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Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique

11 juillet 2012 : Coût réel de l'électricité - Électricité : assumer les coûts et préparer la transition énergétique ( rapport de commission d'enquête )

C. DES SCÉNARIOS DU POSSIBLE QUI PASSENT TOUS PAR LA « CASE INVESTISSEMENT » EN DÉPIT DE MULTIPLES ALÉAS

Votre commission partage le sentiment que la politique énergétique de la France à long terme ne saurait résulter du maintien, par la seule force d'inertie, des structures de production d'énergie existantes. Les choix de bouquet énergétique, qui sont aussi des choix d'environnement et de société, doivent faire l'objet d'une décision explicite et formulée de manière publique, qu'il s'agisse de maintenir la structure de l'appareil de production ou d'engager son évolution, voire sa révolution.

Ces décisions devraient être prises rapidement car la mise en place de nouvelles infrastructures de production et de transport, surtout en cas de modification de la technologie employée et de la géographie des réseaux, peut prendre une dizaine d'années.

Le remplacement du parc de production nucléaire, quels que soient les nouveaux modes de production retenus, aura le moment venu un impact majeur sur le coût de l'électricité, dont l'évolution risque de dépendre de la courbe des investissements. Seule, la fixation d'orientations claires de long terme permettra aux particuliers d'adapter leurs habitudes de consommation aux nouvelles orientations énergétiques et aux entreprises, aussi bien productrices que consommatrices d'électricité, d'anticiper les investissements et les changements de comportement nécessaires.

Comme l'a dit avec force M. Didier Migaud, Premier président de la Cour des comptes, en présentant le rapport de la Cour sur les coûts de la filière électronucléaire, « dans ce domaine de la production d'énergie électrique, où le cycle d'investissement est long, particulièrement pour le nucléaire, ne pas décider revient à prendre une décision qui engage l'avenir ».

Indépendamment des questions de principe, l'arbitrage entre les filières d'énergies décarbonées, qu'elles soient nucléaires ou renouvelables, dépend largement de paramètres externes que constituent, d'une part, le coût des énergies de stock et d'autre part, le coût du CO2. Les scénarios de référence que votre rapporteur s'est efforcé d'établir à des fins pédagogiques, s'appuient, eux-mêmes, sur des hypothèses d'évolution que les premiers développements ci-après tendent à remettre dans leur contexte.

1. Des éléments de contexte particulièrement mouvants

À l'occasion de ses auditions, la commission a été amenée à prendre conscience des perspectives plus incertaines qu'elle ne le pensait au départ pour l'équilibre de l'offre et de la demande d'électricité en Europe.

Par ailleurs, des incertitudes demeurent sur l'évolution de plusieurs composantes essentielles de la facture énergétique, dont dépendra la compétitivité relative de l'électricité et des différents moyens de la produire.

Tel est, en particulier, le cas du cours des énergies fossiles ainsi que du « coût du CO2 », que l'Europe a commencé à valoriser depuis 2005.

a) La France et l'Europe vont-elles devoir faire face à des surcapacités de production d'électricité ?

La première des incertitudes, essentielle, concerne le niveau de l'équilibre entre l'offre et la demande. La France et, au-delà, l'Europe (au moins au niveau de la « plaque de cuivre » continentale), sont-elles actuellement ou vont-elles se trouver prochainement avec des surcapacités de production d'électricité ?

Lors de son audition devant votre commission, le 28 mars 2012, M. Paul Champsaur, président de l'Autorité de la statistique publique et de la commission sur le prix de l'ARENH, avait en partie défendu une telle hypothèse, en déclarant qu'en cas de prolongation de la durée de vie des réacteurs actuels, « aucune décision d'investissement n'aura[it] à être prise, puisque nous sommes actuellement en surcapacité en France : dans la mesure où nous exportons de la base, nous [n'aurions] pas à prévoir d'investissements significatifs en base, visant à augmenter les capacités dans les quinze ans qui viennent ».

Cette idée a été développée, sous une autre forme, par les représentants des filiales françaises des opérateurs étrangers, que votre commission d'enquête a entendus le 16 mai 2012.

Ainsi, M. Olivier Puit, directeur général délégué d'Alpiq France, a souligné que « pour la base électrique en France aujourd'hui, nous ne constatons pas qu'il y ait un déséquilibre entre une demande insatisfaite et une production insuffisante ; c'est même probablement le contraire. À titre d'illustration, les 62 gigawatts de capacité installée nucléaire en France sont très largement au-dessus du niveau de la demande que nous allons constater dans quelques semaines, la demande d'été, lorsque la pointe de consommation dans la journée culmine à moins de 60 gigawatts, donc largement en dessous du dimensionnement du parc nucléaire, et que le minimum approche simplement les 40 gigawatts, donc plus de 20 gigawatts en dessous du parc de production nucléaire ».

M. Frédéric de Maneville, président de Vattenfall France, a, quant à lui, observé au cours de la même audition que « comme l'Europe est en crise et la demande est plutôt stagnante, voire fléchit légèrement, nous sommes en train de créer en Europe [avec les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables] un excès d'offre sur les marchés de l'électricité, ce qui a pour conséquence une chute des prix. Et vous devez le voir, les prix de gros en base ont chuté de 55 euros à 50 euros en quelques semaines, ces dernières semaine. Nous le vivons donc tous les jours ».

Au vu de ces éléments, votre rapporteur a souhaité faire le point sur cette question précise avec le ministère chargé de l'énergie. Il ressort des éléments qui lui ont été transmis que la direction générale de l'énergie et du climat considère :

- que l'Europe et la France en particulier, pourraient rester excédentaires jusqu'en 2020 en moyens de productions de base et de semi-base ;

- qu'en revanche, la situation pourrait rester tendue dès les prochaines années pour ce qui concerne les capacités de production de pointe, pour lesquelles les prix de marché risquent ne pas donner le signal adéquat aux investisseurs.

Dans une analyse rejoignant celle des opérateurs étrangers, la DGEC relève ainsi que la montée en puissance des capacités d'origine renouvelable intermittentes (éolien et photovoltaïque), dont les injections sont absorbées prioritairement par les réseaux, change « l'ordre de mérite » des moyens de production et réduit d'ores et déjà le temps d'utilisation des moyens de pointe. Ce fait est illustré par le graphique suivant, relatif aux centrales à gaz dans six pays d'Europe.

Source : ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie

Tous ces pays ont connu une baisse, parfois très significative, du temps d'utilisation de leurs centrales. Il est clair que, dans ces conditions, les producteurs ne sont plus sûrs (et le seront sans doute de moins en moins) de rentabiliser leurs investissements par le seul mécanisme du marché.

Cette situation ne devrait que s'accentuer, au vu des prévisions d'installation de capacités réalisées par Eurelectric, association européenne de l'industrie électrique, dont l'UFE est membre pour la France.

Ainsi, Eurelectric estime que la capacité de production installée passera de 870 GW dans l'Europe des 27 en 2010 à 936 GW en 2020. Cette augmentation se fera notamment grâce à l'installation de 130 GW d'énergies renouvelables hors hydroélectricité - parmi lesquels plus de 94 GW d'éoliennes - tandis que les capacités des centrales à combustible fossile diminueront de 80 GW.

En conséquence, la part des énergies renouvelables dans la puissance installée augmentera de façon conséquente, comme l'illustre le graphique ci-dessous.

Du fait d'un taux d'utilisation moins élevé, la proportion importante de capacités de production renouvelables installées ne se retrouve pas à l'identique si l'on considère la part des énergies renouvelables dans la production, comme l'illustre le graphique ci-dessous.

Au vu de l'ensemble de ces éléments, il convient :

- d'une part, de prendre avec prudence le postulat selon lequel l'Europe pourrait se trouver, de manière durable, en situation de surproduction en base. En effet, ce postulat repose sur des hypothèses incertaines, dont la première concerne la durée de vie des centrales nucléaires françaises actuelles. M. Champsaur a lui-même souligné que les observations qu'il a formulées devant votre commission d'enquête supposaient que l'exploitation de ces centrales serait bel et bien prolongée au-delà de quarante ans, ce qui n'est pas acquis ;

- d'autre part, d'envoyer un message adéquat aux producteurs d'électricité au sujet de la rentabilité des unités de production de pointe ou susceptibles de compenser l'intermittence de l'éolien et du photovoltaïque, qui resteront nécessaires pour équilibrer le réseau à tout instant. Or, comme souligné précédemment, le jeu normal du marché, fondé sur l'appel des unités de production selon l'ordre de mérite, risque de ne plus envoyer un tel message en raison de la primauté de l'injection de l'électricité d'origine renouvelable dans le réseau, qui modifie l'ordre d'appel des unités de production. Il est donc souhaitable que la mise en place de l'obligation de capacités prévue par la loi NOME permette d'assurer, au meilleur prix pour le consommateur final, la rentabilité des unités de pointe - de même que ce mécanisme devrait aussi encourager le développement des capacités d'effacement.

b) Des paramètres importants : le prix des énergies fossiles
(1) Le pétrole et le gaz : une tendance haussière tirée par la demande de pétrole

L'économie du pétrole et du gaz naturel est un sujet en soi qui mériterait de longues analyses approfondies. Tel n'étant pas l'objet du présent rapport, il convient néanmoins de rappeler quelques éléments fondamentaux sur les prix de ces énergies. Tout d'abord, le graphique ci-dessous rappelle l'historique des ces cours depuis 1999.

Évolution des cours du pétrole et du gaz naturel depuis 1999

Source : Banque mondiale

Ce schéma permet sans peine de dégager trois caractéristiques fondamentales de ces marchés :

- leur grande instabilité, la période ayant été riche en mouvements spectaculaires sur les cours du pétrole et du gaz ;

- leur tendance clairement haussière sur le moyen et le long terme ;

- et leur étroite corrélation, le gaz naturel suivant en gros l'évolution des cours du pétrole avec un décalage de l'ordre de six mois161(*).

Parmi les grandes tendances du marché du pétrole, qui reste donc, dans une large mesure, le marché « directeur » des principales énergies fossiles, il convient d'évoquer la forte augmentation de la demande qui, depuis les années 2000, est entièrement le fait des pays non membres de l'Organisation pour la coopération et le développement économiques (OCDE), ce qu'illustre le graphique ci-dessous.

Évolution de la consommation mondiale de pétrole depuis 2000
(pays membres et non-membres de l'OCDE), en millions de barils par jour

Source : Agence internationale de l'énergie

(2) Pour l'avenir : vers une décorrélation du gaz et du pétrole ?

S'agissant de l'avenir, votre rapporteur est d'autant plus prudent que le passé a souvent démenti des prévisions économiques qui pouvaient pourtant paraître étayées et que votre commission ne s'est que peu penchée sur cette question.

Au cours de son audition, M. Jean-Marc Jancovici n'a pas souhaité se prononcer sur l'évolution des cours du pétrole. Il a néanmoins souligné avec force que les découvertes annuelles de réserves de pétrole extractibles, sont passées par un maximum en 1964. Il a également souligné que, compte tenu du délai moyen qui sépare l'apparition du pic des découvertes de celle du pic de production, nous serions actuellement au maximum de la production mondiale de pétrole et qu'après un plateau (qu'il a situé aux alentours de 2020), la production mondiale devrait décliner de manière inexorable.

Pour sa part, la Banque mondiale estime que, dans les années à venir, les cours du brut devraient se stabiliser, voire diminuer légèrement en raison d'un ralentissement de la demande dû à une meilleure efficacité énergétique et à la recherche croissante d'énergies de substitution par les pays consommateurs. Quoi qu'il en soit, il semble clair que la période du pétrole peu cher est définitivement révolue.

S'agissant du gaz, de nombreux économistes estiment que ses cours devraient suivre une voie plus autonome de ceux du pétrole, à la fois parce que ce marché est désormais mature, parce que les usages du pétrole et du gaz sont à présent très distincts et parce que les fondamentaux ne sont pas les mêmes (en particulier le niveau des réserves de gaz, supérieur à celui du pétrole). Ce dernier point pourrait d'ailleurs être renforcé si d'autres pays empruntaient la même voie que les États-Unis en matière d'exploitation de gaz non conventionnel.

c) Un « prix du carbone » insuffisamment valorisé

En dehors de leurs propres fondamentaux, le « prix final » des différentes énergies pourraient également, à l'avenir, dépendre du prix de leur « composante carbone », que l'Union européenne a déjà entrepris de valoriser progressivement.

(1) Un système communautaire d'échange de quotas d'émissions (SCEQE) grippé par la crise économique

La valorisation du carbone au sein de l'UE se fait actuellement par un mécanisme de marché, le système communautaire d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre (SCEQE, en anglais ETS).

Il a été instauré par la directive 2003/87/CE du 13 octobre 2003, qui a depuis lors été prolongée par la directive 2009/29/CE du 23 avril 2009, traduction de l'accord trouvé sur le « troisième paquet énergie » lors de la présidence française de l'Union européenne162(*).

Le SCEQE vise les quelque 11 000 installations industrielles du territoire communautaire les plus émettrices de gaz à effet de serre en les soumettant à un système de « cap and trade » : pour en exposer rapidement le principe, la quantité totale de quotas d'émission, définie ex ante par l'autorité politique est allouée par les États aux différents sites suivant leurs besoins estimés et peut ensuite faire l'objet d'échanges entre les intéressés.

Comme cela a été expliqué dans plusieurs rapports sénatoriaux163(*), un tel mécanisme permet, en théorie, de parvenir à respecter l'objectif, matérialisé par le plafonnement des émissions (cap), au meilleur coût pour l'ensemble des acteurs. En effet, chaque site industriel relevant du SCEQE doit restituer chaque année, sous peine d'amende non libératoire164(*), un nombre de quotas correspondant à ses émissions effectives. À cette fin, les entreprises pour lesquelles les réductions d'émission sont très coûteuses peuvent acquérir les quotas qui leur manquent auprès d'industriels capables de réduire leurs émissions de manière plus aisée (trade), ce que résume le schéma ci-dessous.

Le mécanisme d'échange de quotas d'émission

Source : CDC climat

Concrètement, le SCEQE s'est mis en place progressivement. Trois phases sont ainsi à distinguer :

- une phase « expérimentale », de 2005 à 2007, essentiellement destinée à enregistrer les émissions de chaque site sans pénaliser la production industrielle. Au cours de cette phase, les quotas distribués ont été très excédentaires. Cela a abouti, en fin de période, à un effondrement des cours des quotas, d'autant que ceux-ci n'étaient pas valables pour la période suivante ;

- la phase actuelle, couvrant la période 2008-2012. Comme dans la première phase, les quotas sont attribués gratuitement165(*) par les États à leurs industriels selon un plan national d'allocation validé par la Commission européenne. La quantité de quotas alloués paraissait cependant, à l'origine, plus ambitieuse que pour la période précédente, même si le ralentissement économique sensible depuis 2008 a, dans les faits, considérablement relativisé le poids de la contrainte pour de nombreux industriels (cf. infra) ;

- la troisième phase du SCEQE, qui débutera le 1er janvier 2013, marquera une rupture sur deux points essentiels. D'une part, les quantités allouées seront plus contraignantes et diminueront de 1,74 % chaque année afin d'atteindre l'objectif communautaire de baisse de 20 % des émissions d'ici à 2020. D'autre part, même si de nombreuses exceptions sont prévues166(*), l'allocation « primaire » des quotas ne se fera plus à titre gratuit aux industriels émetteurs, mais sera mise aux enchères. En particulier, il est explicitement prévu que les électriciens aient à acquérir, à titre onéreux, l'ensemble de leurs quotas dès l'année prochaine, le prix du carbone devant donc devenir une composante à part entière du prix de l'électricité, avec une « prime » pour les technologies non émettrices.

Comme M. Pierre Ducret, président de CDC Climat - filiale de la Caisse des Dépôts et Consignations - l'a indiqué à votre rapporteur, dans un tel système, la valeur du quota est le reflet du niveau de la contrainte carbone pesant sur les grands industriels.

Or, la crise économique actuelle a profondément affecté le « signal-prix » des émissions, la baisse de l'activité industrielle se traduisant par une accumulation de quotas par les grands groupes. Le graphique suivant, qui retrace le cours des quotas sur le marché secondaire depuis l'origine (en 2005) illustre cette situation.

Évolution du cours des quotas d'émission de gaz à effet de serre depuis 2005

Source : CRE

(NB : les quotas de la première phase 2005-2007 n'étant pas reportables sur la phase 2008-2012, il est normal que leur cours soit devenu nul peu avant la fin de cette phase. Tel ne sera pas le cas des quotas 2008-2012, reportables sur la phase 2013-2020)

Dans cette optique, votre rapporteur est préoccupé par l'atonie du marché des quotas, qui risque de persister tant du fait de la faiblesse de la conjoncture industrielle qu'en raison des excédents accumulés par de nombreuses entreprises assujetties au SCEQE. Votre rapporteur souligne qu'Eurelectric, qui représente le secteur de l'électricité au niveau européen, plaide également pour une remontée du cours.

Comme l'a souligné M. Pierre Ducret, une telle situation risque de fausser durablement le signal-prix du carbone en Europe et donc de « pénaliser », en termes relatifs, les technologies non émettrices, notamment pour ce qui concerne la production d'électricité.

Votre rapporteur souhaite donc que le Gouvernement soutienne, au niveau communautaire, des mesures correctrices :

soit en agissant sur les quantités de quotas mises à disposition des entreprises, ce qui peut passer par la révision des objectifs 2020 ou par l'instauration, dès à présent, d'objectifs contraignants plus ambitieux à une échéance comme 2030. Une telle décision enverrait un « message » clair à l'ensemble des acteurs quant à la fermeté dans le temps de la politique de l'Union en matière de restriction des émissions de CO2 ;

soit en agissant de manière palliative directement sur le prix, par exemple en instaurant un prix de réserve sur les futures enchères.

(2) Demain, une « taxe carbone » pour le secteur diffus ?

Même si le secteur de la production électrique relève du SCEQE, votre rapporteur observe que le marché des quotas ne concerne qu'environ la moitié des émissions de CO2 de l'Union européenne, et de l'ordre de 40 % de ses émissions totales de gaz à effet de serre.

S'il serait évidemment impossible de soumettre chaque acteur du secteur « diffus » (petites entreprises, particuliers...) à un système de marché, il est regrettable que ceux-ci ne reçoivent pas de signal-prix correspondant à leurs émissions.

Un tel signal devrait passer par l'instauration d'une taxe carbone ou d'une contribution climat-énergie reposant, au moins en partie, sur les émissions de gaz à effet de serre.

À cet égard, il convient de soutenir la démarche entreprise par la Commission européenne de réviser en ce sens la directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l'électricité.

Au-delà, même si certains de nos partenaires sont réticents, il n'est pas interdit à la France de montrer la voie, d'autant que disparaîtra, dès 2013, le principal motif de censure de la « contribution énergie-climat » qui figurait à l'article 7 de la loi de finances pour 2010, à savoir la gratuité des allocations de quotas de CO2 aux entreprises soumises au SCEQE (lesquelles étaient exonérées de la contribution)167(*).

2. Les schémas de référence

Dans ce contexte, et en dépit des aléas, on envisagera trois types de scénarios souvent évoqués afin de mieux comprendre les enjeux et les coûts168(*) :

scénario « Sobriété » : sortie rapide du nucléaire par la limitation à quarante années de la durée de vie des réacteurs, accompagnée d'un programme très volontariste d'économies d'énergie et de développement des énergies renouvelables ;

scénario « Intermédiaire » : bouquet électrique mixte à moyen terme, s'appuyant sur un développement important des énergies renouvelables et le maintien d'une part limitée de nucléaire, les réacteurs de 2génération étant remplacés, au bout de 45 à 50 ans d'exploitation, par un petit nombre d'EPR ;

scénario « Nucléaire nouvelle génération » : maintien de la part du nucléaire à moyen et long terme, fondé sur le remplacement des centrales actuelles par les technologies nucléaires de nouvelle génération (EPR, voire 4e génération).

Afin d'illustrer l'ordre de grandeur des enjeux induits par ces choix, une simulation de la production d'électricité est présentée à titre indicatif pour chaque catégorie de scénario, aux horizons 2022, 2030 et 2050.

Les incertitudes sont bien entendu nombreuses dans un exercice de ce type. Elles concernent - hors variations des paramètres relatifs aux énergies fossiles - :

- non seulement l'évolution possible des technologies de production d'électricité, qui déterminera lesquelles pourront occuper une place significative dans le bouquet énergétique,

- mais aussi les transferts possibles entre électricité et autres vecteurs d'énergie (remplacement de chauffage au fioul par des pompes à chaleur, de véhicules à essence par les véhicules électriques ou par les transports ferroviaires, voire couplage des réseaux d'électricité et de gaz par la méthanation...)

- sans oublier les choix de société qui peuvent conduire à des arbitrages dépassant les strictes considérations économiques.

a) Scénario « Sobriété » : un changement radical des modes de consommation permettant une sortie accélérée du nucléaire

Dans ce scénario, la durée d'exploitation de toutes les centrales nucléaires serait limitée à 40 années au maximum, et aucun EPR ne serait mis en service (y compris le réacteur en construction de Flamanville 3). Un programme très ambitieux d'économies d'énergies et de développement de la production d'électricité à partir de sources renouvelables serait mis en oeuvre en parallèle.

Le calendrier de mise à l'arrêt des réacteurs nucléaires pourrait alors être le suivant169(*) :

Scénario
« Sobriété »

2011

2022

2030

2050

Nombre de réacteurs de 2e génération

58

35

7

0

Puissance nucléaire installée

63 130 MW

42 375 MW

9 930 MW

0 MW

Production nucléaire

% de la production
totale de 2011

421,1 TWh

78 %

289,5 TWh

53 %

67,8 TWh

13 %

0 TWh

0 %

Évolution indicative de la production d'électricité (scénario « sobriété »)

Unité : MWh. Graphique Sénat.

Dans un tel scénario, la chute très rapide de la capacité de production d'électricité à partir de 2018 implique de réaliser la transition énergétique de la France pour la plus grande partie avant 2030, ce qui représente :

1°) dans la construction de nouveaux équipements de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable mais aussi très probablement, du moins tant que les technologies de stockage ne sont pas matures, de centrales à gaz. Il s'agit d'une part de compenser l'intermittence des sources d'énergie renouvelable, d'autre part de fournir une électricité de complément si le rythme de développement de celles-ci n'est pas suffisant ;

2°) dans la réalisation d'interconnexions nouvelles avec les pays voisins afin d'atténuer les effets de l'intermittence de la production éolienne et photovoltaïque et d'optimiser les flux d'électricité ;

3°) dans l'aménagement des réseaux de transport et de distribution, afin d'adapter ceux-ci à la nouvelle géographie des moyens de production.


· Les réseaux de distribution devraient être renforcés à cause de la multiplication des sites de production décentralisés (petits parcs d'éoliennes, petites centrales à biomasse, petits et moyens sites photovoltaïques...). Certaines lignes de transport ne seraient plus utiles en raison de la disparition de la plupart des très grosses centrales de production170(*), tandis que d'autres devraient être créées ou renforcées, soit pour raccorder de nouveaux sites de production (éoliennes en mer, très grands parcs éoliens terrestres ou photovoltaïques), soit pour assurer l'intégration des nouvelles interconnexions dans le système électrique national, soit enfin par cohérence avec le renforcement déjà mentionné du réseau de distribution.

D'une manière générale, des ressources importantes devraient être consacrées à la recherche et à la mise en oeuvre d'infrastructures de stockage d'énergie et de solutions de gestion intelligente des réseaux, sans quoi on assisterait nécessairement à un développement massif des moyens de production carbonés (surtout le gaz) ;

4°) enfin, et peut-être surtout, dans les économies d'énergie afin de limiter autant que possible la consommation d'électricité et plus largement d'énergie. Une politique très volontariste d'économies d'énergie paraît indissociable avec la sortie du nucléaire à l'horizon des années 2030.

C'est ainsi que les scénarios Négawatt et Global Chance prévoient une diminution considérable de la demande d'électricité en 2030, qui devrait être alors de l'ordre de 300 à 350 TWh, alors que la consommation d'électricité a été de 513 TWh en 2010171(*). Les autres scénarios, même lorsqu'ils prévoient des politiques de maîtrise de la demande, tablent tout de même sur une demande d'électricité comprise entre 500 et plus de 600 TWh, en raison de la croissance économique, du développement des nouveaux usages de l'électricité (appareils électroniques...) et des phénomènes de transfert depuis d'autres sources d'énergie (véhicule électrique, pompes à chaleur...).


· À un tel niveau, les économies d'électricité comportent une dimension non seulement financière mais aussi sociétale. Le scénario Négawatt repose sur un changement profond des comportements, posant le principe selon lequel « l'économie doit s'adapter à la réalité physique de l'énergie » et non l'inverse : fin de la diminution du nombre d'habitants par logement, ralentissement de la croissance de la surface utilisée par chacun (habitant ou employé), réduction du nombre de kilomètres parcourus par une personne en une année, réutilisation systématique des biens de consommation (d'où une réduction des besoins de production, malgré la relocalisation des activités de transformation)... Ces objectifs supposent une sensibilisation du public très rapide et sur une large échelle.


· Ce scénario se place dans une logique de gestion des flux énergétiques qui est probablement la seule vertueuse à très long terme, par opposition à la logique actuelle d'exploitation des stocks d'énergie fossile qui a soutenu la croissance économique depuis la Révolution industrielle.

S'il rompt avec une tradition française remontant au programme nucléaire civil des années 1970, il trouve des points de convergence avec les évolutions internationales et notamment européennes. Il convient, en effet, de rappeler que, non seulement la place du nucléaire dans le bouquet énergétique est une « exception française »172(*), mais que nos principaux partenaires se tournent résolument vers un développement volontariste des énergies renouvelables. Ce scénario permettrait sans doute d'entrer dans la dynamique d'une meilleure coordination des politiques énergétiques européennes, par une flexibilité accrue du bouquet énergétique.

Sur le plan stratégique et économique, il permet, en mettant fin aux tergiversations et aux hésitations qui ont trop souvent marqué les politiques de soutien aux énergies renouvelables ces dernières années, de donner un signal clair aux particuliers, en tant que citoyens comme en tant que consommateurs d'électricité, ainsi qu'aux professionnels qui accompagneront la transition énergétique. En raccrochant la France au train des pays les plus volontaristes dans la marche vers les énergies renouvelables, il favorise l'acquisition d'une expertise nationale et la création d'emplois dans des filières qui constitueront très certainement, à plus ou moins long terme, l'avenir du bouquet énergétique.


· Certains organismes, dans leurs scénarios prospectifs, ont proposé un chiffrage des investissements à réaliser, aussi bien concernant la production et l'acheminement que les économies d'énergie :

L'Union française de l'électricité (UFE), dans un scénario « 20 % d'électricité nucléaire en 2030 »173(*), ne prévoit pas de baisse de la demande, mais un transfert important vers des moyens de production thermique.

Les investissements sont chiffrés à 434 milliards d'euros :

- 209 milliards sur la production ;

- 155 milliards sur les réseaux ;

- 70 milliards pour des efforts de maîtrise de la demande, lesquels ne permettront toutefois d'atteindre, selon l'UFE, que 50 % des objectifs fixés par le Grenelle de l'environnement.

Selon l'UFE, le prix de l'électricité atteindrait alors 211 € / MWh pour les particuliers (contre 126 € / MWh) en 2010) et 148 € / MWh pour les entreprises (contre 78 € / MWh en 2010), avec des émissions de CO2 en forte augmentation.

Global Chance, dans un scénario de sortie du nucléaire en 20 ans présenté en juin 2011 par son président, M. Benjamin Dessus174(*), fixe un objectif de production d'électricité de 338 TWh en 2031, dont 110 à 150 TWh par l'éolien (soit dix fois plus qu'en 2011). Ce scénario semble écarter les nouvelles applications électriques telles que les véhicules électriques, renvoyant pour cette question à des scénarios multi-énergies tels que celui de Négawatt.

Les investissements sont chiffrés entre 394,8 et 430,5 milliards d'euros :

- 152,3 à 188 milliards d'euros pour la production ;

- 141 milliards pour le réseau ;

- 101,5 milliards pour un programme ambitieux d'économies d'électricité.

Les coûts au MWh seraient de 81,3 à 105,6 € pour la production, 140 € pour l'acheminement.

Au total, la facture d'électricité de ce scénario pour l'ensemble de la France (hors taxe) serait, en 2031, de 55 à 63 milliards d'euros, contre 44 milliards en 2009. Un scénario « tout EPR », qui sera présenté plus loin aboutirait, pour sa part, à une facture globale de 70 à 80 milliards d'euros selon Global Chance. Le gain pour le consommateur serait donc de 25 % par rapport au tout EPR.

b) Scénario « Intermédiaire » : une complémentarité entre un nucléaire pour une production de base et un développement volontariste des énergies renouvelables

Dans ce type de scénario, la puissance nucléaire installée est réduite d'un quart en 2030 et de plus de moitié à l'horizon 2050, ce qui est obtenu par :

- la prolongation à 45 ans de la durée d'exploitation des centrales actuelles, sous réserve de l'accord de l'ASN ;

- la mise en service de l'EPR de Flamanville 3, puis le remplacement partiel des réacteurs de 2génération par des EPR, à raison de 1 EPR pour 4 réacteurs existants en moyenne175(*). Bien entendu, si l'on évoque ici l'EPR par commodité, d'autres modèles de réacteurs de même génération, tels que le projet ATMEA, pourraient être également retenus sans modification de ce scénario sur le fond ;

- le développement important de toutes les catégories d'énergies renouvelables, afin de parvenir à une part de plus de 50 % de la production d'électricité avant 2050 ;

- la mise en oeuvre d'un programme ambitieux d'économies d'énergie qui devrait permettre une réduction notable de la consommation d'électricité à partir de 2030. Si ce programme ne pouvait être mené, il serait nécessaire soit de développer encore plus la production d'électricité d'origine renouvelable, soit de se reposer plus longtemps sur le nucléaire et les centrales thermiques.

Le calendrier de réduction de la production nucléaire pourrait alors être le suivant :

Scénario
« Intermédiaire »

2011

2022

2030

2050

Nombre de réacteurs de 2e génération

58

56

21

0

Nombre d'EPR mis en service

0

2

10

16

Puissance nucléaire installée

63 130 MW

63 815 MW

44 223 MW

25 265 MW

Production nucléaire176(*)

% de la production
totale de 2011

421,1 TWh

78 %

437,3 TWh

81 %

310,9 TWh

57 %

185,9 TWh

34 %

Évolution indicative de la production d'électricité (scénario « intermédiaire »)

Unité : MWh. Graphique Sénat.

Ce scénario serait plus compatible que le précédent avec les prévisions de consommation d'électricité qui sont formulées par de nombreux organismes : RTE prend ainsi en compte, dans ses scénarios, une demande d'électricité comprise entre 490 et 593 TWh en 2030177(*). La transition énergétique serait conduite selon un calendrier moins rapide que dans le scénario précédent.

Il s'agit, en quelque sorte, d'un scénario « d'attente », son caractère intermédiaire permettant, si cela apparaît pertinent, d'accélérer ou au contraire de ralentir la diminution du nucléaire.

Il convient, en effet, de noter que, sur le plan économique, la rentabilité du nucléaire dans les vingt années à venir pourrait évoluer selon plusieurs mécanismes. Au problème de la « pointe électrique », largement débattu aujourd'hui, pourrait ainsi s'ajouter la question d'une nouvelle définition de la « base » :

1°) aux alentours de la première étape de ce scénario, soit au début des années 2020, la France métropolitaine devrait disposer d'une capacité de production renouvelable intermittente de 30 000 MW environ178(*).

Cette production renouvelable trouve toujours un acheteur puisqu'elle bénéficie de l'obligation d'achat. Il faudra donc compter, certaines journées où les circonstances de vent et d'ensoleillement seront très favorables, avec la présence sur le réseau d'une capacité d'origine renouvelable de l'ordre de 15 000 à 20 000 MW179(*), soit une part assez importante de l'électricité appelée en période de demande modérée.

Pour le complément, les fournisseurs feront appel, en toute logique, aux modes de production d'électricité dont les coûts variables sont les moins élevés, c'est-à-dire d'abord le grand hydraulique, puis le nucléaire (50 000 à 60 000 MW selon le rythme des arrêts de tranche), le gaz, etc.

La capacité offerte par le renouvelable, l'hydraulique et le nucléaire sera donc parfois de plus de 70 000 MW, ce qui risque de dépasser la demande. Il pourra donc être nécessaire de s'interroger sur l'utilisation de cette électricité. L'électricité nucléaire demeurerait rentable si un niveau suffisant d'interconnexions vers les autres pays permettait d'exporter l'électricité produite, compte tenu notamment de la disparition de la concurrence apportée par le parc nucléaire allemand. L'électricité produite pourrait également être stockée et restituée la nuit (lorsque le photovoltaïque ne produit plus) si les technologies de stockage ont atteint la maturité. Sinon, l'électricité nucléaire risque de ne pas être demandée sur le réseau à certains moments, ce qui posera des difficultés techniques (on ne peut pas moduler à volonté l'électricité nucléaire produite par les centrales) et réduira la rentabilité du parc nucléaire, augmentant par conséquent les coûts de production nucléaire.

Les économistes Mauricio Cepeda et Dominique Finon montrent ainsi comment l'introduction par une politique de subventions d'une capacité éolienne modifie l'ordre d'appel des différents modes de production d'électricité et entraîne, à long terme, une recomposition du parc de production avec « moins de moyens de base et plus d'unités de semi-base et de moyens de pointe »180(*). En France, les moyens de base correspondent pour l'essentiel au parc nucléaire ;

2°) au tournant des années 2030, une partie de plus en plus importante des contrats d'achat d'électricité éolienne ou photovoltaïque arriveront au terme de leur durée qui est généralement de 15 à 20 ans.

En conséquence, ces installations mettront alors sur le marché une électricité abondante à un prix très réduit, car un producteur bénéficiant de coûts variables très faibles (gratuité du vent et du soleil, charges de maintenance réduites) a intérêt à écouler sa production même à des prix très réduits181(*). De plus, l'électricité d'origine renouvelable, à moins d'une modification législative d'ici là, bénéficie d'une priorité d'accès au réseau182(*). Cette électricité devrait donc, là encore, avoir la précédence sur l'électricité d'origine nucléaire, sauf si les installations sont hors d'usage ;

3°) à une date indéterminée, mais qui pourrait survenir avant ou après les dates précédemment évoquées, il n'est pas exclu que les coûts complets de production d'électricité éolienne et/ou photovoltaïque (surtout dans des parcs de grande dimension) deviennent inférieurs aux coûts de production électronucléaire, compte tenu du coût supérieur de l'EPR. Si cela survenait, les installations devraient logiquement se multiplier, sauf si des problèmes d'acceptabilité limitaient leur développement, et elles pourraient dépasser les cibles fixées officiellement, puisque les producteurs n'auraient plus besoin de se placer dans le cadre de l'obligation d'achat183(*) ;

4°) enfin, il pourrait arriver que, en raison notamment de l'augmentation du prix du gaz, les prix de marché de l'électricité dépassent un jour le niveau du tarif d'achat, par exemple pour l'électricité éolienne. Dans ce cas, même les producteurs bénéficiant du tarif d'achat pourraient choisir d'y renoncer pour vendre leur électricité sur les marchés ; dans ce cas de figure, toutefois, l'électricité d'origine renouvelable ne concurrencerait pas le nucléaire mais le gaz et les autres sources d'énergie fossiles.

Compte tenu de ces éventualités et de leur degré d'incertitude élevé, une stratégie économiquement raisonnable et relativement flexible, telle que celle qui serait rendue possible par la présente catégorie de scénarios, serait de :

- prévoir le maintien d'un niveau important, mais en diminution, de la production nucléaire en 2030, fondé sur la prolongation à 45, voire 50 ans, de la durée d'exploitation des centrales nucléaires et la construction d'un nombre d'EPR limité, mais suffisant pour soutenir la filière industrielle (un par an en moyenne) ;

- après 2030, poursuivre la diminution du niveau de la production nucléaire, si celle-ci devient effectivement moins compétitive par rapport aux énergies renouvelables ou si la France fait un choix de politique énergétique incluant une forte réduction du nucléaire. Une part du nucléaire d'environ un tiers dans la production, par exemple, pourrait être conservée à long terme afin de fournir un « socle » de base stable, dans la mesure où rien ne garantit que le stockage de l'électricité puisse être réalisé sur une grande échelle dès cet horizon. En parallèle, la meilleure compétitivité des énergies renouvelables faciliterait leur déploiement massif.

Cette stratégie permettrait de bénéficier des innovations technologiques attendues d'ici à 2030, aussi bien dans les énergies renouvelables que dans le stockage, voire le cas échéant dans le nucléaire de 4e génération, tout en assurant un niveau de production d'EPR permettant l'industrialisation de sa construction et le maintien de la compétence nucléaire.

L'impact d'un tel scénario de réduction progressive du nucléaire peut également s'apprécier en termes de capacité industrielle (peut-on construire des EPR à un rythme suffisant pour remplacer les fermetures de réacteurs de 2e génération ?) ou de gestion du réseau (la baisse annuelle de la capacité nucléaire pourra-t-elle être compensée par des mesures de production, d'adaptation des réseaux ou d'économies d'énergie ?). Le graphique ci-dessous montre ainsi que :

- au cours des années 1980, jusqu'à 7 200 MW de puissance nucléaire nouvelle ont été ajoutés au réseau en une seule année ;

Unité : MW. Graphique Sénat.

- avec un scénario tel que celui décrit ici, la création d'EPR au tournant des années 2030 atteindrait des sommets deux fois moins élevés en puissance que ceux atteints dans les années 1980 : deux EPR au maximum devraient être mis en service au cours d'une année donnée, ce qui, selon AREVA, ne devrait pas poser de difficulté sur le plan industriel ;

- la baisse de production globale au cours d'une seule année (en prenant en compte la fermeture des réacteurs de 2e génération et la mise en service d'EPR) serait au maximum de 4 000 MW. S'il était choisi de ne pas remplacer les réacteurs actuels par des EPR, c'est une puissance de 6 000 à 7 200 MW qu'il faudrait trouver (ou économiser) au cours de certaines années.


· Sur le plan financier, le scénario « production nucléaire à 50 % en 2030 » de l'UFE se rapproche de cette catégorie : ce pourcentage de 50 % doit en effet s'apprécier par rapport à une demande qui, selon l'UFE, serait en forte hausse à cette date.

Il se caractérise par des investissements d'un montant de 382 milliards d'euros :

- 165 milliards sur la production ;

- 147 milliards sur les réseaux ;

- 70 milliards sur les économies d'énergie.

Le prix de l'électricité serait alors de 189 € / MWh pour les particuliers et de 129 € / MWh pour les entreprises.

c) Scénario « Nucléaire nouvelle génération » : le choix du nucléaire des nouvelles générations avec un simple complément en matière d'énergies renouvelables

Dans un scénario de ce type, la production nucléaire augmenterait en valeur absolue, mais pourrait rester stable en proportion si, comme de nombreux scénarios le prévoient, la consommation et la production d'électricité continuent à augmenter sur le long terme, ce qui serait obtenu par :

- la prolongation à 60 ans de la durée d'exploitation des centrales de deuxième génération ;

- un effort massif de construction d'EPR (ou d'autres réacteurs de même génération, tels que l'ATMEA), soit, compte tenu de la puissance unitaire supérieure des EPR, deux EPR pour trois réacteurs de deuxième génération ;

- la poursuite du programme de recherche sur les réacteurs de quatrième génération, avec l'objectif de mise en service de quelques unités vers 2050 ;

- la poursuite du développement des énergies renouvelables, sans toutefois que celles-ci représentent à l'horizon 2030-2050 une part majeure du bouquet de production électrique.

Le calendrier de conversion à l'EPR du parc nucléaire pourrait alors être le suivant :

Scénario « Nucléaire NG »

2011

2022

2030

2050

Nombre de réacteurs de 2e génération

58

58

58

7

Nombre d'EPR
(ou 4génération) mis en service

0

1

1

35

Puissance nucléaire installée

63 130 MW

64 760 MW

64 760 MW

66 980 MW

Production nucléaire

% de la production
totale de 2011

421,1 TWh

78 %

443,3 TWh

82 %

443,3 TWh

82 %

487,6 TWh

90 %

Évolution indicative de la production d'électricité (scénario « Nucléaire NG »)

Unité : MWh. Graphique Sénat.

Si un scénario de ce type était retenu, il pourrait être raisonnable d'anticiper, dès les années 2020, l'accélération de la construction et de la mise en service d'une partie des EPR, afin de lisser le processus industriel. Cela supposerait, soit de mettre à l'arrêt certains réacteurs de 2génération avant l'âge de 60 ans, soit de trouver des débouchés pour l'électricité supplémentaire produite (exportation, nouveaux usages, stockage...).

Ce scénario permettrait de tirer pleinement profit de la compétence industrielle construite par la France en matière nucléaire. Les acteurs de la filière bénéficieraient, dans les appels d'offres à l'étranger, de la crédibilité offerte par un marché national de grande ampleur. L'impact sur les réseaux serait sans doute réduit par rapport aux autres scénarios, les nouveaux réacteurs étant pour la plupart construits sur les emplacements laissés vides dans les centrales actuelles, comme c'est le cas à Flamanville et, si la décision en est prise, à Penly. Enfin, ce scénario offre une visibilité de long terme aux producteurs pour leurs investissements, ainsi qu'aux industriels gros consommateurs d'électricité qui continueraient à bénéficier d'une production d'électricité importante, prévisible et stable.

Une faiblesse de ce scénario est sa dépendance à l'égard d'une seule source d'énergie. Dans le cas purement hypothétique où l'Autorité de sûreté nucléaire découvrirait une faille générique de sûreté dans le parc nucléaire français, le poids de celui-ci dans la production d'électricité rendrait cornélienne la décision de l'autorité publique : soit arrêter très rapidement l'ensemble du parc, avec des conséquences économiques incalculables184(*), soit accepter de faire vivre le pays avec un risque connu pendant plusieurs années, le temps de trouver des solutions alternatives de production ou d'économies d'énergie.


· Deux des quatre « options » analysées par le rapport de la commission « Énergies 2050 » peuvent se rattacher à ce type de scénario, puisqu'elles prévoient la construction d'un parc d'EPR assurant la majeure partie de la production d'électricité185(*). Ces options s'en éloignent, toutefois, sur un point : bien qu'elles opèrent un choix de politique énergétique clair en faveur du nucléaire, elles ne prévoient pas de prolongation des centrales actuelles au-delà de 40 ans, malgré le coût d'un tel arrêt.

Le scénario « production nucléaire à 70 % en 2030 » de l'UFE se rapproche également de cette catégorie de scénarios. Il inclut des montants d'investissements de 322 milliards d'euros :

- 117 milliards sur la production ;

- 135 milliards sur les réseaux ;

- 70 milliards sur la maîtrise de la demande (montant identique quel que soit le scénario).

Le prix de l'électricité serait alors de 168 € / MWh pour les particuliers et de 110 € / MWh pour les entreprises, ce qui correspond au coût le moins élevé parmi les différents scénarios selon l'UFE.

M. Benjamin Dessus, pour Global Chance, chiffre pour sa part le montant des investissements, dans un scénario « tout EPR » en 2030, à des coûts d'investissement de 439,5 à 513,4 milliards d'euros, soit :

- 311,5 à 385,4 milliards pour la production ;

- 128 milliards pour les réseaux ;

- aucun investissement particulier sur les économies d'électricité.

Ce scénario semble toutefois présenter, comme les deux « options » précédemment mentionnées du rapport « Énergies 2050 », le caractère de « cas d'école », voire de « scénario repoussoir », car il suppose simultanément le choix de l'EPR et la limitation à 30 ans de la durée d'exploitation des centrales actuelles, ce qui semble difficile à justifier sur le plan économique.

d) Pour un débat sur la politique énergétique de long terme

Compte tenu des implications de long terme des choix décrits dans les scénarios qui précèdent, votre commission souligne la nécessité de construire un débat approfondi, réunissant la population, les entreprises, les experts et les autorités publiques (Gouvernement, Parlement et collectivités territoriales), afin de permettre aux autorités publiques de tracer, en toute connaissance de cause, des orientations de moyen et long terme pour la politique de l'électricité.

Ce débat public permettrait de préparer les nécessaires décisions de politique énergétique à long terme. Il serait donc utile que la prochaine programmation publique des investissements (PPI) d'électricité, prévue pour 2013, fixe des orientations non à 10 ans comme la dernière PPI de 2009, mais à 20 ans afin de traiter la question stratégique des investissements à consentir à l'horizon 2025-2030.

Un tel débat, pour lequel le rapport « Énergies 2050 » fournit des indications utiles186(*), ne pourrait réussir que s'il donne aux Français les moyens de s'en approprier les enjeux :

- le débat pourrait partir, non pas du bouquet énergétique actuel qui présuppose une certaine répartition entre électricité et autres énergies (alors que l'évolution des technologies rapproche de plus en plus les différentes formes d'énergie), mais d'une analyse des usages fondamentaux de l'énergie, comme le tente le scénario Negawatt ;

- cette analyse devrait être complétée d'un panorama complet de l'état des technologies et de leurs perspectives (technologies de production permettant d'enclencher une « rupture » énergétique, faisabilité à échelle industrielle des technologies de stockage ou de convergence des énergies via la méthanation...) ;

- les atouts et handicaps spécifiques à la France devraient également être présentés afin d'éviter tout choix apparemment idéal mais en fait irréaliste : état des filières économiques, coût d'une éventuelle restructuration des réseaux, points forts de la recherche française. On rappellera ainsi que le Sénat a adopté le 9 février 2012 une résolution relative à la filière industrielle nucléaire française, dans laquelle il attirait particulièrement « l'attention sur la nécessité de mener conjointement les réflexions sur l'équilibre du bouquet énergétique français et celles sur la pérennité de notre filière industrielle nucléaire ».

Le débat public pourrait, après cet état des lieux, faire apparaître dans un premier temps les scénarios techniquement envisageables, puis l'acceptabilité potentielle pour les consommateurs et les citoyens de ces scénarios en fonction des modifications de comportement qu'ils supposent (coût d'investissement et gain sur la consommation d'énergie pour les consommateurs, mais aussi contrainte que représentent les changements d'habitude), de leur impact sur le coût de l'électricité et des autres énergies pour les particuliers et les entreprises, et de leur apport à la lutte contre le changement climatique, à l'indépendance énergétique, à l'économie et à la sécurité.

Sur le plan méthodologique, les organisateurs d'un tel débat pourraient considérer la manière dont se sont déroulés d'autres grands débats tels que celui sur les nanotechnologies ou celui sur la gestion des déchets radioactifs, afin de garantir que le débat sera constructif. En particulier, le public ne doit pas avoir le sentiment que, de toute manière, « les décisions sont déjà prises ».

Ce débat serait sans doute difficile à organiser en raison d'un décalage important entre les « experts » (dont la légitimation fait toujours question : légitimation par l'expérience professionnelle dans le secteur, par les diplômes obtenus, par la reconnaissance académique dans l'Université, par l'association fréquente à des comités sous l'égide de l'administration, par des responsabilités dans des associations, par une reconnaissance dans les médias...) et le grand public qui est pourtant concerné directement dans sa vie quotidienne par les questions de l'énergie : habitudes, confort, déplacements, factures d'énergie...

Les particularités du système énergétique français sont en effet trop souvent méconnues du public : poids du nucléaire (très élevé dans la production d'électricité, mais beaucoup moins élevé dans la consommation d'énergie finale), coût relativement bas de l'électricité par rapport aux autres pays européens (sauf pour les précaires énergétiques, particulièrement touchés), importance particulière du chauffage électrique (impact sur la pointe de consommation électrique et éventuellement sur les émissions de CO2)...

Votre commission peut toutefois témoigner qu'une appropriation de ces questions est possible, malgré leur technicité, si un effort de pédagogie est réalisé. Des phases d'information seront donc nécessaires, en toute indépendance, par exemple auprès de panels de citoyens restreints sur le modèle des conférences de consensus.


* 161 Ce couplage s'explique essentiellement par des raisons historiques, les contrats de long terme passés entre les exportateurs et les importateurs de gaz en Europe ayant été construits, il y a une quarantaine d'années, en prévoyant des clauses d'indexation sur le cours du principal « concurrent » du gaz naturel (alors émergent), à savoir le pétrole (alors déjà mature).

* 162 Pour trouver davantage de détails sur la théorie économique des marchés d'échanges de quotas et sur l'historique du SCEQE, voir notamment le rapport Sénat n° 543 (2008-2009) que notre collègue Fabienne Keller a rédigé au nom du groupe de travail de votre commission des Finances sur la fiscalité environnementale.

* 163 Voir en particulier le rapport d'information n° 543 (2008-2009) de Mme Fabienne Keller et le rapport n° 703 (2009-2010), Tome I de M. Philippe Marini sur le projet de loi de régulation bancaire et financière (commentaire de l'article 2 sexies).

* 164 Le montant de cette amende s'établit actuellement à 100 euros par tonne de CO2 non restituée, aux termes de l'article L. 229-18 du code de l'environnement.

* 165 Aux termes de l'article 10 de la directive 2003/87/CE en vigueur pour la période 2008-2012, les États ont toutefois la faculté de distribuer à titre onéreux jusqu'à 10 % des quotas qu'ils allouent. Cette possibilité n'a pas été utilisée par la France jusqu'à présent.

* 166 Aux termes de l'article 10 ter de la directive 2003/87/CE précitée, ces exceptions concernent principalement les « secteurs ou sous-secteurs industriels à forte intensité d'énergie exposés à un risque important de fuite de carbone ». Ceux-ci ont été énumérés dans la décision de la Commission du 24 décembre 2009 établissant, conformément à la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil, la liste des secteurs et sous-secteurs considérés comme exposés à un risque important de fuite de carbone. Les sites concernés recevront gratuitement un nombre de quotas correspondant à « la performance moyenne des 10 % d'installations les plus efficaces d'un secteur ou sous-secteur de la Communauté pendant les années 2007-2008 », le reliquat devant être acquis sur le marché dans les conditions ordinaires.

* 167 Décision du Conseil constitutionnel n° 2009-599 DC du 29 décembre 2009, voir en particulier le considérant 82.

* 168 Le rapport Énergies 2050, rédigé par la commission dont le président était M. Jacques Percebois et le vice-président M. Claude Mandil, contient une présentation détaillée des principaux scénarios de prospective énergétique publiés récemment : Negatep, Négawatt, Enerdata, UFE, RTE, Global Chance, Areva, CEA, auxquelles il ajoute ses propres « options ». Des scénarios relevant à peu près de ces trois catégories ont également été présentés dans le rapport sur l'avenir de la filière nucléaire du 15 décembre 2011, fait au nom de l'OPECST par MM. Bruno Sido et Christian Bataille.

* 169 Ces calculs sont effectués à partir des données relatives à la puissance et à la date de connexion au réseau des réacteurs existants rassemblées par le CEA, Elecnuc - Les centrales nucléaires dans le monde, édition 2011. Les durées d'exploitation sont comptées à partir de la date de premier couplage au réseau, qui a lieu en général quelques mois (voire quelques années dans le cas des réacteurs de Chooz et de Civaux) avant la mise en service industrielle. Hypothèse sur le taux de charge des réacteurs : 78 % pour les réacteurs de 2génération et 84 %, le cas échéant, pour les EPR. Le taux de charge ne doit pas être confondu avec le taux de disponibilité (Kd) souvent évoqué, qui est légèrement supérieur.

* 170 À titre d'exemple, le seul site de Gravelines, qui héberge six réacteurs nucléaires d'une capacité totale de 5 400 MW, produit annuellement une quantité d'électricité comparable à celle de l'ensemble du parc éolien terrestre prévu en France pour 2020 (19 000 MW en capacité maximale, mais avec une production intermittente).

* 171 RTE, Statistiques de l'énergie électrique en France 2010. La hausse de la consommation a été de 7,2 TWh par an en moyenne entre 2000 et 2010.

* 172 Les statistiques d'Eurelectric et de RTE indiquent que la production électronucléaire a été, en 2010, de 858 TWh dans l'Union européenne sur un total de 3 240,4 TWh, et de 407,9 TWh en France sur un total de 550,3 TWh. La part du nucléaire, avant l'arrêt de certaines centrales allemandes en 2011, était donc de 16,7 % seulement dans l'Union européenne, France non comprise, contre 74,1 % en France.

* 173 Union française de l'électricité, « Électricité 2030 : Quels choix pour la France ? », étude réalisée par l'UFE avec le concours du cabinet Estin&Co.

* 174 Benjamin Dessus - Global Chance, Sortir du nucléaire en 20 ans, 21 juin 2011.

* 175 Le même résultat en 2050 pourrait être obtenu par une prolongation de la durée de vie des centrales actuelles à 67 ans, sans construire d'EPR (sauf Flamanville 3). Ce scénario serait toutefois très hasardeux car il n'est pas certain qu'une telle durée d'exploitation soit réaliste, et il ne ferait que repousser après 2050 le problème de la fermeture accélérée du parc de production nucléaire sans proposer de solution de compensation.

* 176 La légère hausse de la production électronucléaire à l'étape 2022 s'explique par l'ouverture de l'EPR de Flamanville, programmé pour 2016.

* 177 RTE, Bilan prévisionnel de l'équilibre offre-demande d'électricité en France, édition 2011.

* 178 On suppose que seront atteints, éventuellement avec un peu de retard par rapport à 2020, les objectifs du Grenelle qui sont de 19 000 MW pour l'éolien terrestre, 6 000 MW pour l'éolien en mer et 5 400 MW pour le photovoltaïque.

* 179 À titre d'exemple, la puissance maximale d'électricité injectée dans le réseau par les éoliennes a été en 2011 de 5,3 GW au cours de la journée du 7 décembre, pour une puissance installée de 6,6 GW en fin d'année (RTE - Bilan électrique 2011).

* 180 Mauricio Cepeda et Dominique Finon, « Les externalités de long terme du développement imposé de la production éolienne dans un marché électrique », La Revue de l'Énergie, n° 605, janvier-février 2012.

* 181 Les subventions à l'installation telles que l'obligation d'achat sont justifiées non par les coûts de production variables, mais par l'importance des coûts fixes (achat des éoliennes et des panneaux photovoltaïques, installation...), dont la rentabilité dépend d'une garantie de débouchés à un prix relativement élevé.

* 182 Article 16 de la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE.

* 183 À titre d'exemple, le régime actuel de l'obligation d'achat de l'électricité photovoltaïque, tel qu'il a été fixé en mars 2011, prévoit une « cible » annuelle d'installation, qui peut amener à une diminution considérable du tarif d'achat si la cible est atteinte. Si toutefois l'électricité photovoltaïque devenait compétitive sur les marchés, les producteurs pourraient créer de nouvelles installations sans demander le bénéfice du tarif d'achat et la « cible » serait alors largement dépassée (sans coût pour la collectivité).

* 184 Si le Japon a été en mesure de supporter l'arrêt, en un peu plus d'un an, de l'ensemble de ses centrales, celles-ci ne représentaient qu'un quart à un tiers de la production totale d'électricité, contre 78 % en France en 2011. Cet arrêt est de plus conçu comme temporaire et les fournisseurs souhaitent obtenir le redémarrage de certaines centrales d'ici aux pointes de consommation de l'été.

* 185 Ces options (chapitre 5 du rapport « Énergies 2050 ») prévoient le remplacement de l'ensemble du parc nucléaire par des réacteurs de 3e génération, soit en maintenant à peu près la part du nucléaire (option 1), soit en remplaçant deux réacteurs existants par un EPR (option 2, qualifiée de « sortie partielle du nucléaire »). L'option 2, compte tenu de la puissance unitaire plus élevée de l'EPR et de son meilleur taux de disponibilité, devrait en fait assurer à terme une production électronucléaire supérieure à 80 % de la production électronucléaire actuelle. Il ne s'agit donc que d'une sortie très partielle du nucléaire, avec un engagement dans le nucléaire au moins jusqu'aux années 2080 puisque la durée d'exploitation prévue pour les EPR est de 60 ans.

* 186 Rapport de la commission « Énergies 2050 », annexe 10 « Acceptabilité », p. 533-534.