiques de l’époque, se sont traduites par une surenchère dangereuse pour la filière nucléaire française ». M. Borloo se rappelle que « Les polémiques entre les deux entreprises étaient incessantes et quotidiennes de part et d’autre ».

Le pic a été atteint avec l’échec, en janvier 2010, de la candidature de la filière française à l’appel d’offre des Émirats Arabes Unis pour développer leur parc nucléaire, avec un budget de 20 Md€ à la clé. Malgré l’intervention du Président de la République Nicolas Sarkozy, Abu Dhabi se décide pour la proposition coréenne, plus adaptée en taille à ses besoins et moins coûteuse. Mais ce ne sont pas les seules raisons. Les observateurs rapportent que les différentes entreprises françaises qui devaient porter ensemble le projet ont avancé leurs projets séparément, sans coordination ; en outre, le client émirien ne connaît qu’EDF lequel avait d’abord refusé de participer. Quand il rejoint l’« Équipe France », il est trop tard. ([302])

Les stratégies concurrentielles de ces entreprises ont causé de lourds dégâts. Ce conflit a créé, au surplus, une crispation dans l’ensemble de la filière. « Une partie de l’expertise, issue du monde de la recherche du CEA, craignait de se retrouver prise en otage dans cette bataille » se souvient Mme Kosciusko-Morizet, ce qui aura nui à la bonne gestion du design puis du chantier de l’EPR, estime-t-elle. Le « rapport Roussely » de 2010, précédemment évoqué, n’a pas manqué de souligner le problème que représentaient l’absence de coordination de la filière et les mésententes entre ces acteurs majeurs du secteur.

Si les dirigeants des entreprises concernées portent une responsabilité directe dans cette situation, on peut cependant s’interroger – à l’instar de M. Daniel Verwaerde, ancien administrateur général du CEA – « sur la manière dont l’État, dans la décennie qui a précédé cette déconfiture, avait contrôlé le fonctionnement du groupe Areva pour que de telles difficultés apparaissent » et plus généralement – ajoute le rapporteur – le fonctionnement des grands champions de la filière, qui étaient pourtant détenus par l’État ou des personnes publiques.

Or, ce n’est qu’à partir de 2010 que les responsables politiques se sont réellement emparés du problème. Le ministre chargé de l’Industrie du gouvernement de François Fillon, M. Éric Besson, a indiqué à la commission d’enquête avoir reçu une feuille de route claire du Président de la République et du Premier ministre qui consistait à réorganiser la filière nucléaire nationale. Il explique avoir d’abord tenté de le faire par la concertation. Puis, à la suite de l’échec d’Abu Dhabi et du « rapport Roussely », il a eu mandat d’installer un comité stratégique de l’énergie nucléaire, créé le 25 juillet 2011, au sein duquel EDF a été explicitement désigné comme chef de file. Le même jour, un nouveau partenariat stratégique, technique et commercial a été signé entre EDF et Areva.

Le rapporteur déplore qu’il ait fallu attendre si longtemps, et cumuler autant de difficultés pour les acteurs de notre filière stratégique, avec notamment l’affaiblissement important d’un ancien champion français, avant que les gouvernements n’assainissent la situation.

Cela doit nous amener à réfléchir à la manière dont l’État doit conduire sa gestion des entreprises publiques et sa stratégie industrielle, plus généralement.

iii. Un tournant majeur, et transpartisan, a néanmoins été réalisé sur la sûreté nucléaire, sur la transparence en la matière et sur la gestion des déchets

Les protestations contre le programme nucléaire ont accompagné son développement depuis les années 1970. Mais la catastrophe de Tchernobyl en 1986 est venue aviver la suspicion et les peurs que cette technologie peut susciter. Les controverses se sont notamment développées autour de la communication des pouvoirs publics sur l’évènement, qui ont fortement marqué les opinions publiques jusque dans notre pays, rappelle M. Yves Bouvier. L’accident de Tchernobyl a soulevé en particulier la question de la sous-estimation de ses effets et de la nécessité d’une expertise indépendante. Cela a d’ailleurs conduit à la mise en place de la Commission de recherche et d’Information indépendantes sur la radioactivité en mai 1986.

Dans les années 1990, les critiques, et même l’hostilité de certains courants politiques, s’étaient aussi cristallisées sur le problème de la gestion des déchets à long terme.

Le CEA, en partenariat avec Framatome, EDF, Siemens, les nouvelles autorités de sûreté françaises et allemandes, se sont aussitôt mis à travailler sur le renforcement de la sûreté des technologies nucléaires. Cela a exigé du temps – le temps long de la recherche – mais a abouti à des résultats reconnus dans de nombreux pays.

M. Yannick d’Escatha, ancien administrateur général du CEA, le raconte : « Ces recherches avaient trois volets. Premièrement, il s’agissait de réduire la probabilité de fusion du cœur ; on visait une réduction d’un facteur 10. Deuxièmement, on envisageait le cas où, malgré toutes nos précautions, l’accident se produisait. Si le cœur avait fondu, comment maintenir la radioactivité à l’intérieur de l’enceinte de confinement, pour que rien ne sorte ? Il fallait inventer des dispositifs spécifiques. Troisièmement, il fallait faire toutes ces démonstrations de manière déterministe : cela signifie qu’on n’était pas dans le registre des probabilités. Beaucoup d’autorités de sûreté s’appuient sur des évaluations probabilistes de sûreté. Nous, nous voulions nous assurer que, si le cœur venait à fondre, rien ne sortirait.

« Ces travaux ont pris des années et ont conduit à des innovations déterminantes. Je pense à toutes celles qui ont effectivement permis de réduire la probabilité d’un accident : l’instrumentation, le contrôle commande, la multiplication des circuits de sécurité. Mais je songe surtout au récupérateur de corium, ou core catcher, que peu de pays ont réussi à mettre au point. C’est un dispositif qui doit permettre de récupérer le cœur fondu s’il passe à travers la cuve et de l’étaler pour le refroidir, sur des couches de béton sacrificielles. Tout cela a été mis au point dans les installations du CEA à Cadarache. Le refroidissement se fait de manière passive et ne nécessite pas de sources d’énergie : c’est la gravité qui agit.

« Les technologies conçues pour ce système ont atteint la totalité des objectifs. Les performances et les caractéristiques de ce réacteur ont été homologuées par les autorités de sûreté non seulement en France mais également au Royaume-Uni, aux États-Unis, en Finlande et en Chine. »

Contrairement aux autres problématiques relatives au nucléaire, les gouvernants français n’ont pas été en reste.

M. Lionel Jospin a même fait de la sécurisation de la filière nucléaire un des axes prioritaires de sa politique énergétique. Il a ainsi mis en place de nombreux dispositifs en réponse, à la fois, aux attentes de sûreté et de transparence sur la sûreté nucléaire et aux défis de la gestion à long terme des déchets radioactifs.

Ces dispositifs ont été complétés ou renforcés à différentes reprises par des majorités politiques différentes, tous les acteurs politiques et industriels s’accordant en particulier sur la nécessité d’assurer le meilleur niveau de sûreté nucléaire possible.

Le contenu actuel de ces dispositifs a été présenté dans d’autres parties du rapport. On n’y reviendra pas. Mais il est intéressant de rappeler les étapes de leur construction pour montrer le grand mouvement qui s’est engagé à cette période.

● S’agissant de la sûreté nucléaire et de l’indépendance de ses experts, indispensable pour offrir l’incontestabilité et la transparence souhaitée par les Français :

– la loi n° 2001-398 du 9 mai 2001 crée une Agence française de sécurité sanitaire environnementale, dont l’article 5 crée l’Institut national de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN). Il est mis en place dès le début de 2002 par le décret 2002-254 du 22 février 2022.

Mme Voynet observe qu’en donnant des moyens pérennes à la radioprotection (c’est-à-dire la maîtrise des risques pour la santé des populations) et en la rapprochant de la sûreté nucléaire, ils ont « redonné de la crédibilité aux autorités publiques de contrôle et plus largement à la parole de l’État » ;

– la loi n° 2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire, dite loi TSN, crée le Haut comité pour la transparence et l’information sur la sécurité nucléaire (HCTISN), instance d’information, de concertation et de débat sur les risques liés aux activités nucléaires.

La direction générale de la sûreté et de la radioprotection (DGSNR) devient par ailleurs une autorité administrative indépendante : l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Mme Voynet souligne que si cette réforme s’est traduite dans une loi portée par la majorité suivante, le principe avait été posé par son gouvernement. Au reste la loi de 2006 a été adoptée de manière consensuelle ;

● S’agissant de la gestion des déchets, nécessaire au fonctionnement maîtrisé de la filière :

La création de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) remonte à la loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs, dite loi Bataille, complétée au cours des années suivantes par :

– le décret du 3 août 1999 autorisant l’ANDRA à installer et exploiter sur le territoire de la commune de Bure (Meuse) un laboratoire souterrain destiné à étudier les formations géologiques profondes où pourraient être stockés des déchets radioactifs ;

– la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs, qui conforte les missions de l’ANDRA (de conception et d’exploitation du stockage des déchets), impose la réversibilité du stockage pendant 100 ans, prévoit des modalités de financement et l’adoption tous les trois ans d’un Plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs (PNGMDR) ;

– enfin, la loi n° 2010-237 du 9 mars 2010 de finances rectificative pour 2010 relative aux investissements d’avenir, qui permet d’attribuer à l’ANDRA 100 M€ pour le financement du développement de solutions innovantes de traitement des déchets radioactifs visant à réduire le volume et la dangerosité de certains déchets difficiles à stocker (la convention est signée le 3 août 2010 entre l’État et l’ANDRA).

* *

Au début de la décennie 2010, le système de production électrique national apparaît ainsi très excédentaire, sans assurer l’entièreté des besoins des consommateurs français. Son avenir est en outre interrogé : si les réticences des écologistes vis-à-vis du nucléaire et leur influence entre 1995 et 2002 ont freiné le remplacement du parc, elles n’ont pourtant pas vraiment remis en cause la prépondérance nucléaire dans notre modèle. Ainsi, la relance opérée en 2005 reste timide. Les causes en sont multiples, mais elles inscrivent inéluctablement le parc français dans une logique de prolongation plus que de renouvellement à court et moyen termes, l’exposant, plus ou moins consciemment, au risque qu’une impossibilité technique contraigne les gestionnaires à arrêter l’exploitation de toute une série de réacteurs – ce qui s’est produit moins de dix ans plus tard.

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II. Les AnnÉes 2012-2017 – des objectifs qui se décorrèlent progressivement de la rÉALITÉ ÉNERGÉtique

La décennie 2010 s’ouvre par un accident nucléaire au retentissement mondial survenu le 11 mars 2011 au Japon, dans la centrale de Fukushima Daiichi, à la suite d’un tsunami consécutif à un tremblement de terre. Il ne s’agissait donc pas, comme à Tchernobyl en 1986, d’un accident nucléaire lié aux conditions de fonctionnement interne de la centrale ([303]).

La catastrophe de Fukushima : une catastrophe naturelle provoquant un accident nucléaire

Il s’agit d’un accident nucléaire majeur classé au niveau 7 de l’échelle INES, ce qui le place au même degré de gravité que la catastrophe de Tchernobyl (1986), compte tenu du volume important des rejets. Il combine les effets d’un accident nucléaire et d’un tremblement de terre.

Étape 1 : le séisme. Le 11 mars 2011, à 14h46, un séisme de magnitude 9 se produit au large du Japon.

La centrale nucléaire de Fukushima Daiichi perd son alimentation électrique externe : les réacteurs en activité sont automatiquement mis à l’arrêt, et les groupes diesel de secours pour maintenir le fonctionnement des pompes de refroidissement sont activés.

Étape 2 : le tsunami. Le tremblement de terre provoque alors un tsunami qui dévaste la côte Pacifique du pays.

À 15h30, plusieurs vagues hautes de plus de 15 mètres touchent la centrale. S’ensuivent alors plusieurs conséquences : l’endommagement des prises d’eau en mer et la perte des générateurs diesels de secours.

Les moyens de refroidissement de secours ne sont plus opérationnels, les cœurs des réacteurs ne sont donc plus refroidis.

L’eau bout dans la cuve, de la vapeur d’eau est produite et le niveau d’eau diminue dans le cuve. Les cœurs entrent en fusion partielle, avant une stabilisation le 17 mars.

Étape 3 : la montée en pression dans l’enceinte de confinement : la vapeur d’eau qui y est produite fait monter la pression.

Étape 4 : les décompressions du réacteur : ces décompressions sont nécessaires pour éviter l’endommagement de l’enceinte de confinement.

Étape 5 : explosion de l’hydrogène : l’accumulation de l’hydrogène conduit à une explosion dans le réacteur n° 1 le 12 mars, dans le réacteur n° 3 le 14 mars et dans le réacteur n° 2 le 15 mars.

Depuis l’accident, la centrale a été mise hors service, et la durée de son démantèlement est évaluée à quarante ans.

Source : https://www.asn.fr/l-asn-informe/situations-d-urgence/accident-de-fukushima#les-centrales-nucleaires-de-fukushima

Si l’accident rappelle les risques associés à l’énergie nucléaire dans des zones soumises à des risques sismiques importants, son retentissement notamment médiatique excède de loin ce qui s’est effectivement produit et provoque ce qui fut qualifié d’« hiver du nucléaire ».

Au Japon, l’accident est, selon M. Philippe Sauquet, un « véritable traumatisme », accentué par le fait qu’il survient dans un « pays sophistiqué, doté de très bons ingénieurs et dont le souci de sécurité est au moins égal au nôtre ». Le pays décide alors d’arrêter sa production nucléaire.

Les répercussions de l’accident s’étendent rapidement à d’autres pays. En Allemagne, où le choix de sortir du nucléaire avait déjà été fait, Mme Angela Merkel décide immédiatement d’accélérer le calendrier de fermeture des centrales. La Belgique décide de sortir du nucléaire à l’horizon 2025, et la Suisse prend la même décision sans fixer d’échéance. Si tous ces engagements ne se réaliseront pas suivant les calendriers envisagés (le Japon a ainsi progressivement remis en marche une partie de ses réacteurs), le nombre de pays européens soutenant l’énergie nucléaire se réduit. En Italie, le nucléaire civil avait été arrêté en 1990, après l’accident de Tchernobyl. En 2008, le Gouvernement de M. Sylvio Berlusconi avait néanmoins annoncé le retour de cette énergie et envisageait la construction d’un EPR. Il déclare y mettre un coup d’arrêt le 19 avril 2011. Ce changement de stratégie énergétique est confirmé par les Italiens qui, lors d’un référendum d’initiative populaire organisé les 12 et 13 juin 2011, expriment à plus de 94 % leur volonté d’abroger la loi autorisant la construction de nouvelles centrales.

Le Royaume-Uni et les pays d’Europe centrale et orientale maintiennent quant à eux leur soutien à l’énergie nucléaire, de même que la France.

Le Président de la République M. Nicolas Sarkozy tient un discours en ce sens le 16 mars 2011 ([304]) : « cet accident nucléaire provoque à travers le monde un certain nombre d’interrogations sur la sûreté des installations nucléaires et les choix énergétiques. La France a fait le choix de l’énergie nucléaire, qui constitue un élément essentiel de son indépendance énergétique et de la lutte contre les gaz à effet de serre. Ce choix a été indissociable d’un engagement sans faille pour assurer un très haut niveau de sûreté pour nos installations nucléaires. L’excellence technique, la rigueur, l’indépendance et la transparence de notre dispositif de sûreté sont reconnues mondialement. Je demeure aujourd’hui convaincu de la pertinence de ces choix ». Il s’engage à ce que les enseignements de l’accident soient tirés en France en matière de sûreté des installations.

En 2013 ([305]), lors d’un déplacement au Japon, le Président de la République M. François Hollande se prononce également sur l’accident. Il rappelle l’exigence de sûreté et évoque la diversification des sources d’énergie sans remettre en cause frontalement la poursuite de la filière nucléaire : « C’est vrai, vous le vivez ici, il y a un après Fukushima. Plus rien ne sera comme avant. Toutes les leçons doivent être tirées pour que pareille catastrophe ne se reproduise plus, ni ici, ni ailleurs. Nous y travaillons. Japon et France, nous devons montrer un niveau de sûreté, incontestable, le meilleur possible, celui qui permettra si des pays en décident souverainement de maintenir une production d’énergie nucléaire. Nous devons également traiter la question des déchets et démanteler les centrales que nous avons décidé de fermer. Voilà aussi un beau défi à relever ensemble, Japon et France ! Nous devons aussi diversifier nos sources d’énergie. Il y a une coïncidence d’intérêts : le Japon et la France ne disposent pas de ressources pétrolières. Raison de plus pour travailler ensemble et faire en sorte que sur les énergies renouvelables nous puissions être, là encore, en avance. »

En dépit de cette confirmation du choix français de l’énergie nucléaire, et comme l’ont souligné de nombreux experts lors des auditions, les répercussions sur la filière en France sont importantes.

Qualifié de « véritable retournement » (M. Pierre‑Marie Abadie), la catastrophe a, d’après Mme Anne Lauvergeon « rebattu les cartes du nucléaire ». Mme Catherine Cesarsky, haut-commissaire à l’énergie atomique au moment de la survenue la catastrophe, explique qu’il a mis un coup d’arrêt à la volonté politique de relance du nucléaire : « Durant près d’un an, nous n’avons parlé que de sûreté (…). Nous ne sommes jamais repartis avec autant d’allant que précédemment. La médiatisation de l’accident y est pour beaucoup ».

La catastrophe de Fukushima crée alors, pour reprendre les termes employés par M. Cédric Lewandowski, « un nouvel état d’esprit », qui aboutit à ce que « l’idée du développement du nucléaire, de son renouvellement et de la construction de nouvelles centrales [quittent] le champ des priorités à ce moment », dans un contexte où « l’opinion des leaders d’opinion [bascule] en dessous de 50 % vis-à-vis du soutien au nucléaire ».

Dans les mois qui suivent la catastrophe, l’opinion publique se révèle également très marquée. Un sondage IFOP réalisé le 5 juin 2011 indique que 77 % des Français souhaitent une sortie plus ou moins rapide du nucléaire, 62 % des Français souhaitant un arrêt progressif sur 25 ou 30 ans et 15 % souhaitant un arrêt rapide. Si le niveau d’inquiétude à l’égard des centrales nucléaires baisse assez rapidement (il passe de 56 % en avril 2011 à 42 % en mars 2012), la catastrophe a un impact sur l’image du nucléaire, et réduit en conséquence tant l’acceptabilité de la filière en général que son attractivité.

La catastrophe a aussi des conséquences industrielles et techniques en France, du fait non seulement de la sortie de l’Allemagne du nucléaire – Siemens se retire du capital d’Areva NP en mars 2011 – et des mesures prises à la suite des évaluations complémentaires de sûreté menées après l’accident (voir chapitre Ier, II, D, 2, f), qui impliquent de réaliser de nombreux travaux.

Pour toutes ces raisons, cet accident est une donnée importante du contexte à prendre en considération avant d’étudier l’évolution de la politique énergétique durant cette décennie.

S’agissant de la production énergétique, il est par ailleurs utile de souligner qu’au total, toutes énergies confondues, la production énergétique française reste stable jusqu’à la première moitié de la décennie, avant de commencer à décliner.

La production nationale d’énergie primaire se maintient ainsi à un niveau élevé sur la première moitié de la décennie, pour atteindre un pic de 140 Mtep en 2015.

La deuxième partie de la décennie se traduit en revanche par le début d’une baisse de la production énergétique qui reflète la moindre disponibilité du parc nucléaire. Dès 2016, la production recule deux années consécutives avec des baisses de respectivement 4,8 % en 2016 et de 1,3 % en 2017. La production nucléaire est alors en repli (– 7,8 % en 2016), en raison d’un nombre élevé d’opérations de maintenance et de contrôles dans les centrales nucléaires. Après un bref regain productif de + 4,2 % en 2018, la production connaît une nouvelle baisse de 2,7 % en 2019, le niveau de la production nucléaire retombant à celui de 2017.

Production d’énergie primaire par énergie

Année	2000	2005	2010	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Production en Mtep	131,1	137,6	139,1	137,9	139,1	140	133	132	138	134

Source : SDES, chiffres clefs de l’énergie, bilans annuels.

Sans entrer plus avant à ce stade dans l’analyse de l’évolution du mix énergétique de la France, l’esquisse de la moindre disponibilité du parc nucléaire à partir de 2016 et la progression continue des énergies renouvelables sont deux tendances observables d’une décennie durant laquelle la politique énergétique demeure principalement concentrée sur la question de l’électricité. La réflexion en termes de sécurité d’approvisionnement se focalisait alors sur la capacité à passer la pointe de consommation qui a atteint, en février 2012, le record, jamais égalé depuis, de 102 GW, et sur la question de l’évolution du parc thermique au gré de la fermeture des centrales au charbon et au fioul décidées par EDF. La fermeture de ces capacités de production, fortement émettrices de CO2 fait d’ailleurs écho à un autre élément de contexte croissant en cette décennie : la prise en considération des contraintes environnementales, incarnée par la préparation de l’organisation à Paris de la Conférence des parties pour le climat en 2021, qui mène à l’adoption de l’Accord de Paris en décembre 2015.

À l’issue d’un cycle d’auditions au cours duquel la commission d’enquête a entendu la plupart des décideurs et acteurs du monde de l’énergie de la période, cette décennie apparaît comme celle d’une stratégie énergétique manquant d’assise scientifique, technique et industrielle.

Avec le recul, le rapporteur constate que nonobstant le progrès qu’a constitué la création de la programmation pluriannuelle de l’énergie, la politique énergétique a été menée en l’absence d’outils de pilotage, voire contre les conclusions de ces outils (A).

La commission d’enquête a aussi souhaité apprécier le processus décisionnel qui a conduit à la loi pour la transition énergétique et la croissance verte adoptée en 2015. Cette loi, de l’aveu même de nombreux protagonistes de l’époque, apparaît comme le contre-exemple d’une stratégie énergétique de long terme qui concilie la décarbonation avec la sécurité d’approvisionnement (B).

Enfin, conséquence d’une première décennie de flottement des filières énergétiques puis des signaux envoyés à l’industrie nucléaire, le rapporteur a pris la mesure de la fragilisation de l’industrie énergétique française qui s’est aggravée durant cette décennie (C).

A. la mise en place paradoxale d’outils stratÉgiques SANS vision industrielle de long terme

Le pilotage de la politique énergétique fait l’objet d’une réflexion dans le cadre de l’élaboration de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte qui aboutit à la prise en compte du besoin de planification (1). Pourtant, qu’il s’agisse des prévisions de consommation (2) et de la définition de la sécurité d’approvisionnement à travers le critère de défaillance (3), les données et prévisions utilisées ne sont pas en phase avec les objectifs industriels, climatiques et souverains du pays.

1. La perception salutaire d’un besoin de planification avec la création de la programmation pluriannuelle de l’énergie

Avant l’adoption de la n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV), la programmation énergétique reposait sur des outils épars, principalement les trois documents de « programmation pluriannuelle des investissements » portant sur la production électrique (PPI électrique), la production de chaleur (PPI chaleur) et le secteur du gaz (PPI gaz).

La LTECV a produit une avancée majeure en dotant la politique énergétique d’un outil de planification unique, fixé par décret : la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Ce document, qui précise la feuille de route de la politique énergétique de la France en vue d’atteindre les objectifs inscrits dans le code de l’énergie, doit permettre de réunir tous les éléments nécessaires à la réalisation de la transition énergétique dans laquelle le pays s’engage. En application de l’article L. 141-1 du code de l’énergie, la PPE définit donc les modalités d’action des pouvoirs publics pour la gestion de l’ensemble des formes d’énergie sur le territoire métropolitain continental ([306]) afin d’atteindre les objectifs de la politique énergétique.

La PPE : un contenu défini à l’article L. 141-2 du code de l’énergie

La loi énumère les volets devant figurer dans la PPE, qui doivent être consacrés :

– à la sécurité d’approvisionnement. Outre la définition du critère de défaillance, ce volet précise notamment les mesures mises en œuvre pour garantir la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel et identifie les besoins d’importation d’énergies fossiles, d’uranium et de biomasse ainsi que les échanges transfrontaliers d’électricité prévus dans le cadre de l’approvisionnement ;

– à l’amélioration de l’efficacité énergétique et à la baisse de la consommation d’énergie primaire, en particulier fossile ;

– au développement de l’exploitation des énergies renouvelables et de récupération ;

– au développement équilibré des réseaux, du stockage et de la transformation des énergies et du pilotage de la demande d’énergie pour favoriser notamment la production locale d’énergie, le développement des réseaux intelligents et l’autoproduction ;

– à la préservation du pouvoir d’achat des consommateurs et de la compétitivité des prix de l’énergie, en particulier pour les entreprises exposées à la concurrence internationale. Ce volet présente les politiques permettant de réduire le coût de l’énergie ;

– à l’évaluation des besoins de compétences professionnelles dans le domaine de l’énergie et à l’adaptation des formations à ces besoins.

Les cinq derniers volets doivent préciser les enjeux de développement et de diversification des filières industrielles sur le territoire, de mobilisation des ressources énergétiques nationales et de création d’emplois.

Source : article L. 141-2 du code de l’énergie.

Par la création de la programmation pluriannuelle de l’énergie, la LTECV conçoit une méthode pertinente pour permettre un pilotage opérationnel de l’action des pouvoirs publics dans le domaine de l’énergie.

Elle repose sur une approche transversale qui permet d’appréhender dans une même stratégie l’ensemble des énergies et des fondements de la politique énergétique (production énergétique, maîtrise de la demande, infrastructures, réseaux etc.).

Elle inscrit le pilotage de la politique énergétique sur le moyen terme : la PPE couvre deux périodes successives de cinq ans ([307]), et est révisée tous les cinq ans.

Elle permet de dessiner le chemin à emprunter pour réaliser les objectifs prévus par la loi en fixant les objectifs quantitatifs de la programmation à atteindre. Elle précise, à titre indicatif, l’enveloppe maximale de ressources publiques qui devrait être engagée pour les atteindre et est assortie d’une étude ayant pour objet d’évaluer l’impact économique, social et environnemental de la programmation, ainsi que ses conséquences sur la soutenabilité des finances publiques, sur le développement des réseaux, et sur les prix de l’énergie.

L’établissement de la stratégie énergétique suppose de tenir compte des besoins énergétiques futurs associés aux activités consommatrices d’énergie, mais aussi d’hypothèses diverses telles que l’évolution démographique, la situation économique, la balance commerciale, ou le critère d’efficacité énergétique.

En vue de son élaboration, il est donc fait commande, principalement à RTE, de différents documents techniques. Si la qualité de ces productions est incontestable, le rapporteur a pu constater que les prévisions de consommation, telles qu’elles étaient demandées à l’époque par les pouvoirs publics, ne proposaient pas une analyse suffisamment complète de la situation.

2. Des prévisions de consommation insuffisamment précises faute de commande par le pouvoir politique

Le rapporteur a constaté qu’au contraire des scénarios actuellement proposés par RTE dans le cadre de l’analyse « futurs énergétiques 2050 », les scénarios de prévision soumis aux pouvoirs publics durant la décennie 2010 répondaient à une vision à la fois moins prospective et moins complète, qui ne permettait pas de définir une stratégie énergétique correctement éclairée à moyen et long terme.

Les prévisions de RTE, conformément aux attentes adressées au gestionnaire de transport par le gouvernement, étaient ainsi, à l’origine, purement prévisionnelles et techniques. Elles étaient centrées sur le respect du critère de sécurité d’approvisionnement, et ne fournissaient pas ou peu d’autres éléments en lien avec les évolutions non seulement climatiques, économiques, industrielles mais aussi sociologiques à venir.

M. Pierre-Marie Abadie, directeur de l’énergie de 2007 à 2014 a confirmé que durant cette période, les modèles de prospectives « n’étaient pas complets, d’un point de vue technologique, économique et environnemental », citant l’exemple de l’absence de prise en considération d’éléments tels que la capacité d’épargne des ménages, des ruptures technologiques ou de l’empreinte environnementale des différentes sources d’énergie.

Présentation par RTE du contenu des publications présentées jusqu’en 2016 :

« Jusqu’en 2016, les publications de RTE constituent essentiellement des analyses prévisionnelles à court/moyen terme. :

– Elles évaluent l’impact de la fermeture des moyens de production par rapport au risque probabiliste de défaillance du système électrique ;

– Elles ne se prononcent pas sur la pertinence des choix publics ;

– Elles sont généralement effectuées a posteriori par rapport à la déclaration d’intention des pouvoirs publics ou des acteurs de marché, dont elles prennent acte (sur le charbon, le fioul ou le nucléaire), qu’elles conduisent essentiellement à étaler dans le temps, dans un contexte de plus en plus tendu sur la sécurité d’approvisionnement.

– Les prévisions de consommation sont réalisées uniquement en fonction des politiques publiques en vigueur à date ou dont la modification est expressément envisagée par les pouvoirs publics ;

– Les analyses de mix sont effectuées sur la base des projections des acteurs de marché ou des trajectoires décidées par le Gouvernement ;

– Ce type d’analyse ne peut être mobilisé de manière normative : elle ne contribue pas, sur le fond, à l’analyse d’impact des choix publics. »

Source : document transmis au rapporteur de la commission d’enquête par RTE

Dans ces conditions de réalisation, les bilans prévisionnels prévoyaient une légère hausse à court terme seulement (bilans 2005-2010), une stagnation (bilan 2011) puis une baisse (bilan 2012) de la consommation, l’hypothèse étant que la consommation d’électricité baisserait grâce aux économies d’énergie.

Encadré 24 : prévision de la consommation d’électricité de RTE (en 2010)

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Source : Bilan prévisionnel de RTE, 2010.

Le bilan prévisionnel de 2015 en connaissance duquel le législateur a annoncé des objectifs de la réduction de la part de l’énergie nucléaire ou instauré le plafonnement de la capacité de production nucléaire tablait sur le fait que la demande d’électricité française resterait « peu dynamique ».

Encadré 25 : prévision de la consommation d’électricité de RTE (en 2015)

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Source : Bulletin prévisionnel de RTE, 2015.

Ces prévisions du début de la décennie 2010 se sont révélées juste à moyen terme : la consommation électrique a effectivement stagné ou diminué à partir des années 2010. Néanmoins, l’absence de prévision menée sur le plus long terme a sans doute contribué à ce que les pouvoirs publics ne perçoivent pas plus en amont le risque d’une tendance inverse à un horizon plus lointain.

Le rapporteur s’étonne que les décideurs à l’époque se soient satisfaits de telles analyses et n’aient pas constaté, alors même qu’une réflexion était en cours sur le pilotage de la politique énergétique à travers la création de la PPE, de l’absolue nécessité de fonder la stratégie sur des études plus complètes et se projetant à plus long terme.

M. Pierre-Marie Abadie, directeur de l’énergie de 2007 à 2014, a confirmé que durant cette période, les modèles de prospectives « n’étaient pas complets, d’un point de vue technologique, économique et environnemental ». Ils n’intégraient notamment pas d’éléments tels que la capacité d’épargne des ménages ou l’empreinte environnementale des différentes sources d’énergie.

Ce constat est d’autant plus frappant qu’en février 2012 avait été publié le rapport « Énergie 2050 », préparé par un groupe de travail présidé par M. Jacques Percebois et commandé par le ministre M. Éric Besson. Ce rapport (voir Chapitre II-I-A-1-c) envisageait de multiples données telles que le contexte international (la croissance de la demande à l’échelle de la planète) ou les incertitudes externes telles que la volatilité des prix du pétrole ou l’issue des négociations internationales sur le climat. Il soulignait par ailleurs la grande incertitude présidant en matière de demande à l’horizon 2030, tout en précisant que la plupart des scénarios prévoyaient plutôt une hausse de la demande : « On constate que la demande d’électricité répond à des impulsions contraires : les efforts d’efficacité énergétique tendent à la réduire, aux « effets rebonds », tandis que la plus grande électrification des usages et le développement des usages captifs la tirent à la hausse. Au final, en fonction de l’importance donnée à la maîtrise de la demande d’énergie par rapport à l’électricité comme vecteur énergétique, on peut aussi bien faire l’hypothèse d’une baisse ou d’une hausse de la demande d’électricité à l’horizon 2030. La plupart des scénarios prévoient une hausse de cette demande d’électricité ([308]) ».

Durant la première moitié de la décennie, les pouvoirs publics se sont donc contentés, pour définir la stratégie énergétique du pays, d’études qui ne permettaient pas de fonder une perspective claire sur l’évolution des consommations énergétiques à plus long terme – alors même qu’une commission d’experts de haut niveau avait entamé ce travail prospectif en 2010.

RTE a depuis mené un travail d’enrichissement de ses analyses mais confirme que ce n’est qu’à partir de 2021 qu’il s’est exprimé, sur la base d’une analyse prospective, sur les besoins d’électricité à long terme pour la France, à l’horizon 2050.

Si l’on peut se satisfaire de ce perfectionnement récent, le rapporteur constate l’impact qu’a pu avoir l’incomplétude d’une donnée aussi fondamentale que la prévision de consommation d’électricité et en particulier sa sous-estimation au regard des objectifs climatiques et industriels que la France se fixait.

Par ailleurs, dans le cadre des outils de prévision à plus court terme destinés à vérifier l’absence de risque pesant sur la sécurité d’approvisionnement, le rapporteur a constaté que la méthode employée à partir de 2011 s’était également révélée fruste.

3. Mais une approche fruste de la sécurité d’approvisionnement

Si la LTECV confirme la sécurité d’approvisionnement parmi les objectifs de la politique énergétique et prévoit que doit y être consacré l’un des volets de la programmation pluriannuelle de l’énergie, il apparaît que l’approche retenue de cette notion ne permet pas d’anticiper les crises énergétiques avec une profondeur de vue suffisante.

S’agissant de l’électricité, le niveau de sécurité d’approvisionnement attendu repose sur la définition, par les pouvoirs publics, du risque socialement et économiquement acceptable de défaillance. La sécurité d’approvisionnement ne correspond pas à un risque nul de déséquilibre entre l’offre et la demande. Une telle lecture serait extrêmement coûteuse, puisqu’elle imposerait de disposer d’une puissance installée sur le territoire susceptible de couvrir en permanence tous les aléas affectant le système électrique (aléas climatiques, accidents affectant la disponibilité du parc), y compris ceux qui ne sont supposés se produire qu’à une périodicité très faible.

Les pouvoirs publics définissent donc le niveau admis de risque de défaillance au terme « d’un arbitrage d’intérêt général entre, d’une part, les avantages que retirent les consommateurs du fait d’un moindre risque de rupture d’approvisionnement et, d’autre part, le coût supporté par la collectivité des moyens supplémentaires d’offre de production et d’effacement de consommation qu’il faut développer pour réduire ce risque ([309]) ».

En France, cet arbitrage aboutit à la définition du critère de défaillance, qui représente le niveau de rupture de l’alimentation électrique, pour des raisons d’équilibre offre-demande, accepté chaque année par la collectivité. Il s’agit d’un critère déterminant puisqu’il permet aux pouvoirs publics de calibrer le dimensionnement du système électrique et d’anticiper l’évolution du parc de production.

Historiquement, comme l’a rappelé RTE, EDF utilisait le « critère des trois heures » pour dimensionner le parc de production. Cela signifiait que le parc devait être en mesure d’assurer l’approvisionnement tout le temps, sauf trois heures par an en probabilité.

En 2000, l’article 6 de la loi NOME ([310]) a prévu que le ministre chargé de l’énergie arrêterait la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité en s’appuyant sur « un bilan prévisionnel pluriannuel établi au moins tous les deux ans ». La mission d’élaboration de ce bilan est endossée par RTE, ce que confirme un décret publié en 2006 ([311]) qui précise que dans ce document, RTE doit caractériser le risque de défaillance, dont le seuil correspond à une « durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité ». A sa création, RTE reprend donc le « critère des 3 heures » pour qualifier le niveau de risque du système électrique.

Le décret de 2006 précité prévoit que pour mettre à jour annuellement cette étude, RTE « s’appuie sur les perspectives d’évolution les plus probables de l’offre et des échanges d’électricité avec les réseaux étrangers ». Il précise par ailleurs qu’en la matière, le bilan « retient comme hypothèse centrale l’annulation du solde exportateur d’électricité à la pointe de consommation ». Cela signifie que RTE raisonne comme si le système ne recourrait à aucune importation pour passer la pointe de consommation.

En 2015, la LTECV a confirmé cette approche en inscrivant :

– à l’article L. 141-7 du code de l’énergie le fait que l’objectif de sécurité d’approvisionnement implique que « soit évitée la défaillance du système électrique, dont le critère est fixé par voie réglementaire ».

– à l’article L. 141-8 du code de l’énergie la mission d’établir périodiquement un « bilan prévisionnel pluriannuel ([312]) » dont l’objet est d’identifier les risques de déséquilibre entre les besoins de la France métropolitaine continentale et l’offre d’électricité disponible pour les satisfaire, et qui doit identifier les besoins en puissance nécessaires pour garantir le respect du « critère de défaillance ».

Ce critère peut, du reste, reposer sur d’autres critères que la durée moyenne de défaillance : la durée des délestages, leur profondeur et leur fréquence sont autant d’éléments qu’il est possible de prendre en compte. Néanmoins, la programmation pluriannuelle de l’énergie de 2016 ([313]) a choisi de « maintenir jusqu’en 2018 le critère de défaillance du système électrique à son niveau actuel, soit une durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité », tout en précisant qu’il conviendrait de mener, « d’ici 2018, une évaluation du coût de défaillance, en lien avec les réflexions européennes sur la mise en cohérence des critères nationaux ». Le décret relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie ([314]) a consacré ce critère à l’article D. 141-12-6 du code de l’énergie ([315]).

Or, il résulte des auditions menées par la commission d’enquête que deux objections peuvent être adressées à la façon dont le critère de sécurité d’approvisionnement a été appréhendé.

● Le premier motif d’interrogation est celui du périmètre d’analyse retenu par RTE.

Jusqu’en 2011, les bilans se fondent sur une analyse de la sécurité d’approvisionnement ne tenant pas compte des capacités de production des pays européens, auxquels il pourrait être fait appel grâce au système d’interconnexions. La sécurité d’approvisionnement est appréciée sur la base d’un solde d’échange nul, sans tenir compte des possibilités d’importation. En 2011, RTE décide de changer d’approche et d’intégrer les importations dans son appréciation de la sécurité d’approvisionnement. À compter de 2015, le raisonnement en « France interconnectée » prévaut pour l’évaluation des besoins d’investissements([316]). Le décret n° 2016-350 du 24 mars 2016 portant diverses modifications du titre IV du livre Ier du code de l’énergie confirme la prise en compte des échanges avec l’étranger dans l’étude d’équilibre offre-demande.

M. Dominique Maillard, qui dirigeait RTE au moment de cette évolution, a expliqué que le choix de prendre en compte une marge de manœuvre liée aux importations possibles, soit à cette époque 5 000 MW, avait été proposé par RTE afin de proposer un meilleure ajustement économique rendu possible par le développement des interconnexions avec les pays voisins. D’après lui, il apparaissait excessif de considérer qu’il existait un risque sur la sécurité d’approvisionnement dès lors que la capacité installée sur le territoire national était inférieure à la demande possible, car le développement et la diversification des interconnexions rendaient la prise en compte de cette marge de manœuvre possible.

Il faut aussi souligner qu’à cette époque, la France prépare le mécanisme de capacité, dont le critère de défaillance constitue le socle, et il apparait improbable que la Commission européenne accepte un mécanisme français qui n’intègrera pas les échanges européens. Par ailleurs, le critère défini par RTE n’avait pas de conséquence économique ou opérationnelle : il s’agissait d’une analyse de risque qui n’aboutissait pas à une prise de décision quant à l’opportunité de la fermeture ou du maintien d’une entité de production électrique. À cette époque, les fermetures des centrales thermiques au charbon et au fioul sont la conséquence de décisions industrielles, prises par les exploitants, et qui ne sont donc pas commandées par les pouvoirs publics.

La commission d’enquête s’est néanmoins interrogée sur l’angle mort que risque de constituer, dans un scénario probabiliste national ([317]), l’hypothèse de la survenue d’une crise multifactorielle européenne (fondée par exemple sur la combinaison d’une vague de froid et d’une crise géopolitique aux frontières de l’Europe) qui conduirait à ce que les pays voisins de la France réduisent leurs exportations et à ce que la France ne puisse compter sur les interconnexions pour maintenir sa sécurité d’approvisionnement. Aussi, et bien que RTE envisage dans ses scénarios deux types de cas, d’une part la « France isolée » qui ne peut compter sur les marges de capacités liées aux facultés d’importation, d’autre part la « France interconnectée », avec ces échanges, il paraîtrait pertinent que l’hypothèse d’une limitation ou d’une suppression des importations figure parmi les aléas pris en considération.

● Le second motif de discussion porte sur la définition du critère de défaillance.

Dès 2017, dans son bilan prévisionnel, RTE souligne le « caractère fruste » de l’indicateur « basé uniquement sur la durée moyenne de défaillance, qui ne permet pas de caractériser finalement la nature des risques, leur probabilité d’occurrence et leur impact ([318]) ». La formulation du critère de sécurité d’approvisionnement en nombre moyen d’heures de défaillance « ne dit rien de la probabilité réelle d’appel aux moyens exceptionnels, de la profondeur de tels événements, de leur fréquence et de leur durée ([319]) ». Dès cette date, RTE juge utile « d’aller au-delà du critère pour disposer d’une analyse plus circonstanciée des risques en matière de sécurité d’approvisionnement ».

M. François Brottes qui dirigea RTE a néanmoins souligné que celui-ci menait depuis déjà 2019 des stress tests qui visent précisément à mesurer la profondeur des défaillances possibles, qui peuvent être importantes mais sont d’une probabilité très faible. Il s’agit d’appréhender un scénario critique dans lequel, par exemple, surviendrait une vague de froid intense, une indisponibilité simultanée de plusieurs réacteurs nucléaires, une situation de vent faible ou très faible en Europe ou en France. Au fur et à mesure du déploiement des énergies renouvelables, ces tests s’avèreront d’autant plus nécessaires que la complexité de la gestion de l’intermittence et donc de l’équilibre sur le réseau sera croissante, et cet outil est désormais intégré dans les études de RTE depuis 2021.([320])

En dépit de l’existence de ces stress tests, M. Xavier Piechaczyk a confirmé à la commission d’enquête que ce critère de trois heures ne lui semblait pas suffisant pour que les pouvoirs publics puissent anticiper les crises, et qu’il lui était possible de l’améliorer.

Le débat sur la définition du critère de défaillance a récemment été relancé. À la faveur d’une réforme visant à mettre le droit français en conformité avec le droit européen ([321]) qui prévoit que la méthode de définition du critère de sécurité d’approvisionnement relève désormais des régulateurs nationaux (et non plus des États), le décret du 23 décembre 2021 ([322]) a réécrit l’article D. 141‑12‑6 du code de l’énergie, qui expose la méthode suivie pour le déterminer ([323]).

En parallèle de ces discussions, M. Xavier Piechaczyk a indiqué que RTE était actuellement en discussion avec la DGEC sur la question.

B. La LOI DE 2015, ou le contre-exemple d’une stratÉgie ÉNERGÉtique

Le quinquennat du Président François Hollande est marqué par l’adoption de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la crois-séance verte (dite loi TECV), qui a fait l’objet de nombreux commentaires au fil des auditions menées par la commission d’enquête.

Comme cela a été souligné précédemment, cette loi a fait œuvre utile en matière de pilotage de la politique énergétique par la création de la programmation pluriannuelle de l’énergie. Pourtant, certains des principes devant sous-tendre l’élaboration de la PPE n’ont pas eux-mêmes été suivis par le législateur de 2015.

Il en va ainsi de l’aspiration à la transversalité de la conduite de la politique énergétique. Prônée pour ce qui concerne la PPE, elle n’est pas véritablement suivie dans le texte de la LTECV, qui s’avère largement focalisée sur l’électricité, qu’elle soit de source renouvelable, d’origine nucléaire ou hydroélectrique. Ainsi, alors même que l’intitulé du titre premier mentionnait avoir pour ambition de définir les objectifs communs pour réussir la transition énergétique et « renforcer l’indépendance énergétique », la question de la dépendance française aux énergies fossiles (gaz et pétrole) n’est pas abordée. Les dispositions relatives au développement d’une mobilité propre s’inscrivent davantage dans le cadre de la réflexion environnementale que dans une approche de réduction de la dépendance aux importations pétrolières. Dans le même esprit, la question du gaz n’est que très indirectement approchée à travers les dispositifs de rénovation et de performance énergétique des bâtiments.

Il en va de même de l’idée de fonder la conduite de la politique énergétique sur une étude d’impact évaluant toutes les conséquences des dispositions prises. Alors qu’il impose cet outil dans le cadre de l’élaboration de la PPE, le législateur s’en affranchit en posant, au sein du titre premier de la loi, une multiplicité d’objectifs non priorisés dont certains s’avèrent contradictoires (1). En particulier, l’objectif de réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à l’horizon 2025 ne repose pas sur une étude rigoureuse permettant d’en assurer la faisabilité (2). Finalement, cette mesure, tout comme celle du plafonnement de la capacité de production nucléaire, relève davantage du choix symbolique et politique que de la stratégie énergétique (3).

1. La multiplicité d’objectifs non priorisés fragilise le modèle énergétique français

Tandis que la loi pour la transition énergétique s’accompagne d’une réflexion sur les outils de pilotage de la politique énergétique supposés s’appuyer sur une analyse rigoureuse des trajectoires, elle pose en son titre premier une multiplicité d’objectifs non priorisés qui relèvent davantage de l’incantation que de la stratégie énergétique.

Elle s’inscrit en ce sens dans la continuité de la loi de programmation de 2009 issue du Grenelle de l’environnement, qui procédait aussi à la définition légale d’objectifs quantitatifs, exprimés en pourcentage, devant être poursuivis par la politique énergétique.

Avant ces lois, la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique (dite loi NOME) se focalisait sur les moyens à mettre en œuvre : seuls deux objectifs exprimés en pourcentage figuraient dans le dispositif du texte ([324]). Plus tard, la loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement introduit un certain nombre d’objectifs chiffrés qui visent non seulement la réduction des émissions de gaz à effet de serre, mais aussi l’amélioration de la consommation énergétique ou encore le développement des énergies renouvelables ([325]).

Avant 2015, l’article L. 100-4 du code de l’énergie relatif aux objectifs de la politique énergétique et créé par l’ordonnance du 9 mai 2011([326]) ne mentionnait pas ces objectifs chiffrés : il renvoyait aux objectifs inscrits dans la loi n° 2009-967 précitée. En 2015, la LTECV procède à la réécriture de l’article L. 100-4 du code de l’énergie pour y énumérer neuf objectifs, dont six sont déclinés sous la forme d’un pourcentage à atteindre.

Les objectifs quantitatifs inscrits à l’article L. 100-4 du code de l’énergie par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015.

– Réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40 % entre 1990 et 2030 et division par quatre entre 1990 et 2050 (maintien de l’objectif préalablement fixé par la loi n°2009‑967 précitée) ;

– réduction de la consommation énergétique finale de 50 % en 2050 par rapport à 2012, en visant un objectif intermédiaire de 20 % en 2030 ;

– réduction de la consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 30 % en 2030 par rapport à 2012 ;

– détermination de la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie : 23 % en 2020 et 32 % en 2030 avec, pour y parvenir à cette date, une part des énergies renouvelables dans la production d’électricité de 40 %, dans la consommation finale de chaleur de 38 %, de la consommation finale de carburant de 15 % et de la consommation de gaz de 10 % ;

– réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à horizon 2025 ;

– réduction de la pollution atmosphérique conformément au plan national de réduction défini par le code de l’environnement ;

– rénovation aux normes « bâtiment basse consommation » de l’ensemble des bâtiments du parc immobilier à l’horizon 2050 ;

– autonomie énergétique des départements d’outre-mer à horizon 2030, avec, comme objectif intermédiaire, 50 % d’énergies renouvelables à l’horizon 2020 ;

– multiplication par 5 de la quantité de chaleur et de froid renouvelable et de récupération livrée par les réseaux de chaleur et de froid à l’horizon 2030.

La LTECV décline donc une série d’objectifs ambitieux, tant sur le plan climatique, en termes de réduction des émissions polluantes, que sur le plan énergétique en termes de développement de certains types de production énergétique.

S’agissant du déploiement des énergies renouvelables, la loi TECV maintient l’objectif préalablement fixé par la loi de 2009 d’atteindre, en 2020, la part de 23 % de la consommation d’énergie finale française, auquel elle ajoute un objectif plus lointain consistant à porter cette même part à 30 % en 2030. Il ne suffit pourtant pas d’afficher un objectif dans la loi pour que la réalité industrielle suive. Ainsi, le seuil de 23 % fixé dès 2009 et confirmé en 2015 n’était-il toujours pas atteint en 2021, puisque la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute atteignait cette année-là le taux de 19,3 % ([327]).

À la problématique de l’accumulation d’objectifs ambitieux, la loi de 2015 ajoute un nouveau type d’objectif quantitatif relatif à la définition du mix de production électrique. En vue de la réalisation de l’objectif consacré au déploiement des énergies renouvelables, la LTECV précise qu’en 2030, les énergies renouvelables devront représenter 40 % de la production d’électricité, 38 % de la consommation finale de chaleur, 15 % de la consommation finale de carburant et 10 % de la consommation de gaz. En parallèle, elle fixe un objectif de réduction de la part du nucléaire dans le mix énergétique de moins de 50 % à l’horizon 2025.

Cette focalisation du législateur sur la définition du mix électrique apparaît problématique tant elle élude la question de la première dépendance énergétique française : la dépendance aux hydrocarbures. Des sujets tels que la diminution du recours au chauffage par le gaz ou de l’électrification du parc de véhicules pour diminuer les importations de pétrole ne sont ainsi pas réellement investis.

Par ailleurs, cette orientation du mix électrique entre en contradiction avec le premier objectif fixé qu’est celui de la décarbonation. S’y oppose en effet la réduction de la part du nucléaire, qui est une énergie décarbonée constitutive d’un atout réel dans l’optique de la diminution des émissions de gaz à effet de serre. L’expérience allemande a montré que la diminution puis la suppression de la part du nucléaire dans le mix énergétique remet en cause la réalisation des objectifs climatiques en raison de la nécessité de relancer des centrales thermiques, fortement émettrices de particules polluantes. La fermeture de capacités nucléaires entraîne la réouverture des capacités thermiques, faute pour les énergies renouvelables, du fait de leur intermittence ou du dimensionnement insuffisant du parc de production, de suppléer la perte de capacités nucléaires.

Plus encore, la question de la définition du mix électrique est surinvestie sur la base d’objectifs programmatiques politiques destinés à donner un élan à la filière des énergies renouvelables, mais sans que soit au préalable déterminée la faisabilité de la modification du mix électrique dans les délais indiqués au regard du maintien de la sécurité d’approvisionnement. En dépit de la volonté légitime du législateur d’adopter une posture volontariste en matière de déploiement des énergies renouvelables, le législateur aurait dû s’abstenir de faire du sujet du mix électrique un étendard symbolique décliné sous la forme d’objectifs. Il le devait d’autant plus qu’il apparaissait déjà, en 2015, que la filière industrielle des énergies renouvelables peinait à se structurer (voir chapitre II, I, B, 2), et que la concrétisation de ces objectifs se heurterait à la réalité des capacités de production énergétique du pays.

2. La définition légale d’un objectif de réduction à 50 % d’électricité nucléaire dans le mix électrique à l’horizon 2025 : un objectif politique maintenu au mépris de la réalité scientifique et technique

En 2015, l’examen du projet de loi relatif à la transition énergétique conduit le législateur français à appréhender la question du mix électrique d’une façon inédite : il inscrit, dans la loi, un pourcentage visant à limiter la part de la production nucléaire dans le mix électrique.

L’article 1er de la LTECV modifie l’article L. 100-4 du code de l’énergie afin d’y énumérer les objectifs de la politique énergétique nationale parmi lesquels figure celui de « réduire la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50 % à l’horizon 2025 ».

Or, cet objectif quantitatif, qui prend la forme d’un pourcentage, apparaît dépourvu de sens industriel et s’avère déconnecté d’une réflexion en termes de sécurité d’approvisionnement.

La commission d’enquête a cherché à retracer le processus décisionnel ayant conduit à ce choix dénoncé par de nombreux acteurs du secteur de l’énergie comme représentant un signal négatif adressé, en 2015, à l’ensemble de la filière nucléaire.

a. Un objectif quantitatif d’inspiration politique mais dépourvu de fondement scientifique ou technique

En réponse aux interrogations du rapporteur quant au fondement de l’objectif de réduction de la part du nucléaire dans le mix énergétique, il a été à plusieurs reprises fait référence à l’hypothèse d’une transcription d’un accord électoral.

Cet accord électoral, c’est celui qui est passé l’année qui précède l’élection présidentielle de 2012, entre le Parti socialiste, dont la première secrétaire est alors Mme Martine Aubry, et le parti Europe Écologie Les Verts, dont la secrétaire nationale est Mme Cécile Duflot. S’agissant de l’énergie, cet accord au contenu à la fois programmatique et électoral retient effectivement, mais pas seulement, l’engagement de réduire à 50 % la part du nucléaire dans la production électrique en 2025 :

Extrait de l’accord conclu entre le Parti socialiste et le parti Europe écologie les Verts le 15 novembre 2011

« 2) Rééquilibrer la production française d’électricité en faveur des énergies renouvelables

Nous réduirons la part du nucléaire dans la production électrique de 75 % aujourd’hui à 50 % en 2025 et engagerons :

– Un plan d’évolution du parc nucléaire existant prévoyant la réduction d’un tiers de la puissance nucléaire installée par la fermeture progressive de 24 réacteurs, en commençant par l’arrêt immédiat de Fessenheim et ensuite des installations les plus vulnérables, par leur situation en zone sismique ou d’inondation, leur ancienneté et le coût des travaux nécessaires pour assurer la sécurité maximale. Cette évolution intégrera les évaluations de l’ASN et de l’IRSN ainsi que le nécessaire équilibre offre-demande. (…) ».

Source : EELV

L’hypothèse d’une filiation directe entre cet accord électoral et la disposition législative étudiée eut été fâcheuse.

De l’avis de décideurs auditionnés, qui étaient membres du Parti socialiste lors de l’élaboration de cet accord, la définition de cet objectif quantitatif ne s’appuie sur aucune analyse scientifique ou technique susceptible d’en mesurer la faisabilité ou la compatibilité avec le maintien de la sécurité énergétique.

Ce que M. Arnaud Montebourg ([328]) qualifie « d’accord de coin de table » est, pour Mme Ségolène Royal ([329]) (qui lors de la primaire du parti socialiste en 2011, s’était engagée face à Greenpeace en tant que candidate à une sortie complète de l’énergie nucléaire sous 40 ans) un « accord politique [qui] n’est pas robuste techniquement, car [les partis politiques] n’avaient pas les moyens de mener des études d’impact ». M. Manuel Valls confirme qu’« aucune étude d’impact ou analyse de besoin ne justifiait le passage de 75 % à 50 % de nucléaire dans la consommation énergétique. Certains pensaient sans doute que la prépondérance du nucléaire freinait l’émergence des nouvelles énergies ».

Point d’étude technique donc, mais un accord politique, présenté comme tel par M. François Brottes, qui présida la commission spéciale chargée d’examiner le projet de loi de transition énergétique à l’Assemblée nationale : « Il s’agissait d’un accord politique. Certains étaient pour la sortie du nucléaire, d’autres, pour l’accélération du déploiement des énergies renouvelables, sans pour autant abandonner le nucléaire. Il a donc été décidé de trancher au milieu. Cet accord politique visait aussi à abandonner le combustible MOX (mélange d’oxydes) – ce qui d’ailleurs, n’a pas été fait ».

Certes, l’accord politique, qui prévoit notamment la fermeture de 24 réacteurs et l’arrêt du retraitement du combustible, n’est pas transmis tel quel et entièrement dans la loi. M. Manuel Valls, qui y prend part, se souvient d’ailleurs que le débat sur la politique énergétique qui s’y déroule est empreint du contexte post-Fukushima de l’époque et marqué par « une forme d’emballement dans une formation politique ». D’ailleurs, selon lui, au fond, « la plupart des candidats étaient favorables aux objectifs, mais pas au contenu de l’accord avec Les Verts ».

De fait, le programme présidentiel présenté par le candidat désigné, M. François Hollande, ne correspond pas à l’accord électoral précité. La proposition n° 41 du programme est ainsi formulée : « Je préserverai l’indépendance de la France tout en diversifiant nos sources d’énergie. J’engagerai la réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité de 75 % à 50 % à l’horizon 2025, en garantissant la sûreté maximale des installations et en poursuivant la modernisation de notre industrie nucléaire. Je favoriserai la montée en puissance des énergies renouvelables en soutenant la création et le développement de filières industrielles dans ce secteur. La France respectera ses engagements internationaux pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Dans ce contexte, je fermerai la centrale de Fessenheim et je poursuivrai l’achèvement du chantier de Flamanville (EPR). »

Le projet présidentiel de M. François Hollande ne reprend en effet pas l’objectif de fermeture de 24 réacteurs, mais uniquement la fermeture des deux réacteurs de la centrale de Fessenheim. Par ailleurs, si le programme présidentiel comporte un objectif de réduction de la part de l’énergie nucléaire à 50 % de la production électrique, il ne prévoit plus sa réalisation « en 2025 », comme le prévoyait l’accord électoral, mais « à l’horizon 2025 ».

Pourtant, qualifier comme l’ancien Président de la République M. François Hollande ([330]) de « fantasme » l’idée d’une transcription dans la loi de 2015 de l’accord électoral de 2011 est pour le moins curieux : c’est bien l’ambition politique annoncée lors de la campagne présidentielle, devenue totémique, qui est traduite dans la loi.

Le quinquennat du Président François Hollande s’ouvre donc sur cette promesse, reprise dans la déclaration de politique générale du Premier ministre M. Jean‑Marc Ayrault ([331]), et dont la concrétisation incombe au ministre de l’Environnement et de l’Énergie chargé de préparer la loi de transition énergétique. Sous ce Gouvernement, trois ministres de l’environnement se succèdent (Mme Nicole Brick, Mme Delphine Batho et M. Philippe Martin) et quittent leurs fonctions avant d’avoir pu mettre en œuvre cette réforme.

Mme Delphine Batho en a débuté le travail de préparation en tant que ministre de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie entre le 21 juin 2012 et le 2 juillet 2013. Auditionnée par la commission d’enquête, elle confirme avoir eu pour mission de mettre en œuvre cette promesse présidentielle qui, d’après-elle, servait « l’intérêt de la nation, car la trop grande dépendance de la France à l’égard du nucléaire pour sa production d’électricité est une vulnérabilité ».

La préparation de la réforme apparaît périlleuse. Mme Delphine Batho ([332]) indique avoir commandé à ses services des études sur la faisabilité de l’objectif. Celles-ci aboutissent, selon Mme Batho, à la conclusion « qu’il était réaliste d’envisager l’atteinte de l’objectif de 50 % entre 2028 et 2030, mais qu’il n’était pas souhaitable de retenir la date de 2025 – même si c’était possible –, car cela obligerait à recourir aux énergies fossiles pour remplacer le nucléaire ». Elle se déclare opposée à la deuxième option, jugeant préférable de « fermer des réacteurs à mesure que des progrès étaient accomplis en matière d’économies d’énergie, de sortie des énergies fossiles et de développement des énergies renouvelables ».

Le changement de Gouvernement intervenu en 2014 avec la nomination de M. Manuel Valls en tant que Premier ministre n’a visiblement pas d’impact sur ce processus. Pour M. Manuel Valls, la volonté d’inscrire cet objectif dans la loi repose sur l’ambition de « se tourner vers un cap différent. » D’après M. Valls, la question « n’était pas tant le niveau de 50 % fixé pour la production électrique, mais plutôt la direction à prendre pour ouvrir la voie à d’autres sources non carbonées d’électricité que le nucléaire et l’hydroélectrique ».

Sous son Gouvernement, c’est finalement à Mme Ségolène Royal, nommée le 2 avril 2014 ministre de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer, chargée des Relations internationales sur le climat, que revient la responsabilité de mettre en application cette promesse présidentielle.

Elle déclare à la commission d’enquête que, dans la mesure où elle estimait que cet objectif « n’avait pas sa place dans la loi », elle a d’abord « cherché à extraire cet objectif de 50 % de la loi, en proposant de le placer dans la PPE », avant de proposer de porter l’échéance à 2030, ce à quoi elle a dû renoncer en raison des écologistes « montés au créneau, à Matignon et à l’Élysée ». Elle aurait alors œuvré pour inscrire dans la loi « l’horizon 2025 » (formule retenue dans le programme présidentiel), plutôt que la formule « en 2025 », ce qui paraît étonnant compte tenu du fait que le programme présidentiel avait déjà substitué à cette échéance ferme la qualification d’un « horizon ».

Interrogée sur sa réaction face à l’avis réservé des administrations placées sous son autorité, qui jugeaient difficile plutôt que « réaliste » le respect de l’objectif y compris à l’horizon 2025, Mme Ségolène Royal a fait cette réponse : « Même si l’objectif me semble irréaliste, me conduisant d’ailleurs à plaider pour 2030, la PPE permettra de le réajuster. Je cherche plutôt à tirer le meilleur profit de cette injonction politique pour le modèle énergétique français, en poussant les énergies renouvelables et les économies d’énergie ». Elle considère ainsi s’être appuyée sur cet objectif « pour donner à la France des opportunités supplémentaires afin de prendre une avance sur les énergies renouvelables et la performance énergétique, tout en maintenant la production nucléaire à son niveau de l’époque ».

Le fait que l’étude d’impact accompagnant le projet de loi ne s’accompagne d’aucun élément pour établir les moyens de réaliser cet objectif ne fait quant à lui l’objet d’aucune explication. L’étude d’impact n’évoque cet objectif de ramener la part du nucléaire à 50 % du mix électrique qu’en une phrase lapidaire : « Dans le scénario de la loi, le mix électrique continue à évoluer au-delà de 2020 : la part du nucléaire est ramenée à 50 % à l’horizon 2025, la part des énergies renouvelables atteint 40 % de la production d’électricité à l’horizon 2030 ».

La rubrique « consultations » de l’étude d’impact fait pourtant état d’une réserve émise par le Conseil national de l’industrie, à laquelle il n’est pas donné de réponse : « Par ailleurs, le CNI s’inquiète de l’objectif de réduction de la part du nucléaire dans la production électrique, estime que les dispositions destinées à relancer et favoriser les énergies renouvelables ne sont pas les plus propices à assurer une relance du secteur et reproche globalement au projet de ne pas s’intégrer dans une politique européenne plus globale ».

Le soin d’élaborer une étude d’impact pour cette mesure de réduction de la part de production nucléaire est en quelque sorte renvoyé au stade de l’élaboration de la programmation pluriannuelle de l’énergie qui, en application de l’article L. 141‑3 du code de l’énergie, doit comporter une telle étude.

Au moment du débat parlementaire de la LTECV, aucune donnée scientifique ou technique n’est donc apportée à la représentation nationale pour éclairer ce choix d’inscrire dans la loi l’objectif poursuivi. Pourtant, le rapporteur a établi que des analyses techniques demandées aux administrations, notamment relayées au Premier ministre et au Président de la République par le ministre en charge de l’industrie, faisaient ressortir des doutes quant à la faisabilité de l’objectif dans le calendrier choisi.

b. Un objectif inscrit dans la loi malgré des alertes administratives émises et connues sur la faisabilité du calendrier choisi

Pour appréhender le niveau d’information technique des décideurs, la commission d’enquête a interrogé sur ce point les différentes administrations et instances en charge de l’énergie.

D’abord, l’actuel président du directoire de RTE, M. Xavier Piechaczyk, a indiqué à la commission d’enquête que le Gouvernement n’avait pas sollicité l’expertise de RTE pour évaluer, avant la discussion de la loi, les conséquences de l’objectif de réduction à 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité. Il s’agit là d’un premier constat significatif du manque de fondement solide à la disposition légale dont il est question.

L’ancien Président de RTE, entre 2007 et 2015, M. Dominique Maillard, a cependant indiqué à la commission d’enquête qu’il avait alerté le Gouvernement, à la fois oralement et par écrit, sur le caractère tendu de la réalisation et sa subordination à la réalisation de conditions techniques : « En tant que responsable de RTE, j’ai confirmé la possibilité de ce scénario, sous réserve de remplir plusieurs conditions. Au vu de la configuration du réseau français, la diminution de la puissance nucléaire et son remplacement par d’autres moyens de production concentrés n’auraient posé aucun problème, turbines à gaz ou centrales à charbon implantés aux mêmes endroits. En revanche, si l’on remplaçait ces centrales nucléaires par des centrales de plus petite taille, diffuses et réparties, il n’était pas garanti que le réseau serait strictement adapté à cette nouvelle configuration. Les conditions qui avaient pu être annexées à la faisabilité du scénario comportaient une adaptation du réseau de transport et, a fortiori, du réseau de distribution ».

Ensuite, s’il ressort des auditions organisées que des études ont été menées par les services du ministère de la Transition énergétique, il s’avère que les conclusions auxquelles elles parvenaient consistaient à souligner que le délai de 2025 serait difficilement tenable.

M. Pierre-Marie Abadie, directeur de l’énergie de 2007 à 2014, a confirmé qu’une alerte avait été faite sur le calendrier. Selon lui, l’objectif de 50 % était en lui-même réalisable. En revanche, la question se posait sérieusement de sa faisabilité en 2025, car elle impliquait de surmonter un certain nombre de défis techniques, mais aussi de fermer, rapidement, un grand nombre de réacteurs :

« Nous n’avions pas d’alerte à émettre sur ces 50 %. En revanche, nous avions alerté au sujet du calendrier. Un calendrier rapide supposait de fermer énormément de centrales. Cela supposait également d’avoir des niveaux de renouvelables extrêmement ambitieux. Le troisième sujet était l’ampleur de la transformation du réseau qui n’était clairement pas atteignable en une dizaine d’années. Enfin, le quatrième sujet concernait l’incompatibilité avec le maintien du retraitement. Or, le cadrage politique était « 50 % 2025 », avec maintien du retraitement. Une contradiction apparaissait donc entre ces deux éléments ».

M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat depuis 2012, a eu recours à des expressions pour le moins prudentes et presque contradictoires pour évoquer ces objectifs et leur travail d’instruction. S’il n’a pas souhaité qualifier la concrétisation de l’hypothèse de 50 % de nucléaire à l’horizon 2025 de « réaliste » en 2014, préférant la qualifier de « plausible » : « Il était assez clair que l’objectif était ambitieux, sans paraître, pour autant, inatteignable en 2014 », il a même plus directement fait état d’un doute partagé avec la ministre Mme Delphine Batho dès 2012 sur la capacité à atteindre cette trajectoire : « Rapidement, nous avons compris que l’horizon 2025 semblait peu réaliste au regard du rythme de développement des énergies renouvelables. »

Il a confirmé à la commission d’enquête que les difficultés de réalisation de cet objectif avaient bien été signalées au Gouvernement.

M. Antoine Pellion ([333]), conseiller technique énergie au cabinet de Mme Ségolène Royal, confirme que ces alertes étaient bien connues de la ministre et de son cabinet. Il insiste néanmoins sur le fait que ces études soulignaient des difficultés, mais non une impossibilité : « La difficulté de ce scénario est clairement établie. Il n’est pas totalement impossible, mais il dépend d’hypothèses assez volontaristes. Le chemin existe. »

M. Dominique Maillard se souvient quant à lui que la réponse à l’alerte émise par RTE avait « sans doute consisté à affirmer que les moyens nécessaires seraient mis en œuvre le moment venu ».

Le rapporteur a ainsi pu établir que l’information technique et scientifique selon laquelle la réalisation des objectifs visés, qui allaient être inscrits dans la loi, n’était pas impossible mais apparaissait peu probable voire présentait un risque existait. Le rapporteur a constaté que cette information avait été transmise au Gouvernement, que le Gouvernement semble en avoir été conscient à l’époque mais qu’il a, en connaissance de cause, choisi de persévérer

Il faudra attendre 2017 pour que RTE soit sollicitée en vue d’appréhender les moyens à mettre en œuvre pour atteindre l’objectif fixé dans la loi et apprécier les conséquences techniques, économiques et environnementales qui en résulteraient. C’est sur la base de l’analyse produite que le Ministre M. Nicolas Hulot annoncera le report de l’échéance à 2035 (voir chapitre II, III, A, 1, a).

c. La justification peu convaincante fondée sur le caractère faiblement normatif du dispositif

Le choix politique de maintenir la fixation d’un objectif chiffré dans la loi a été relativisé par les différents décideurs de l’époque, qui ont tous excipé de la faible normativité de la disposition.

Les membres du cabinet de la ministre Mme Ségolène Royal insistent ainsi sur le caractère purement programmatique de cet objectif politique.

M. Manuel Valls développe la même idée lorsqu’il explique qu’au sein du Gouvernement, « les 50 % n’étaient pas un « verrou » ».

M. François Brottes prend quant à lui appui sur l’absence d’étude d’impact pour justifier le caractère non normatif de la disposition : « L’horizon des 50 % est d’autant moins normatif qu’il ne fait l’objet d’aucune trajectoire dans l’étude d’impact de la loi de 2015 ni dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de 2016 ».

Pour le rapporteur, la visée déclaratoire de l’objectif, sans indication légale des moyens mobilisés pour l’atteindre, n’est pas de nature à tempérer le jugement porté sur la décision retenue et sur les critères de cette décision.

La volonté d’émettre un signal clair en faveur du développement des énergies renouvelables est un choix politique légitime que le rapporteur n’entend pas remettre en cause. Mais ce signal positif pour les énergies renouvelables s’est transformé en signal négatif pour le nucléaire. Or, en l’absence de certitude quant à la possibilité de poursuivre la trajectoire annoncée, les effets déstabilisateurs sur la filière nucléaire auraient dû conduire à une plus grande prudence.

Le manque d’écoute politique aux alertes techniques et scientifiques reçues incarne ce manque de prudence. Il a été aggravé par le caractère biaisé du débat parlementaire en raison de l’absence d’étude d’impact solide produite par le Gouvernement au Parlement.

3. Des éléments symboliques dépourvus de logique énergétique : le plafonnement de la production nucléaire à 63,2 GW et la fermeture de Fessenheim

La limitation de la production nucléaire à 63,2 GW est une autre mesure de la LTECV symptomatique du changement de vision politique sur l’énergie nucléaire durant la décennie 2010. Contrairement à l’objectif des « 50 % » de production nucléaire, ce plafonnement n’a rien de programmatique et présente une normativité réelle. Cette mesure relève pourtant, elle aussi, d’une décision politique et symbolique prise en dehors de toute logique énergétique.

La LTECV inscrit dans le code de l’énergie un plafond de puissance des réacteurs électronucléaires à 63,2 GW ([334]). Lorsque ce plafond est atteint, aucune autorisation d’exploitation d’une nouvelle installation de production d’électricité nucléaire ne peut être délivrée. En pratique, la délivrance d’une nouvelle autorisation d’exploitation implique la déconnexion définitive d’une capacité nucléaire équivalente.

La logique sous-tendant cette disposition apparaît ici encore assez symbolique : comme le rappelle M. Manuel Valls, « la fermeture d’une centrale devait permettre de créer un cercle vertueux favorable aux énergies renouvelables et aussi à l’ouverture éventuelle d’une filière de démantèlement des centrales, tout ceci en laissant ouverte la question de la durée ».

Au-delà même du jugement possible sur le choix politique que la nouvelle majorité pouvait légitimement décider de faire, le rapporteur a pu établir que des débats sur cette question avaient animé les discussions interministérielles en amont de la réforme.

M. Arnaud Montebourg, ministre de l’Économie, du redressement productif et du numérique, a alerté le Premier ministre M. Manuel Valls en amont du dépôt du projet de loi, dans une lettre en date du 6 juin 2014 transmise à la commission d’enquête.

Le ministre y évoque l’ambition du ministère de l’Écologie d’insérer dans le projet de loi de transition énergétique en cours de préparation non seulement le plafonnement à 63,2 GW de la capacité nucléaire totale installée, mais aussi « une limitation de la durée de vie des centrales à 40 ans » ainsi que l’établissement dans la programmation pluriannuelle de l’énergie d’ « une trajectoire de baisse de la capacité nucléaire installée, dont les services du Ministère de l’Énergie ont confirmé ces derniers mois qu’elle correspondrait à la fermeture d’une vingtaine de réacteurs d’ici 2025 ».

Le ministre alerte : « ce mécanisme me semble particulièrement dangereux sur le plan de la sécurité d’approvisionnement, de la compétitivité de l’économie, des finances publiques et de l’emploi. (…) », notamment parce qu’il « consiste à décider de manière irréversible la fermeture de réacteurs sur la base de prévisions de développement des énergies renouvelables par nature très incertaines ». Il ajoute que la « limitation à quarante ans de la durée de vie des réacteurs remettrait en cause le programme d’investissement de 55 milliards envisagés par EDF pour la prolongation de la durée de vie de ses réacteurs ».

La réforme effectivement inscrite dans la LTECV diffère de cet avant-projet décrié par M. Arnaud Montebourg. D’après M. Antoine Pellion lors de la préparation du projet de loi, « deux familles d’idées s’affrontent : d’une part, le plafonnement de la puissance installée à 63,2 GW, dont l’application conduit de fait à ne fermer qu’une paire de réacteurs en face de Flamanville, et d’autre part la limitation de la limite d’âge, par laquelle tous les réacteurs de plus de n années seraient amenés à fermer ». Selon lui, la ministre Mme Ségolène Royal donne « l’orientation très claire de privilégier la première option et de ne pas entrer dans la seconde ».

L’ancien conseiller technique de la ministre M. Antoine Pellion rejette l’idée qu’un risque ait été pris s’agissant de la sécurité d’approvisionnement. Il rappelle qu’à l’époque, la France exporte massivement l’électricité. Par ailleurs, le bilan prévisionnel de RTE pour 2015, à disposition du Gouvernement pour la préparation de la réforme, prévoit une stabilisation voire une baisse de la consommation d’électricité. Dès lors, au vu des éléments de projection dont le Gouvernement dispose et compte tenu de l’analyse conditionnée selon laquelle une centrale ne doit fermer que le jour où une autre est mise sur le réseau, « le plafonnement à 63,2 GW ne remet pas en cause la sécurité d’approvisionnement ». Pour M. François Brottes, ce seuil de 63,2 GW qui correspond à la puissance nucléaire installée au moment de la rédaction du texte « offre une marge confortable pour fermer et ouvrir des centrales ».

Il apparaît néanmoins au rapporteur que la fixation, dans la loi, d’objectifs de diminution ou de seuils de limitation de production énergétique fait prendre un risque inutile pour la sécurité d’approvisionnement énergétique du pays. Or, il s’avère qu’en l’occurrence, ce risque a été pris pour servir un objectif symbolique et politique : la fermeture de la centrale de Fessenheim.

Au-delà du souhait d’adresser un signal de diversification du mix électrique en soutien au développement des énergies renouvelables, la définition du seuil de 63,2 GW a en effet un objet bien précis : fermer une centrale. Le plafonnement empêche en effet la mise en service de l’EPR de Flamanville, alors supposé être prêt en 2017 ([335]), sans la déconnexion définitive d’une capacité nucléaire équivalente.

La centrale de Fessenheim n’est pas explicitement visée dans la LTECV, mais ce choix renvoie à une autre promesse faite par le candidat M. François Hollande, qui figurait aussi dans l’accord politique préparé par Mme Martine Aubry et Mme Cécile Duflot en 2011, et qui est réitérée par le Président de la République le 14 septembre 2012 dans le cadre de la Conférence environnementale. D’ailleurs, dès 2012, un délégué interministériel à la fermeture de la centrale est institué par décret. Aussi, pour justifier ce choix, Mme Ségolène Royal a débuté son propos par un message clair : « la fermeture de Fessenheim avait été promise ».

Or, de l’aveu même de M. Manuel Valls, « la fermeture de Fessenheim ne reposait pas totalement sur des éléments objectifs » puisque « la centrale était la plus vieille mais pas la moins sûre ». Sur ce point, la mission d’information sur le suivi de la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim ([336]) avait rappelé que la centrale avait fait l’objet d’une « appréciation globalement positive de l’ASN ». En 2019, le rapport de l’autorité publié en 2019 situait la centrale de Fessenheim « favorablement par rapport à la moyenne nationale dans les domaines de la sûreté et de l’environnement, et dans la moyenne dans le domaine de la radioprotection ([337]) ».

Lors de son audition, l’ancien Président de la République M. François Hollande a réfuté le caractère strictement politique de la décision : « Pourquoi Fessenheim ? Il y avait plusieurs raisons à ce choix de fermer une centrale pour en ouvrir une autre, en l’occurrence Flamanville, de plus grandes dimensions. La première était que l’Autorité de sûreté nucléaire, dans un avis du 3 février 2012 – donc avant mon arrivée aux responsabilités – déclarait qu’il fallait engager de très importants travaux pour pérenniser l’exploitation de Fessenheim. Le deuxième argument, qui n’était toutefois pas le plus décisif, était qu’il s’agissait de la plus vieille de nos centrales. Un autre encore, contesté par les élus locaux, était que la centrale était située en contrebas du canal d’Alsace, avec un risque d’inondation, ce qui renvoyait à ce qui s’était produit à Fukushima, même si les deux situations n’étaient guère comparables. J’ajouterai un dernier élément : durant le mandat de mon prédécesseur, Fessenheim avait déjà été évoquée comme pouvant éventuellement fermer. Vous avez reçu Mme Kosciusko-Morizet, qui a également invoqué le fait que l’épaisseur du radier, c’est-à-dire du plancher en béton de la centrale, était inférieure à ce qu’elle était dans toutes les autres centrales et n’atteignait pas le niveau de sûreté de troisième génération ».

Ceci étant noté, aucun des arguments techniques évoqués ne résiste à l’analyse technique, scientifique ou industrielle : le besoin d’engager des travaux de maintenance est commun à l’ensemble des centrales nucléaires, en particulier post-Fukushima et au moment de passer les visites décennales ; l’âge des centrales ne constitue pas non plus un motif puisqu’il était implicitement prévu de prolonger une très grande partie des centrales au-delà de 40 ans ; enfin, la comparaison entre un risque d’inondation du canal d’Alsace et le tsunami japonais ne paraît pas la plus judicieuse.

De toute évidence, le contexte diplomatique a aussi pesé sur ce choix. Après la catastrophe de Fukushima, la politique énergétique allemande repose sur la sortie rapide du nucléaire. Or, la centrale de Fessenheim est attenante à la frontière allemande. La pression exercée outre-Rhin était donc forte pour que la fermeture de cette centrale intervienne rapidement.

Au-delà de l’objectif de limitation de la production nucléaire à 50 % de la production électrique, la LTECV contient donc cette autre mesure symbolique qu’est le plafonnement à 63,2 GW destiné à la fermeture d’une centrale.

Les décideurs ont certes cherché à ne pas compromettre la sécurité d’approvisionnement en prévoyant que la fermeture de cette centrale ne puisse intervenir qu’à l’ouverture de l’EPR de Flamanville.

Pourtant, lorsque quelques semaines avant la fin du quinquennat, Mme Ségolène royal présente le 8 avril 2017 le premier décret de fermeture de la centrale de Fessenheim ([338]), il est difficile de croire que le gouvernement ignore qu’une décision de fermeture ne peut intervenir que sur demande du titulaire – une demande qui n’avait pas été déposée ; il est aussi difficile d’imaginer que le calendrier de mise en service de l’EPR sera tenu. Le décret sera ainsi très logiquement annulé ([339]).

Mais la suite de ce dossier, gérée sous le quinquennat suivant a montré que le contexte pouvait évoluer. Pour différentes raisons qui seront exposées plus loin (voir chapitre II, III), cette condition n’a finalement pas été appliquée. Cela révèle avec d’autant plus de force que le législateur devrait s’astreindre à ne prendre aucun risque du point de vue de la sécurité énergétique par l’adoption de mesures symboliques.

Le rapporteur relève ainsi que cette loi a bien causé deux dommages directs : le sacrifice de la centrale de Fessenheim, d’une part, et l’atteinte, qui ne pouvait être que volontaire, portée à l’attractivité de la filière nucléaire par l’émission d’un signal défavorable à l’encontre de cette énergie.

S’agissant de la fixation d’objectifs politiques et symboliques dépourvus de fondement scientifique, cette loi constitue un contre-exemple dans la méthode de définition de la politique énergétique française.

Pour autant, le rapporteur souligne qu’il serait également caricatural d’y voir la cause de tous les maux de notre industrie énergétique et en particulier de la filière nucléaire, déjà affaiblie à cette date par les compétitions internes et le manque d’anticipation des investissements et de suivi des compétences.

C. La fragilisation de notre industrie ÉNERGÉtique

En dépit des messages de soutien à la filière nucléaire française après la catastrophe de Fukushima, l’atonie du marché, caractérisée par l’absence de nouveaux projets, entame progressivement la compétitivité de l’industrie. Hormis les signaux négatifs précédemment évoqués véhiculés par la loi relative à la transition énergétique, aucune décision politique brutale ne vient pourtant frontalement heurter le nucléaire français : c’est à bas bruit que son affaiblissement suit son cours (1). Parallèlement à ce mouvement descendant, l’essor des énergies renouvelable est réel, mais insuffisant (2).

1. Un affaiblissement à bas bruit de la filière nucléaire

La production nucléaire se maintient à un assez bon niveau sur la première moitié de la décennie 2010. Haute de 429 TWh en 2010, elle s’élève à 436 TWh en 2014, avant de commencer une baisse qui témoigne d’une disponibilité déclinante : elle ne s’élève plus qu’à 379,1 TWh en 2017.

Durant la décennie, aucun nouveau projet de construction n’étant lancé sur le territoire national, c’est à l’international que la filière française cherche à obtenir des marchés si essentiels au maintien de ses compétences. Or, sur ce plan, la décennie s’ouvre avec une filière qui reste marquée par la perte de l’appel d’offres passé par les Émirats Arabes Unis au profit de la Corée du Sud. En 2012, la catastrophe de Fukushima porte un nouveau coup à la filière, ensuite ébranlée par le message véhiculé par la loi de transition énergétique adoptée en 2015.

L’affaiblissement de la filière s’accentue alors sans que l’État ne réagisse suffisamment vite ou suffisamment fort pour anticiper les difficultés ou minimiser leur impact (a) ou pour remédier à l’épineux problème du déclin des compétences (b).

a. Des interrogations quant à l’inertie d’un État actionnaire manquant de réactivité pour traiter de dossiers au potentiel déstabilisant pour la filière

i. Une réaction tardive pour mettre un terme à la compétition nocive entre les champions nationaux du nucléaire

Qu’il s’agisse de la conduite optimale des projets sur le territoire ou de la capacité d’export à l’international du nucléaire français, la décennie 2010 s’illustre par ce que M. Henri Proglio qualifie de « désalignement des stratégies des entreprises dépendantes de l’État – EDF, AREVA, le CEA – mues par des intérêts divergents ».

En ce qui concerne les relations entre EDF et le CEA, la haut-commissaire à l’énergie atomique entre 2009 et 2012, Mme Catherine Cesarsky, a indiqué qu’elle avait dû dénoncer en 2012 l’absurdité du « manque d’ouverture d’EDF vis-à-vis du CEA s’agissant du suivi des réacteurs en cours », EDF ne sollicitant le CEA que lorsqu’un problème survenait.

Les dirigeants actuels d’EDF et du CEA ont tous deux salué la qualité des relations actuelles entre EDF et le CEA. L’ancien haut-commissaire M. Yves Bréchet entre 2012 et 2019 a pourtant considéré que subsistait encore une « marge de progrès pour une meilleure interaction entre les acteurs du nucléaire, à commencer par EDF, Framatome et le CEA ».

Pour ce qui est de la relation difficile entre EDF et Areva, le rapporteur constate que les atermoiements de l’État actionnaire pour gérer la situation ont perduré au début de la décennie 2010.

Si les entreprises concernées et leurs dirigeants sont en cause, il est important de souligner, comme l’a fait M. Cédric Lewandowski devant la commission, qu’il « ne s’agissait pas seulement d’une querelle de personnes, il y avait aussi des divergences stratégiques que l’État n’a pas arbitrées ». En effet, et comme cela a été évoqué précédemment (voir chapitre II, I, B, 2, c, iii), l’État actionnaire a laissé se développer, pour reprendre les termes employés par le haut‑commissaire à l’énergie atomique M. Patrick Landais, une « compétition entre maîtrises d’œuvre [qui] n’a pas été de nature à constituer une force industrielle nationale capable d’harmoniser les compétences pour relancer la filière sur le sol français et gagner des marchés à l’étranger ».

Or, cette abstention de l’État à s’attaquer au problème a prévalu alors même que le rapport remis au Président de la République M. Nicolas Sarkozy par M. François Roussely identifie, dès mai 2010, la nécessité pour l’État de reprendre la main sur l’organisation de la filière et de remédier à la désorganisation de l’« équipe de France » du nucléaire.

L’ancien Président de la République M. François Hollande a exposé avoir trouvé, après son élection, une filière « qui était éclatée, divisée et désorganisée ». Il a précisé avoir commencé sa réorganisation en 2014, par des « décisions de nomination : M. Varin était appelé à la direction d’Areva et M. Fontana à celle de Framatome, et M. Lévy remplaçait M. Proglio à la tête d’EDF », suivies d’une clarification de la répartition des responsabilités : « EDF devenait ainsi chef de file unique, afin d’éviter que ne se renouvellent les difficultés rencontrées aux Émirats ou à Flamanville, tandis que Framatome s’occupait des chaudières et Orano du combustible ».

Le projet de refondation de la filière nucléaire française présenté par EDF et AREVA et validé par l’État fut effectivement présenté en 2015 ([340]). La filière est restructurée de façon à rassembler les activités de conception, de gestion et de commercialisation des projets de réacteurs neufs d’EDF et d’AREVA dans une filiale commune dont EDF devient actionnaire majoritaire. Le sauvetage d’Areva, qui reprendra ensuite le nom de Framatome est par ailleurs réalisé au moyen d’une recapitalisation.

M. Jean-Bernard Lévy a salué cette décision de restructuration ayant confié à EDF le rôle de chef de file de la construction de réacteurs nucléaires, et à faire de Framatome le responsable de la chaudière et de divers équipements, notant que cette entreprise avait par la suite renoué avec le profit. Si l’opération fut concluante, le rapporteur ne peut néanmoins que regretter la durée de l’inertie de l’État durant de trop nombreuses années au cours desquelles des champions français de l’industrie énergétique ne sont pas parvenus à présenter l’équipe de France du nucléaire sur un front uni.

Les anciens et l’actuel PDG du groupe EDF ont quant à eux insisté sur le rôle qu’a joué l’ARENH dans la dégradation de la situation financière de l’entreprise, critiquant indirectement l’absence d’action de l’État pour remédier à ce problème.

ii. Un statu quo sur la non-actualisation de l’ARENH en dépit d’une situation financière dégradée d’EDF

Afin d’identifier la façon dont la situation d’EDF avait pu défavorablement évoluer au cours de la décennie 2010, la commission d’enquête a interrogé les trois anciens PDG ayant dirigé l’entreprise au cours de cette période.

M. Pierre Gadonneix, qui en fut PDG de 2004 à 2009, a indiqué qu’au moment de son départ, à l’aube de la décennie 2010, la production était stable et la disponibilité du parc, de l’ordre de 80 % satisfaisante, même si elle commençait à baisser. C’est d’ailleurs ce qui justifiait selon lui les efforts d’investissement consentis pour entretenir les centrales. Il a indiqué ne pas avoir été suivi sur le plan financier et tarifaire de sorte que lorsqu’il a quitté ses fonctions, les « activités en France n’étaient plus autofinancées : les ressources de cash-flow ne permettaient pas de financer les investissements – ce qui explique, en partie, les fluctuations boursières ». La performance financière de l’entreprise demeurait néanmoins selon lui à ce moment « tout à fait saine ». M. Pierre Gadonneix a d’ailleurs indiqué que l’entreprise versait à cette époque d’importants dividendes à ses actionnaires – et donc principalement à l’État - à hauteur de 4,5 milliards d’euros par an. La Cour des comptes ([341]) a cependant dressé un tableau plus contrasté de la situation financière de l’entreprise à cette époque, soulignant que deux acquisitions internationales finalisées en 2009 ([342]), avaient « accentué l’augmentation, devenue structurelle, de son endettement » et que le groupe s’était trouvé « à la fin de 2009, dans une situation de fragilité financière ».

M. Henri Proglio, nommé à la suite de M. Pierre Gadonneix, a procédé à la rationalisation des activités du groupe à l’étranger et opéré un certain nombre de cessions. Il considère néanmoins avoir trouvé à son arrivée une « maison en assez bon état, avec de très belles compétences » et qui « ne rencontrait pas de grandes difficultés financières. L’endettement de la société en était le résultat, mais il était parfaitement acceptable ». Il affirme qu’à son départ en 2014, EDF était en pleine forme, « malgré toutes les vicissitudes auxquelles nous avions été soumis par les réglementations françaises et européennes », en particulier la loi Nome. Il précise que le résultat net après impôt se portait à 3,75 milliards d’euros, et que le niveau d’endettement demeurait selon lui acceptable puisque le ratio dette/ebitda, qui compte plus que la valeur absolue de la dette, était inférieur à trois.

Quand M. Jean-Bernard Lévy prend la tête de l’entreprise en 2014, il déclare prendre conscience avec surprise des implications de la loi Nome sur la situation financière de l’entreprise. D’après lui, « l’ARENH pèse de manière croissante sur l’endettement d’EDF au rythme d’environ 3 à 4 milliards d’euros par an ». La situation se dégrade : en 2016, « les recettes d’EDF connaissent une chute brutale puisque le prix de gros du mégawattheure tombe à 30 euros (…). Ce manque à gagner contraint EDF à un plan de restructuration sévère, imposé de fait par les agences de notation qui dégradent à trois reprises la dette d’EDF ».

Cette affirmation interroge : précisément, si les prix de gros tombent à 30 euros soit largement en-dessous du tarif ARENH, le dispositif ne saurait avoir un impact négatif sur les résultats de l’entreprise. Sur cette période comme sur les suivantes, en l’absence de données précises et annualisées communiquées par EDF, le rapporteur ne saurait retenir les chiffres présentés par les anciens responsables d’EDF.

EDF poursuit alors ce plan de restructuration qui repose sur d’importantes cessions d’actifs, une trajectoire d’économies sur les coûts de fonctionnement et une concentration des investissements d’EDF sur les activités bas-carbone.

C’est à ce moment que l’État décide, pour la première fois, de renoncer à ce que son dividende soit payé en flux courant. L’État annonce en effet, le 22 avril 2016, qu’il percevrait son dividende en actions.

Enfin, en 2017, l’État souscrit à environ 75 % de l’augmentation de capital de l’entreprise qui atteint 4 milliards d’euros.

Le récit de ces trois PDG successifs laisse percevoir des tendances qui se dessinent au fil de la décennie : la disponibilité du parc commence à être un sujet. Or, elle aura à l’avenir un impact important sur la production, et donc sur la performance financière de l’entreprise. Les résultats se maintiennent sur la première moitié de la décennie autour de 4 milliards d’euros de résultat net courant ([343]). Ces résultats chutent néanmoins à 2,8 et 2,5 Md€ en 2017 et 2018, avant de connaître une forte remontée (3,9 Md€) en 2019, où les résultats en retrait de la production nucléaire sont compensés par de bons résultats de la filière d’énergies renouvelables. En dépit du maintien global des résultats du groupe, les anciens PDG s’accordent sur un point : le rôle tenu par l’ARENH dans le déclin des capacités financières du groupe. L’ancien Président de la République M. François Hollande a rejoint cette analyse lorsqu’il a souligné qu’à travers le renoncement de l’État du versement du dividende et sa participation à la recapitalisation du groupe, « pour la première fois depuis la création d’EDF, c’est-à-dire depuis la Libération, l’État soutenait l’entreprise nationale, et cela à cause d’une mauvaise loi : celle de 2010 ».

Les estimations sur le préjudice subi par EDF du fait de l’ARENH sont toutefois difficiles à établir. Le chiffre communiqué par M. Luc Rémont au questionnaire transmis par le rapporteur l’apprécie à un total de 9,1 Md€ depuis son entrée en vigueur jusqu’à la fin de l’année 2022. La CRE a répondu au rapporteur qu’elle n’avait « pas de visibilité sur l’impact financier du dispositif pour EDF. Les résultats publics du groupe ne permettent pas d’isoler totalement l’impact de l’ARENH ». La Cour des comptes a quant à elle constaté que « la mise en œuvre de l’ARENH ne s’est pas déroulée comme prévu, mais a permis la couverture des coûts complets sur la période considérée ([344]) », tout en soulignant qu’en l’absence d’ARENH, les revenus du nucléaire auraient probablement été « plus élevés ([345]) ».

Si l’ARENH a été présenté comme l’un des principaux motifs de l’endettement d’EDF, il apparaît qu’il faut faire preuve de nuance, car le mécanisme a connu des phases très différentes selon le cours du marché de gros de l’électricité.

Un premier constat s’impose en tout cas : il est étonnant que les pouvoirs publics ne soient pas allés jusqu’au bout de ce que commandait l’application de la loi en publiant le décret qui aurait permis de réviser tant le prix initial de l’ARENH que son dispositif.

Comme cela a été présenté précédemment (voir chapitre II, I, A, 2, c), le dispositif de l’ARENH devait initialement être réévalué avant le 31 décembre 2015, puis tous les cinq ans.

Par ailleurs, le tarif de l’ARENH, devait, en application du VII de l’article 1 de la loi NOME, « afin d’assurer une juste rémunération » à EDF, couvrir les coûts et permettre l’amortissement du parc d’ici 2025, et, surtout, être « réexaminé chaque année ».

Ni le dispositif, ni le tarif de l’ARENH n’ont pourtant fait l’objet de révision durant la décennie 2010, en dépit des alertes émises par le PDG d’EDF à compter de 2014.

La commission d’enquête a cherché à comprendre l’inertie des pouvoirs publics sur le sujet.

S’agissant du tarif, d’abord, il convient de rappeler que, comme l’a indiqué M. Pierre-Marie Abadie, qui était directeur de l’énergie au moment de la mise en place de la réforme, ce tarif de 42 € correspondait au montant demandé par le président d’EDF de l’époque. D’après la méthode de calcul retenue en vue de couvrir l’intégralité des coûts liés au Grand carénage, le prix devait s’élever à 39 €. Dans le cadre des travaux de la commission Champsaur, la CRE avait quant à elle estimé que le coût complet du nucléaire existant était de 39,5 €/MWh. Le surcoût des investissements liés à la catastrophe de Fukushima avait été ajouté, et le pouvoir exécutif avait finalement arbitré en faveur d’un tarif à 42 €.

Plus tard, en 2014, lorsque M. Jean-Bernard Lévy arrive à la tête d’EDF, il considère que ce tarif ne permet pas de couvrir le coût réel de production, qui se situerait plutôt autour d’une cinquantaine d’euros. Il indique qu’à cette période, il était question d’augmenter à 52 € le prix de l’ARENH. D’après lui, « le Gouvernement de l’époque en était d’accord », mais « la hausse n’a pas eu lieu car le prix de gros est descendu sous 42, puis 35 puis 30 euros. La Commission (européenne) considérait qu’il fallait laisser le marché fonctionner. Si celui-ci décidait que le prix de l’électricité était inférieur à 42 euros, il n’y avait pas matière à relever le prix de l’ARENH. La porte s’est donc refermée sur ce dossier dans le courant de l’année 2016 ». M. Laurent Michel, directeur général de l’énergie et du climat, a confirmé que « le Gouvernement avait souhaité procéder à des augmentations, ce qui avait suscité des débats dans le cadre du précédent projet Hercule. Ce dernier visait à donner à EDF une vision attestée par un audit de la CRE, en rémunérant le nucléaire à 49 euros le mégawattheure. Nous défendions cette revalorisation, mais n’en étions pas les seuls décisionnaires ».

En raison d’un désaccord entre les autorités françaises et la Commission européenne, qui n’a jamais approuvé la méthode de calcul d’actualisation de l’ARENH, le décret en Conseil d’État pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), prévu au X de l’article 1er de la loi Nome, qui devait préciser les méthodes d’identification et de comptabilisation des coûts de production, n’a jamais été publié.

Dans son rapport, la Cour des comptes revient sur cette situation : « L’actualisation du prix de l’ARENH est soumise à l’approbation par
la Commission européenne de sa méthode de calcul, depuis la décision
soldant le contentieux européen relatif à l’existence, d’une part, des TRV
« verts » et « jaunes » et, d’autre part, au Tartam pour les grands et moyens
consommateurs. Or l’établissement de cette méthodologie de calcul s’est
avéré conflictuel. Des divergences de positions entre le Gouvernement, la
CRE, l’Autorité de la concurrence (ADLC), la Commission européenne et
EDF, ont émergé concernant les différents paramètres à prendre en
considération (…). La CRE s’est in fine prononcée favorablement sur le projet de décret devant établir cette méthodologie, tandis que l’ADLC a émis un avis plus mitigé et que la Commission a exprimé des réserves. Les échanges n’ayant pas abouti, le décret n’a pas été adopté et la situation s’est enlisée ([346]) ».

D’après M. Pierre-Marie Abadie, l’absence de publication du décret « a été réellement pénalisante, car nous n’avons pas pu nous ajuster au coût réel du grand carénage. De plus, nous n’avons pas pu tenir compte de l’inflation ni du coût réel des investissements post-Fukushima. En outre, cela n’a laissé aucun espace économique offrant un intérêt à signer des contrats de long terme par ailleurs ». Rétrospectivement, il considère qu’il aurait fallu procéder à une indexation minimale, même si à l’époque telle n’était pas la priorité en raison d’une inflation basse. Il concède par ailleurs que des fluctuations de prix aussi importantes avec des prix bas sur une longue période semblaient alors impossibles. Or, l’absence de remontée des prix au-dessus du tarif de l’ARENH a contribué à créer un droit d’option gratuit aux concurrents d’EDF, qui, en raison du caractère asymétrique de l’ARENH, sont alors allés acheter leur électricité sur le marché, à un prix inférieur à 42 €/MWh. Cela a conduit EDF à vendre son électricité très en dessous de son propre coût de revient.

Le rapporteur s’étonne qu’en dépit des difficultés à concilier les positions françaises et européennes, les ministres chargés de l’Énergie successifs n’aient pas semblé prendre la mesure du problème.

Au début du quinquennat de 2012, même si l’absence de publication du décret est critiquable, la question du tarif ne se posait pas encore. Mme Delphine Batho l’a confirmé à la commission d’enquête : lors de ses nombreux échanges avec la CRE, aucune alerte n’avait été émise sur un dispositif encore récent.

L’inertie des pouvoirs publics apparaît en revanche plus surprenante dans les années qui suivent au regard des alertes que M. Jean-Bernard Lévy affirme avoir faites. Pourtant, Mme Ségolène Royal, qui a qualifié ce dispositif de « scandale », a affirmé ne pas se souvenir d’avoir été saisie pour supprimer l’ARENH, en augmenter le tarif, ni même avoir « vu passer cette possibilité » de modifier les volumes de l’ARENH.

Si d’autres objectifs, au premier rang desquels figure la volonté d’éviter l’augmentation des tarifs de l’électricité au bénéfice du consommateur, ont pu prévaloir dans les arbitrages, le rapporteur s’étonne qu’un dossier aussi crucial que celui du mécanisme de l’ARENH pour un ministre en charge de l’énergie n’apparaisse pas avoir été traité au rang de priorité.

Cela étant dit, un second constat doit être fait : il apparaît fort exagéré de la part d’EDF et en réalité, fort peu vraisemblable d’imputer la responsabilité de son endettement au seul, dispositif de l’ARENH, qui plus est sans être en mesure de produire des données plus fines sur l’évolution dans le temps du poids de ce dispositif sur les finances d’EDF.

Or, le dispositif de l’ARENH a connu d’importantes fluctuations quant à son attractivité. La Commission de régulation de l’énergie ([347]) (CRE) a décrit avec précision les variations des volumes d’ARENH délivrées sur la période du quinquennat 2012-2017. Il s’avère que durant un certain nombre d’années, la faible attractivité de l’ARENH n’a pu conduire à grever la dette d’EDF.

La CRE relève en effet que les « volumes d’ARENH livrés sont restés globalement stables entre juillet 2011 et décembre 2013, malgré une légère hausse au premier semestre 2013 (…). La prise en compte des pertes dans le dispositif à compter de janvier 2014 a engendré une hausse de la demande au premier semestre 2014. Les livraisons d’ARENH ont alors atteint un niveau de 36,8 TWh. Les volumes livrés au titre des grands consommateurs ont quant à eux été légèrement réduits en raison de l’attractivité accrue des prix de marché de gros. Au premier semestre 2015, la baisse importante des prix de marché de gros, à des niveaux significativement inférieurs à celui du prix de l’ARENH, a entraîné une forte diminution des volumes d’ARENH souscrits (- 64 % au premier semestre 2015, suivie d’une nouvelle baisse de 69 % au deuxième semestre 2015). Au second semestre 2015, seuls 3,8 TWh d’ARENH ont été livrés, dont 2,8 TWh au titre des pertes. (…) Au premier semestre 2016, pour la première fois depuis le démarrage du dispositif, aucun volume d’ARENH n’a été livré aux fournisseurs alternatifs. Seuls deux fournisseurs ont effectué une demande pour ce semestre, toutes deux à zéro. Le contexte de prix de marché bas a également conduit à une demande d’ARENH nulle au second semestre 2016. La hausse des prix des produits à terme sur le marché de gros au cours du second semestre de l’année 2016, conjuguée à la mise en place du marché de capacité à partir du 1er janvier 2017, a renforcé l’attractivité de l’ARENH. Le volume total d’ARENH demandé sur l’année 2017 s’est élevé à 82,1 TWh (dont 0,8 TWh au titre des pertes) ».

L’endettement d’EDF ne s’est donc pas constamment aggravé du fait du dispositif de l’ARENH. En revanche, la CRE a bien confirmé qu’ « au-delà des dysfonctionnements qu’entraînent le déplacement du plafond, l’asymétrie du dispositif, c’est-à-dire la possibilité de laisser le choix aux fournisseurs alternatifs de demander des volumes d’ARENH lorsque les prix de marché sont élevés, et de ne pas en demander lorsque les prix de marché sont inférieurs au prix des volumes d’ARENH, est une faiblesse qui a été préjudiciable à EDF dans les années 2015 à 2017 ».

La Cour des comptes ([348]) a observé que durant ces années, « EDF s’est trouvée contrainte d’écouler sur les marchés de gros le volume d’électricité nucléaire qu’elle avait réservé pour ces fournisseurs alternatifs, à un prix inférieur à son coût de production (qui est, sous réserve de son actualisation, le prix de l’ARENH) ». En conséquence, le caractère optionnel de l’ARENH n’a pas permis « de garantir à EDF que ses charges de production seront couvertes en cas de prix de marché « bas » (inférieur à l’ARENH) ».

Ce constat rend d’autant plus dommageable l’inertie des autorités pour publier le décret prévu par la loi qui aurait permis de faire évoluer le dispositif. La même propension à ne pas appliquer la règlementation se retrouve au demeurant dans la périodicité déclinante des réunions du comité de l’énergie atomique.

iii. La périodicité déclinante des réunions du comité de l’énergie atomique

L’ancien Haut-commissaire à l’énergie atomique M. Yves Bréchet a attiré l’attention de la commission d’enquête sur la question de l’analyse scientifique et technique qui aurait « déserté les rouages décisionnels de l’État » sur les sujets énergétiques. Il a évoqué, en appui à son argumentation, le fait que le comité à l’énergie atomique sous sa forme civile n’ait plus été réuni avec la périodicité annuelle prévue par décret.

Le comité de l’énergie atomique.

Créé par l’ordonnance n° 45-2563 du 18 octobre 1945 instituant un commissariat à l’énergie atomique, ce comité a pour mission, définie à l’article L. 332‑2 du code de la recherche d’« arrêter le programme de recherche, de fabrication et de travaux du Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives ».

Présidé par le Premier ministre lorsque le comité traite du nucléaire civil, il est composé d’une liste de personnalités définie par décret comprenant notamment l’administrateur général du CEA, le haut-commissaire à l’énergie atomique, le directeur général de l’énergie et du climat, le directeur général de la recherche et de l’innovation, le directeur général des entreprises et le directeur général du budget.

Le comité peut être saisi par les ministres chargés de l’énergie, de la recherche, de l’industrie et de la défense de tous les projets d’actes législatifs et réglementaires intéressant la mission ou l’organisation du CEA.

L’article 9 du décret n° 2016-311 du 17 mars 2016 relatif à l’organisation et au fonctionnement du Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives précise qu’il « se réunit une fois par an pour traiter des activités de défense et au moins une fois par an pour débattre des activités civiles ».

Le rapporteur a pu constater que la périodicité des réunions du comité de l’énergie atomique dans sa composante civile avait effectivement décliné au cours de la décennie. Alors que ce comité s’est réuni une ou deux fois par an entre 2006 et 2012, il ne fut, par la suite, plus réuni que pour une réunion en 2015, une en 2017, et une en 2019.

Ces réunions étaient pourtant l’occasion de traiter de sujets primordiaux pour l’avenir de la filière nucléaire tels que les enjeux liés aux réacteurs de recherche, aux travaux menés sur la quatrième génération de réacteurs nucléaires, à la recherche en matière de sûreté et de radioprotection, à l’organisation de la R&D dans le domaine du nucléaire ou encore aux coopérations internationales.

Les responsables politiques en fonction durant ces périodes ne semblent pas avoir perçu cette rupture de rythme dans la périodicité des réunions et le directeur général de l’énergie du climat a indiqué que des réunions avaient eu lieu sous d’autres formes.

Sur la même période de plus nombreuses réunions du Conseil de politique nucléaire ([349]) ont certes été organisées (v. encadré CPN). Mais les deux instances ont des compositions et des rôles distincts. Le conseil de politique nucléaire « définit les grandes orientations de la politique nucléaire et veille à leur mise en œuvre » et n’équivaut donc pas au comité de l’énergie atomique, qui apparaît conserver sa pertinence pour qu’il soit rendu compte, notamment au Premier ministre et au ministre de l’Énergie, du programme et des résultats de la recherche en cours. Ces points de situation réguliers doivent permettre de vérifier l’adéquation du programme de recherche avec la politique énergétique sur le long terme, mais aussi d’ajuster la politique au gré des résultats de la recherche. Surtout, l’application de la loi et du décret par le Gouvernement n’est pas une option, et cette situation semble indiquer, sinon une inertie, du moins un manque de rigueur.

b. Un déclin problématique des compétences

Tous les acteurs de la politique énergétique auditionnés par la commission d’enquête ont partagé le même constat : la perte de compétences de la filière nucléaire a contribué à son affaiblissement.

Pourtant déjà identifié à la fin de la décennie précédente, le mouvement ne s’est pas enrayé sous la décennie 2010. Faute d’avoir construit des centrales pendant plus d’une décennie, les compétences ont décliné à tous les niveaux, des ingénieurs aux sous-traitants.

Comme l’a souligné M. Yves Bréchet, le déclin des compétences dans la filière nucléaire s’inscrit dans le mouvement plus large de la perte du tissu industriel français et de la disparition de nombreux emplois industriels. M. Hervé Machenaud ([350]) partage ce constat lorsqu’il indique qu’avec « l’arrêt des constructions les industriels se sont progressivement démobilisés et les soudeurs sont partis ».

Qu’il s’agisse de l’industrie en général ou de l’industrie nucléaire en particulier, le principe qui fonde la compétence est le même : seul l’exercice, la répétition des gestes, le travail à l’ouvrage permettent de se former, d’entretenir et de perfectionner les techniques. Il en résulte que l’absence de construction de nouveaux réacteurs est la principale cause du déclin des compétences. M. Jean‑Bernard Lévy l’a exposé clairement : « Il n’est pas possible d’être compétent et efficace quand on construit un réacteur tous les quinze ans ». Pour M. Pierre-Franck Chevet, « les compétences et le savoir-faire s’acquièrent sur le terrain » de sorte que l’exercice du métier « sur une première centrale, puis sur d’autres, garantit la progression des compétences ».

Les conséquences négatives de ce déclin sont importantes. Elles l’ont été dans le passé et le demeurent dans le présent, comme l’illustrent les déboires de la construction de l’EPR, en partie liés à ce phénomène.

La perte des compétences est un cycle d’autant plus inquiétant qu’il s’auto-entretient : les compétences ont baissé faute de chantier à mener, les nouveaux chantiers peinent à se réaliser en raison du déclin des compétences, et il est difficile de recruter car l’absence de perspective a atteint l’attractivité de la filière.

Plusieurs personnalités auditionnées, dont des anciens ministres ainsi que les organisations représentatives de la filière énergie ou du CSE d’EDF, ont insisté sur le développement de la sous-traitance, qui aurait été néfaste à EDF et à la bonne performance de ses installations (perte de visibilité sur les prestataires parfois de rang 5 ou 6, perte d’intérêt évoquée pour le métier) ; si le rapporteur n’a pas pu étayer cet impact négatif, il souligne l’importance d’une chaîne de valeur maîtrisée pour la robustesse du modèle industriel comme pour les relations de travail.

i. Un déclin des compétences ralenti mais non effacé par le Grand carénage ou les projets internationaux

Face au déclin des compétences qui apparaît de façon de plus en plus limpide au début de la décennie, les métiers du nucléaire n’ont que peu de nouveaux chantiers sur lesquels s’exercer sur le territoire national.

Les pouvoirs publics et les industriels de la filière ont, bien que tardivement, identifié le problème auquel ils ont essayé d’apporter une solution, dans un cadre néanmoins frappé d’une restriction de taille : la décision politique prise de ne pas lancer de nouveaux projets.

Les projets en cours dont la continuité avait été confirmée par le Président de la République M. François Hollande, à savoir le chantier de l’EPR de Flamanville, le projet ASTRID et la construction du réacteur de recherche Jules Horowitz contribuaient, sans suffire, à l’exercice des compétences tant techniques que d’ingénierie.

Une partie de la stratégie adoptée pour limiter ce phénomène a consisté, d’après l’ancien Président de la République M. François Hollande, à se tourner vers l’international : « il était très important de maintenir cette stratégie d’exportation pour entretenir les compétences, faire travailler les usines et faire bénéficier l’EPR d’un semblant d’effet de série ».

Il apparaît pour le moins contradictoire, de mener, sur le territoire national, une politique énergétique envoyant des signaux négatifs à la filière, tout en espérant pouvoir exporter la compétence française du nucléaire à l’étranger.

C’est néanmoins dans cette perspective que se concrétise le lancement du chantier d’Hinckley Point, qui consiste en la construction de deux réacteurs nucléaires EPR dans le Somerset, en Angleterre, pour une puissance totale de 3 200 MWe, avec un objectif de démarrage de la production d’électricité de la tranche 1 en juin 2027, pour un coût à terminaison du projet estimé entre 25 et 26 Md£.

Préparé sous le quinquennat du Président Nicolas Sarkozy par M. Henri Proglio, le projet donne lieu à des controverses en raison de difficultés de financement et de l’opposition syndicale qu’il rencontre. L’ancien Président de la République M. François Hollande considère néanmoins « qu’il fallait absolument réaliser ce projet qui nous permettait d’assurer un plan de charge aux usines françaises de la filière et de remédier à la perte de compétences tant pour Framatome que pour EDF ou Orano ». L’État confirme donc, en 2016, son soutien au projet, en dépit de l’endettement qu’il implique. Après des années d’absence de perspectives et de projets nouveaux pour la filière nucléaire française, M. Jean‑Bernard Lévy voit dans la réussite de ce projet « un signal important adressé à tous les pays qui s’interrogent : malgré le retard de Flamanville et les critiques sur notre propre territoire, un autre pays a fait le choix de l’EPR ». M. Luc Rémont ([351]) a par ailleurs souligné l’indispensable contribution du projet au « maintien en compétence de la filière ».

Sur le plan strictement opérationnel, il faut néanmoins souligner le caractère incomplet de cette stratégie. S’il était sans doute possible de compter sur le retour d’expérience en ce qui concerne l’ingénierie, ou sur la fabrication de pièces destinées aux chantiers à l’export, cette stratégie ne pouvait en tout état de cause pas suffire pour maintenir les compétences de l’ensemble des corps de métiers présents en France.

Les industriels ont également cherché les moyens de maintenir les compétences. Pour Framatome, M. Bernard Fontana a par exemple décrit le « programme Juliette », qui correspond à une enveloppe de 400 millions d’euros et dont il a obtenu le lancement pour préserver les compétences de ses salariés en maintenant leur activité. A donc été conçu un programme de fabrication de pièces utiles et standardisées sur lesquelles les ouvriers pourraient s’améliorer par la répétition des gestes.

Chez EDF, c’est le programme du Grand carénage qui est lancé avec dans la perspective d’entretenir les compétences nécessaires pour garder le parc en état, afin qu’il soit disponible dans le respect des prescriptions de l’ASN.

Présentation par EDF de la chronologie du programme de Grand carénage

En 2008, le Groupe intègre dans sa stratégie, le projet industriel du parc nucléaire en exploitation qui vise à « rester une référence mondiale en termes de sûreté, à maintenir un niveau de production élevé et à prolonger la durée de son fonctionnement significativement après 40 ans ». De travaux vont alors être menés pour la mise en place d’un programme d’investissement dit « Grand Carénage », exceptionnel à la fois par le volume et la complexité des travaux qu’il implique et par le fait que ces derniers sont à réaliser sur une période longue, sur l’ensemble des réacteurs en exploitation.

En 2014, le Groupe finalise ce Programme dont la mission est de sécuriser, avec les ingénieries et l’exploitant nucléaire, la rénovation du parc nucléaire français, d’augmenter le niveau de sûreté des réacteurs et, si les conditions sont réunies, de poursuivre leur fonctionnement. Il intègre les améliorations complémentaires de sûreté déterminées à la suite de l’accident de Fukushima et vise à permettre de poursuivre au-delà de 40 ans l’exploitation des 32 réacteurs de 900 MW, puis des 24 autres réacteurs.

Le 22 janvier 2015, le Conseil d’administration d’EDF, à l’initiative de M. Jean-Bernard Lévy, approuve le principe du programme du « Grand Carénage ». Le montant total d’investissements autorisé s’établit au maximum à 55 milliards d’euros 2013 sur la période 2014-2025. Sur cette période, le programme intègre la réalisation des troisièmes visites décennales des 20 réacteurs du palier 1 300 MW, l’essentiel des améliorations de sûreté liées aux enseignements de l’accident de Fukushima, le lancement des quatrièmes visites décennales des réacteurs de 900 MW et la maintenance courante.

Le contour technique des 3èmes réexamens de sûreté des réacteurs de 1 300 MW avait été transmis à l’ASN dès 2009, ce qui a permis la tenue d’un premier Groupe Permanent sur les orientations de ce réexamen dès 2010 et a conduit à une prise de position de l’ASN sur le contenu de ce réexamen en 2015. Concernant les quatrièmes réexamens de sûreté des réacteurs de 900 MW, l’ASN a pris position en 2021 à l’issue d’une période d’instruction de 6 années, ayant commencé avec la tenue du Groupe Permanent sur les orientations de ce réexamen en 2015.

À ce jour, les travaux de la première période du programme Grand Carénage sont très avancés : une quarantaine de visites décennales ont été réalisées sur les réacteurs 900 MW, 1 300 MW et 1 450 MW. En particulier, l’année 2021 a marqué une étape importante pour le programme puisque le 23 février 2021, l’ASN a considéré que l’ensemble des dispositions prévues par EDF pour les quatrièmes visites décennales des réacteurs de 900 MW et celles qu’elle prescrit ouvrent la perspective d’une poursuite de fonctionnement de ces réacteurs pour les dix ans qui suivent leur quatrième réexamen périodique. Elle a souligné les objectifs particulièrement ambitieux du 4ème réexamen périodique des réacteurs de 900 MW et le travail très conséquent effectué par EDF, ainsi que l’ampleur des modifications prévues, dont la mise en œuvre apportera des améliorations très significatives à la sûreté de ces réacteurs. Au 31 décembre 2022, le parc nucléaire compte 10 réacteurs au référentiel VD4 900 (Tricastin 1, 2 et 3 / Bugey 2, 4 et 5 / Dampierre 1 et 2 / Gravelines 1 et 3), qui ont tous reçu l’autorisation de l’ASN pour redémarrer à l’issue de leur 4ème visite décennale.

Source : Réponse au questionnaire adressé par le rapporteur à M. Luc Rémont, PDG d’EDF.

Par l’ampleur des travaux qu’il implique, ce plan a permis de maintenir les compétences indispensables à l’entretien et au fonctionnement du parc existant. Ce plan n’est cependant pas suffisant s’agissant des compétences nécessaires pour construire de nouvelles centrales, qui impliquent des opérations spécifiques qui n’interviennent qu’au stade de la construction, telles que la réalisation du câblage ou du système-commande.

Ces différents projets ont donc permis d’atténuer le mouvement de déclin des compétences sans le résoudre tout à fait. Le fait que le Grand carénage ne soit lancé qu’en 2014 et que les autorités ne semblent prendre la mesure que tardivement de la situation interroge. D’après l’ancienne haut-commissaire à l’énergie atomique Mme Catherine Cesarsky, ce mouvement de perte de compétences qu’elle voyait poindre lors de son mandat entre 2000 et 2012 « n’a pas reçu suffisamment d’attention ».

Tout en indiquant qu’il était difficile d’identifier les dynamiques lentes, le directeur général de l’énergie et du climat M. Laurent Michel a reconnu que « davantage d’anticipation de la part des différents acteurs aurait contribué à prendre des mesures de manière plus précoce ».

Le rapporteur partage cette conclusion et considère que cette problématique aurait pu et dû être collectivement – État et industriels réunis – mieux identifiée et prévenue.

ii. Les conséquences des signaux négatifs sur l’attractivité de la filière

La problématique de la perte de compétence peut encore être attachée à celle de la perte d’attractivité de la filière. Celle-ci se manifeste tant au niveau des recrutements que de la capacité des industriels à conserver leurs personnels formés.

Ici encore, l’image de la filière nucléaire, atteinte après la catastrophe de Fukushima, les signaux négatifs émis à l’encontre du nucléaire dans la loi de transition énergétique, de même que l’absence de projets d’ampleur ont très certainement contribué à dissuader les élèves ingénieurs, scientifiques, et techniciens, à envisager leur avenir dans la filière nucléaire.

M. Pascal Colombani soulignait combien, citant l’exemple du projet ASTRID, le secteur avait « besoin de projets de recherche susceptibles d’attirer les ressources humaines et de les former ».

M. Yannick d’Escatha a confirmé avoir constaté une désaffection des jeunes pour le nucléaire, qui « ne voyaient pas d’avenir dans le nucléaire ».

Chez EDF, plusieurs représentants au Comité social et économique central ont également souligné l’impact des conditions sociales sur la perte d’attractivité de l’entreprise. Mme Catherine Nicolas-Michon ([352]) a ainsi évoqué le management d’EDF dans ce manque d’attractivité, de même que le décrochage des salaires de l’entreprise par rapport à d’autres industries.

M. Philippe Page Le Mérour a par ailleurs souligné le défi que représente pour la filière le phénomène de démissions. Tout en soulignant que ce phénomène restait très marginal, le PDG d’EDF a confirmé qu’il était devenu perceptible et suivi par l’entreprise à compter de 2012.

Données sur les démissions dans le Groupe EDF depuis 2012

Les démissions sont suivies par le Groupe depuis 2012, année à partir de laquelle, leur volume a dépassé le seuil de 100 démissions / an.

Le nombre de démissions est passé de 108 en 2012 à 290 en 2022. Un taux de démission qui reste cependant marginal à 4,8 ‰ (le taux de démission en France qui est de 2,7 % en 2022 – source Ministère du Travail).

Les démissions concernent à 60 % en moyenne le domaine technique et projet. On note également une progression depuis des démissions du domaine SI qui sont passées de 4 % à 19 % du total des démissions. Dans le domaine support, les démissions (42 en 2022) portent sur les métiers de l’ingénierie financière, la fiscalité ou les affaires juridiques.

Les démissions concernent majoritairement des cadres (autour de 65 %) avec une ancienneté moyenne de 5 ans et un âge moyen de 35 ans.

Source : Réponse de M. Luc Rémont au questionnaire transmis par le rapporteur.

La perte d’attractivité de la filière a contribué à accentuer le problème de perte de compétences, en réduisant le vivier de candidats non seulement sur les postes offerts mais aussi dans les formations autour des métiers du nucléaire. Elle a aussi pu contribuer à réduire la durée passée au sein de la filière nucléaire par des ouvriers ou des ingénieurs dont la durée de formation pour atteindre le plus haut niveau d’excellence est très long, de l’ordre de plus d’une dizaine d’années. Si sur ce point, EDF a souligné que le taux de turnover des salariés se situait depuis 2018 à 2,5 %, ce qui constituerait un indicateur de fidélisation des salariés, les données transmises au rapporteur ont aussi montré que l’ancienneté des salariés chez EDF SA et ENEDIS avait diminué, passant de 40 ans dans les années 70 à 90 à 30 ans dans les années 2000 pour atteindre 26 ans depuis 2020. Ces données permettent de constater que le groupe continue de pouvoir compter sur des salariés expérimentés, ces tendances sont un signal intéressant et une invitation faite aux pouvoirs publics comme aux industriels de redoubler d’efforts pour rendre à la filière le niveau d’excellence et l’attractivité qu’elle avait jadis.

2. Un déploiement progressif mais très insuffisant de la filière des énergies renouvelables

Le quinquennat du Président François Hollande s’inscrit, du point de vue du développement des énergies renouvelables, dans une dynamique très ambitieuse. La contribution de la politique énergétique à la réalisation des objectifs climatiques est perçue comme étant déterminante, et l’essor des énergies renouvelables est porté au rang de priorité.

Le quinquennat débute sur la base des objectifs de développement des énergies renouvelables précédemment fixés par la loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement : la France s’est engagée à porter la part des énergies renouvelables à au moins 23 % de sa consommation d’énergie finale d’ici à 2020.

Figure 36 : Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie et trajectoire prévue pour atteindre l’objectif de 2020

Une image contenant graphique

Description générée automatiquement

Source : SDES, Chiffres clés de l’énergie, 2021.

En 2015, la LTECV maintient cet objectif à l’horizon 2020, et ajoute l’objectif de porter la part des énergies renouvelables à 32 % de la consommation finale brute d’énergie en 2030. La loi précise que pour parvenir à cet objectif, les énergies renouvelables doivent « représenter 40 % de la production d’électricité, 38 % de la consommation finale de chaleur, 15 % de la consommation finale de carburant et 10 % de la consommation de gaz ». Parallèlement, et comme cela a déjà été évoqué, la loi prévoit la réduction de la part du nucléaire dans la production électrique à 50 % à l’horizon 2025. Compte tenu des objectifs fixés en termes de réduction des émissions de gaz à effet de serre (– 40 % entre 1990 et 2030 et facteur 4 entre 1990 et 2050), et par conséquent de l’impossibilité d’augmenter la part des énergies fossiles dans le mix énergétique, l’atteinte de ces objectifs doit reposer sur la baisse de la demande, d’une part, et l’essor conséquent des énergies renouvelables d’autre part. La combinaison de ces différentes ambitions climatiques (réduire les émissions) et énergétiques (réduire la part du nucléaire) repose alors sur un idéal politique dont la faisabilité à l’horizon 2025 n’a pas été démontrée. L’impossibilité de sa réalisation sera d’ailleurs confirmée dès 2017, ce qui conduira au report à 2030 de la réduction de la part du nucléaire dans le mix énergétique. C’est néanmoins dans le cadre de ces objectifs très ambitieux que s’inscrit la politique énergétique du quinquennat.

Si actuellement ces objectifs n’ont toujours pas été atteints - en 2021, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute atteignait 19,3 % ([353]) - les progrès de ces énergies sont indéniables. La production primaire d’énergies renouvelables depuis 2005 a augmenté de 85 %, principalement en raison de l’essor des biocarburants, des pompes à chaleur et de la filière éolienne.

Le développement des énergies renouvelables, amorcé sous la décennie précédente, se confirme donc durant la décennie 2010-2020 :

$C:\Users\ppreuvot\Desktop\production primaire ENR 2022.png$

Source : Ministère de la transition énergétique, Chiffres clés des énergies renouvelables, septembre 2022.

La question se pose néanmoins de savoir si ces progrès peuvent être considérés comme suffisants au regard de l’ambition affichée.

L’ancien Président de la République François Hollande a en partie répondu à cette question lorsqu’il a indiqué à la commission d’enquête que l’un des deux regrets qu’il nourrissait à propos de la politique énergétique de son mandat était « de n’avoir pas réussi à accroître suffisamment la part des renouvelables, dont le développement se heurtait certes à des blocages, des recours et des procédures, mais dont la rentabilité est avérée et dont les prix sont devenus très compétitifs ».

Le principal échec de la politique de soutien aux énergies renouvelables réside sans doute dans son incapacité à structurer une filière industrielle.

Au début du quinquennat, la réflexion en termes de filière industrielle existe pourtant. D’après Mme Delphine Batho, les « soutiens publics dans le domaine des énergies renouvelables devaient conduire à la structuration de filières industrielles ». C’est la raison pour laquelle elle avait demandé, avec M. Arnaud Montebourg, ministre du redressement productif, un rapport conjoint au Conseil général de l’économie, de l’industrie, de l’énergie et des technologies (CGEIET) et au Conseil général de l’environnement et du développement durable (CGEDD) sur cette question. La lettre de mission précédant ce rapport indiquait que si le secteur des énergies renouvelables avait fait l’objet d’un essor notable au cours des dernières années, aucune entreprise française n’était « référencée parmi les leaders mondiaux du secteur photovoltaïque », et que l’enjeu était « de construire une véritable industrie française » ([354]).

Mme Delphine Batho constate dix ans plus tard « qu’aucune stratégie industrielle [n’a] accompagné » les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables mis en place, de sorte que, « comme on n’a pas la maîtrise des technologies, on retombe dans la dépendance de l’étranger ».

La réflexion sur le sujet n’a ainsi pas prospéré. La Cour des comptes relève, dans un rapport publié en 2018, que dans l’exposé des motifs du projet de loi pour la transition énergétique et la croissance verte, le Gouvernement retient « une appréhension très large de la notion de filières, lesquelles englobent l’ensemble des activités économiques liées à la transition énergétique, sans se concentrer particulièrement sur les activités manufacturières. Les externalités économiques associées aux EnR et à la transition énergétique tiennent donc à la création d’emplois de tout type, sans plus chercher à en favoriser l’impact industriel ([355]) ».

Au total, la Cour des comptes dresse un constat sévère de l’incapacité des politiques menées à avoir structuré une filière : « faute d’avoir établi une stratégie claire et des dispositifs de soutien stables et cohérents, le tissu industriel français a peu profité du développement des EnR. Contrairement à d’autres États européens, la France n’est en effet pas parvenue à se doter de champions dans ce secteur. Une clarification des ambitions industrielles françaises en matière d’EnR s’impose donc, au regard des opportunités économiques que la croissance de ce secteur recèle, s’agissant en particulier de nouvelles technologies, telles que le stockage et les réseaux intelligents. Ce bilan industriel décevant doit être mis en regard des moyens considérables qui sont consacrés au développement des énergies renouvelables, en particulier aux EnR électriques ([356]) ».

Non seulement la France n’a pas su favoriser l’émergence d’une véritable industrie sur son territoire, mais elle a aussi échoué à conserver certains atouts en la matière : comme l’ont rappelé Mme Delphine Batho et M. Arnaud Montebourg, la perte de contrôle d’Alstom, qui fabriquait des turbines hydrauliques, a lourdement pesé sur le recul français de l’éolien en mer.

La réponse apportée à l’époque à la question - hautement stratégique en termes de souveraineté énergétique - de la disponibilité des matériaux critiques, telles que les terres rares, nécessaires à la transition énergétique apparaît également avoir été assez légère au regard des enjeux en cause. La réponse a ainsi essentiellement reposé sur des appels à projets dans le domaine des énergies renouvelables afin de garantir aux industriels des commandes, un prix de rachat et un modèle commercial rentable. D’après Mme Ségolène Royal, ce système devait permettre aux industriels d’investir et de rechercher des matériaux rares. La responsabilité du sujet leur était donc laissée, alors que son caractère stratégique pour l’industrie française aurait sans doute commandé un meilleur soutien public afin de déployer une vision stratégique sur le sujet et d’y sensibiliser les entreprises.

Ce constat d’échec ne doit pas faire croire à la fatalité. D’après M. Bruno Bensasson, PDG de EDF Renouvelables, « la relocalisation d’une production industrielle au sein de l’Union européenne serait un moyen possible pour diminuer nos dépendances mais en l’état du contexte concurrentiel, elle appelle des choix de politique industrielle dont il faut assumer le coût économique tout en en reconnaissant les mérites en termes de résilience.

Pour expliquer cet échec, l’instabilité des politiques menées en la matière a été mis en avant. Mme Delphine Batho a ainsi regretté la suppression, en mars 2014 ([357]), de la bonification du tarif d’achat des panneaux photovoltaïques fabriqués en Europe ([358]). Mme Ségolène Royal a regretté que certains projets lancés lorsqu’elle était au ministère de la Transition énergétique se soient ensuite arrêtés : « Nous aurions pu développer l’hydrolien, et j’avais moi-même inauguré une ferme d’hydroliennes à Dunkerque. Nous aurions aussi pu développer les énergies marines grâce à notre domaine maritime, au travers des appels à projets que j’avais lancés et qui ont ensuite été arrêtés ». À cette problématique s’ajoute celle de l’acceptabilité sociale des énergies renouvelables, qui, comme l’a souligné M. Bruno Bensasson, génèrent des difficultés en raison de leur visibilité et des tensions qu’elles suscitent sur l’accès au foncier.

Le rapporteur constate par ailleurs que la volonté de développer les ENR s’est excessivement concentrée sur les énergies renouvelables électriques. Mme Delphine Batho a pourtant indiqué que selon elle, l’enjeu devait être à la fois « de transférer des usages de l’électricité vers des énergies renouvelables non électriques et transférer des usages des énergies fossiles vers l’électricité ». C’est pour cette raison que l’une de ses premières actions en faveur des énergies renouvelables à son arrivée au ministère de la Transition énergétique avait consisté à développer la biomasse et à soutenir la chaleur renouvelable via le fonds chaleur de l’ADEME. C’est un arbitrage budgétaire défavorable sur ce fonds qui conduira à son départ du Gouvernement.

Une analyse de la Cour des comptes a mesuré le caractère disproportionné du soutien apporté au renouvelable électrique au détriment du renouvelable thermique dans l’analyse de la répartition du soutien financier à ces énergies : « les EnR électriques bénéficient de l’essentie