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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 )

Rapport n° 667 (2011-2012) de M. Jean DESESSARD, fait au nom de la Commission d'enquête sur le coût réel de l'électricité, déposé le 11 juillet 2012

Disponible au format PDF (4,3 Moctets)


N° 667

SÉNAT

SESSION EXTRAORDINAIRE DE 2011-2012

Rapport remis à Monsieur le Président du Sénat le 11 juillet 2012

Enregistré à la Présidence du Sénat le 11 juillet 2012

Dépôt publié au Journal Officiel - Édition des Lois et Décrets du 12 juillet 2012

RAPPORT

FAIT

au nom de la commission d'enquête sur le coût réel de l'électricité afin d'en déterminer l'imputation aux différents agents économiques (1),

Président

M. Ladislas PONIATOWSKI,

Rapporteur

M. Jean DESESSARD,

Sénateurs.

Tome 1 : Rapport.

(1) Cette commission d'enquête est composée de : M. Ladislas Poniatowski, président ; M. Jean Desessard, rapporteur ; M. Alain Fauconnier, Jean-Claude Merceron, Jean-Claude Requier, Mmes Laurence Rossignol, Mireille Schurch, M. Jean-Pierre Vial, vice-présidents ; MM. René Beaumont, Jacques Berthou, Ronan Dantec, François Grosdidier, Benoît Huré, Philippe Kaltenbach, Ronan Kerdraon, Jean-Claude Lenoir, Claude Léonard, Hervé Marseille, Jean-Jacques Mirassou, Jean-Marc Pastor, Xavier Pintat, Mme Esther Sittler.

INTRODUCTION

Créée le 8 février dernier à l'initiative du groupe écologiste, la commission d'enquête sur le coût réel de l'électricité afin d'en déterminer l'imputation aux différents agents économiques s'est réunie pour la première fois le 27 février pour désigner son bureau, constitué sur des bases pluralistes conformément à l'article 6 bis du Règlement du Sénat1(*), qui prévoit le partage entre majorité et opposition des fonctions de président et de rapporteur 2(*).

En raison de son mode même de constitution, il a été admis comme une évidence par tous les membres de la commission qu'il convenait d'adopter une démarche favorisant l'apparition d'un consensus aussi large que possible sur le constat, même si, au niveau des objectifs, et plus encore des propositions, des divergences, parfois profondes, pourraient se faire jour.

C'est dans cet esprit d'ouverture que le rapporteur de votre commission d'enquête a travaillé, sans aller, dès lors qu'il s'agit d'un document rédigé ès qualités, au bout de convictions personnelles que reflète plus naturellement l'opinion émise en annexe au présent rapport au nom du groupe écologiste. De son côté, le président a avant tout veillé au bon déroulement des débats et à la possibilité pour chaque sensibilité de s'exprimer et d'être entendue.

À l'origine de la création de votre commission d'enquête, il y a, ainsi que l'indique l'exposé des motifs de la proposition de résolution n° 330 (2011/2012) présentée par M. Jean-Vincent Placé et ses collègues membres du groupe écologiste, le rapport de la Cour des comptes en date du 31 janvier 2012 intitulé Les coûts de la filière électronucléaire, qui, selon l'exposé des motif de ladite proposition de résolution, « présente un travail inédit et particulièrement éclairant sur un certain nombre des coûts autrefois cachés de cette filière même si, comme le note la Cour elle-même, demeurent de nombreuses incertitudes, par exemple sur le démantèlement des centrales, le traitement des déchets ou l'assurance en cas d'accident. »

Soucieuse d'accomplir la mission qui lui était confiée, votre commission s'est donné comme tout premier objectif de s'approprier, au niveau politique, le travail de la Cour des comptes. Elle s'est efforcée, d'une part, d'assimiler des éléments d'analyse, souvent complexes tant sur le plan technique que financier, et, d'autre part, d'identifier les points devant faire l'objet d'un débat sur le plan politique, sans pour autant chercher à y apporter des réponses définitives, ce qui, sur de nombreux sujets fondamentaux, aurait excédé son mandat.

Votre rapporteur n'ignore pas que les travaux de votre commission d'enquête s'inscrivent dans un continuum d'initiatives parlementaires sur les questions énergétiques. Le débat a déjà été amorcé à la fois au sein des instances de veille et de dialogue permanent que constituent, pour l'assimilation des aspects techniques du sujet, l'Office d'évaluation des choix scientifiques et technologiques ou le groupe d'études de l'énergie, mais aussi, tout récemment, dans un cadre plus large, avec l'adoption par le Sénat, le 9 février 2012, d'une résolution relative à la filière industrielle nucléaire française N° 67 (2011/2012).

Certes le contexte international - avec notamment l'arrêt des centrales nucléaires japonaises suite à l'accident de Fukushima et la fin programmée de la production nucléaire en Allemagne - et les équilibres politiques ont évolué depuis lors, mais la recherche sinon d'un consensus, a priori hors d'atteinte, du moins d'un dialogue ouvert et de bonne foi sur les grandes options énergétiques, reste plus que jamais nécessaire.

Telle a été l'ambition première de votre commission qui rassemblait en son sein des sénateurs dont la plupart avaient une expertise réelle de la matière. Mais, au fur et à mesure du déroulement de l'enquête, il est apparu que, même les membres de votre commission ayant le plus d'expérience n'ont cessé d'apprendre, tant l'objet de la mission, apparemment simple - le coût réel de l'électricité que payent les Français -, comporte de ramifications.

La nécessité d'une approche « système » au-delà de la feuille de route initiale

En effet, si la filière nucléaire est bien au coeur du sujet en raison de sa part prépondérante de près de 78 % dans la production nationale d'électricité, elle n'en épuise pas toute la substance, loin de là. D'abord, parce qu'il faut s'intéresser à toutes les autres filières en dépit d'un poids encore limité, mais aussi parce que la prise en compte de la montée en puissance des énergies renouvelables justifie que l'on aille au-delà de l'objet initial de la mission pour adopter une approche du système énergétique dans son ensemble.

Certes, votre commission d'enquête s'est attachée en priorité, conformément à la mission qui lui avait été confiée, d'analyser le rapport de la Cour des comptes. C'est ainsi qu'elle a, en premier lieu, accepté, après avoir entendu les magistrats responsables du rapport et pris connaissance des avis de nombreuses personnalités, de reprendre, pour la filière électronucléaire, les chiffres établis par la Cour des comptes. Votre commission s'est néanmoins attachée à cerner les incertitudes définies par la haute juridiction financière, qu'il s'agisse du coût des démantèlements, de la gestion des déchets, de l'assurance en cas d'accident grave, de la méthode économique de calcul des investissements, de la fiabilité des taux d'actualisation pour les provisions ou de la prise en compte des coûts de recherche publics et privés. 

Parce que le transport et la distribution d'énergie représentent pour le consommateur une charge du même ordre que celle de la production, elle a aussi examiné une liste des points plus spécifiques mentionnés dans l'exposé des motifs de la proposition de résolution précitée au niveau de « ... la répartition du coût réel de l'électricité. Entre autres investigations, cette commission pourra s'intéresser aux bilans d'EDF et d'ERDF, aux différents crédits d'impôt et niches fiscales relatifs à l'électricité, au tarif de rachat des productions décentralisées (notamment à partir d'énergies renouvelables), à la concurrence entre opérateurs publics et privés, aux coûts externalisés (comme la recherche), aux coûts d'acheminement de l'électricité, aux clauses des concessions des collectivités territoriales à ERDF, etc. »

Toutefois votre commission n'a pas souhaité se limiter à ces aspects très techniques de cette « feuille de route » initiale, car elle s'est vite rendue compte qu'au travers du « coût réel de l'électricité », c'était toute la politique énergétique qui était en jeu, et même plus encore, dès lors qu'à certains égards, nos modes de consommation d'électricité conditionnent largement notre mode de vie.

Dès lors que l'objectif d'équilibrage de l'offre et de la demande d'électricité ne passe pas nécessairement par une augmentation de la production mais peut, de façon tout aussi légitime, être atteint par un ajustement à la baisse de la consommation, la problématique de la présente commission d'enquête change de dimension. Autrement dit, à partir du moment où le coût de l'électricité pertinent n'est plus uniquement un coût de production mais également un coût de non-consommation, il y a là un facteur de complexité car la comptabilisation des coûts évités n'est pas facile à réaliser de façon parfaitement objective.

Indépendamment de cette difficulté d'ordre conceptuel - dont on verra très concrètement les conséquences quand il s'agira d'assurer la rémunération des agents économiques qui interviennent pour diminuer les consommations -, votre rapporteur s'est aussi heurté à d'autres obstacles pratiques dans l'accomplissement de sa mission. En effet, il est vite apparu qu'il était difficile à votre commission de chercher à reproduire mutatis mutandis la démarche de calcul de coûts adoptée par la Cour des comptes pour toutes les filières de production d'électricité.

En effet, s'agissant d'une filière intégrée comme celle de l'électricité d'origine nucléaire, le petit nombre d'acteurs et leur caractère étatique facilitent l'établissement d'un coût complet. Certes, on rencontre des difficultés théoriques, notamment pour l'évaluation de coûts futurs aujourd'hui mal déterminés ou intervenant sur des durées tellement longues que la prise en compte du temps devient source d'arbitraire mais il est relativement simple de se procurer les données de base.

En revanche, en ce qui concerne les filières des énergies renouvelables, la multiplicité des acteurs, leur statut de sociétés commerciales, d'une part, le degré de maturité différent des technologies tout comme les inconnues relatives à leurs perspectives d'évolution, d'autre part, rendent les données plus difficiles à établir matériellement - les chiffres relèvent du secret des affaires - et même conceptuellement : ce n'est qu'après coup qu'on saura établir des coûts complets sur la base d'une durée d'exploitation assez longue des équipements et prenant en compte des dépenses comme celles de recherche qu'on ne peut pas encore rapporter à une production électrique suffisamment importante pour être significative. Au surplus, il faut tenir compte des interactions avec les coûts de réseaux, étant donné le caractère intermittent - ou d'aucuns diraient simplement variable - des flux d'électricité renouvelable.

Cette approche « système », tendant à ne plus séparer nécessairement production et consommation d'électricité, a amené votre commission d'enquête à se référer, dans la perspective politique qui était la sienne, à ce que l'on a appelé la « troisième révolution industrielle » à la suite de l'économiste américain Jeremy Rifkin : « L'invention de la technologie informatique des réseaux de seconde génération a changé l'équation économique, en faisant basculer le rapport de forces des anciennes énergies centralisées - combustible fossile et uranium - aux nouvelles énergies renouvelables distribuées. » La technologie d'Internet tendrait ainsi à transformer le réseau électrique en réseau info-énergétique interactif permettant à des millions de personnes de produire leurs propres énergies renouvelables. Pour cet auteur, ce processus rappelle celui par lequel « les gros ordinateurs centraux ont cédé la place des petites machines dispersées géographiquement, les ordinateurs de bureau et portable, ...reliés entre eux au sein de réseaux pleinement intégrés et flexibles à l'extrême.. ». C'est ce qu'il appelle l'ère nouvelle de « l'énergie distribuée » dans laquelle l'énergie ne circule pas à sens unique. Pour lui, on assiste à une floraison d'initiatives - que l'on qualifierait volontiers de période des « cent fleurs énergétiques » -, dans lesquelles des acteurs les plus divers au niveau local, régions, PME, coopératives et même particuliers, sont de plus ouverts à l'idée de produire leur propre électricité renouvelable sur des micro-réseaux.

Si l'on prend cette évolution comme une tendance lourde de nature sociologique, ainsi que votre rapporteur est tenté de le faire, il y a là comme une donnée de départ à laquelle il convient de s'adapter. Les choix de société devraient même, selon votre rapporteur, constituer une composante de base du coût de l'électricité, d'autant que ses investigations tendent à montrer que le coût d'aujourd'hui devrait intégrer les investissements nécessaires pour faire face aux besoins de demain : le « coût réel », pour avoir un sens opérationnel, pourrait inclure le « coût virtuel », c'est-à-dire prendre en compte ce que coûterait la production d'électricité avec les technologies actuelles, qu'elles correspondent à des filières nucléaires ou fondées sur les énergies renouvelables, y compris les dépenses de transport et de distribution.

Investir pour gérer le « papy boom » de nos centrales nucléaires et l'adaptation des réseaux

D'où la place donnée par votre commission d'enquête aux dépenses d'investissement - quelle qu'en soit la nature - dont l'augmentation massive, par suite du vieillissement de notre parc de centrales nucléaires et des besoins d'adaptation du réseau avec la montée en charge des énergies renouvelables, va peser sur les coûts.

C'est bien ce qui justifie une augmentation des prix unitaires que les gouvernements ont eu jusqu'ici naturellement tendance à différer pour ne pas affecter la compétitivité des entreprises et le pouvoir d'achat des ménages. Sur ce dernier aspect, votre commission a été amenée à inclure dans le périmètre du sujet au titre de l'imputation des coûts de l'électricité aux différents agents économiques, la précarité énergétique et la question de la réforme des tarifs sociaux, sachant que ce qu'il importe de maitriser, c'est la dépense plus que le prix lui-même.

Un impératif à court terme est de « mettre sur la table » la question de la prolongation de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires. La matière est certes technique mais aussi politique, dès lors qu'il faut prendre en compte le risque nucléaire. Elle doit donc être appréhendée par le Parlement sur la base d'investigations beaucoup plus approfondies que celles auxquelles a pu procéder votre commission dans le bref laps de temps qui lui était imparti. C'est ce à quoi nous invite, à juste titre dans son allocution de présentation du rapport précité de la Cour des comptes, son Premier président M. Didier Migaud : « 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. Il apparaît souhaitable que les choix d'investissements futurs ne soient pas effectués de façon implicite mais qu'une stratégie énergétique soit formulée et adoptée de manière explicite, publique et transparente. »

Ouvrir un débat au fond sur la durée d'exploitation des centrales nucléaires dans le cadre de la présente commission d'enquête aurait sans doute fait apparaître des clivages prématurés en une matière sur laquelle on est loin de disposer de toutes les informations techniques souhaitables. Tout au plus, votre commission a-t-elle eu tendance à considérer que, eu égard à la confiance que l'on pouvait accorder à l'Autorité de sûreté nucléaire, cette prolongation, certes contestable pour certains, avait pour avantage de laisser le temps du débat à un moment où des technologies majeures étaient encore en gestation et où il était difficile de savoir sur lesquelles il fallait miser.

Quant à l'augmentation des coûts « réseaux », que ce soit au niveau du transport ou de la distribution, pour tenir compte des besoins de maintenance, des déséquilibres régionaux parfois préoccupants et des nouveaux moyens de production notamment renouvelables, elle est inévitable en France comme dans les autres pays européens. C'est à ce niveau que l'on voit que la détermination du montant et de la nature des investissements - et donc les coûts - ne dépend pas seulement de considérations techniques, mais d'options politiques sur la place que l'on souhaite donner aux énergies renouvelables et la vitesse avec laquelle on souhaite évoluer vers des réseaux plus décentralisés.

Votre rapporteur a été naturellement séduit par la perspective de réseaux dits « intelligents ». Les idées de réseaux partagés, de flux bidirectionnels et de « consom'acteurs » lui paraissent aller dans le sens de l'Histoire en offrant aux agents les moyens de gérer leur consommation énergétique. Des débats ont eu lieu à ce sujet au sein de la commission mais plus sur les modalités et, éventuellement, le calendrier que sur les finalités elles-mêmes, qui semblent nous orienter vers des réseaux électriques effectivement décentralisés dans lesquels l'énergie ne circulera plus seulement « top down » mais éventuellement « bottom up ».

Le coût réel des filières actuelles : une enquête délicate à mener

En ce qui concerne la compétitivité relative des différentes filières de production qui est avec la sécurité un critère de choix de l'investissement, la conviction de votre rapporteur, partagée par de nombreux membres de la commission, est d'abord que l'on assiste à une certaine convergence du coût de production des différentes filières du fait d'un double mouvement : d'une part, l'augmentation du coût de l'électricité nucléaire, même si l'on peut débattre de l'ampleur de la baisse à espérer entre les têtes de séries - aux coûts manifestement non maîtrisés qu'il s'agisse de l'EPR finlandais ou de celui de Flamanville - et celui des centrales suivantes, d'autre part, la diminution plus ou moins rapide de celui des énergies renouvelables.

Sur cette question des coûts relatifs des filières, votre commission s'est efforcée de se faire une opinion en utilisant les moyens traditionnellement à la disposition des commissions d'enquête et des missions d'information

Elle a d'abord adopté une démarche systématique d'écoute des principaux acteurs du secteur, qui l'a conduite à organiser de nombreuses auditions tant en formation plénière avec tout le cérémonial des commissions d'enquête (au nombre de 37, qui pour la plupart d'entre elles ont fait l'objet d'un enregistrement vidéo)3(*) que dans un cadre informel à l'initiative du rapporteur - mais ouvertes à tous les membres de la commission -, sans compter les contacts directs à l'occasion des déplacement sur place.

Un certain nombre de visites de terrain, toutes faites en France métropolitaine sauf un déplacement à Bruxelles, sont venues concrétiser, notamment en ce qui concerne les enjeux nucléaires à long terme que sont le démantèlement des centrales et l'enfouissement des déchets radioactifs, les sujets abordés en audition. Des délégations de votre commission se sont ainsi rendues à Brennilis dans le Finistère, à Chooz et à Revin dans les Ardennes, ainsi qu'au laboratoire souterrain de recherche sur le stockage des déchets nucléaires de longue durée à Bure, à la limite de la Meuse et de la Haute-Marne. En outre, à l'invitation ou sur la suggestion de membres de la commission, votre rapporteur s'est déplacé, d'une part, à Chambéry pour y visiter notamment l'Institut National de l'Énergie Solaire (INES), l'agrégateur d'effacement Energy Pool et le Centre d'Ingénierie Hydraulique (CIH) d'EDF et, d'autre part, à Montdidier dans la Somme où il a pu voir comment une commune dotée d'une entreprise locale de distribution était parvenue à produire et distribuer efficacement une électricité largement décarbonée. Enfin, le rapporteur s'est rendu à Paris et en région parisienne dans deux lieux stratégiques du point de vue de l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité : au siège parisien d'EPEX Spot, où s'échange l'électricité physique livrable le lendemain sur les réseaux français, allemand/autrichien et suisse, et au Centre National d'Exploitation du Système (CNES) à Saint-Denis où votre rapporteur a pu voir fonctionner la salle de contrôle des flux d'électricité sur le réseau RTE en France. À cet égard, votre rapporteur tient à remercier tous les professionnels et les élus qui l'ont accueilli.

Votre commission s'est aussi efforcée d'éclairer le Parlement en faisant la synthèse des éléments de « benchmarking » international disponibles en mobilisant le réseau des missions économiques dont la rapidité de réaction et la qualité des contributions doivent être saluées.

Enfin, sur certains sujets sensibles comme le coût du soutien aux énergies renouvelables et le dérapage du coût de l'EPR qui conditionne les choix d'investissement et donc les coûts à financer dès aujourd'hui, votre rapporteur a fait usage des prérogatives qui sont les siennes en tant que rapporteur d'une commission d'enquête.

C'est ainsi qu'en premier lieu, votre commission, soucieuse de fonder ses réflexions sur des informations aussi précises que possible, a demandé à la Cour des comptes, en application de l'article L. 132-4 du code des juridictions financières4(*), d'actualiser les analyses et d'effectuer le suivi des recommandations qu'elle avait faites à l'occasion de son rapport annuel 2011 en ce qui concerne la contribution au service public de l'électricité (CSPE). En dépit de la brièveté des délais qui lui étaient impartis, la deuxième chambre de la haute juridiction financière est parvenue à remettre sa « communication » suffisamment tôt pour que puisse être organisé un débat contradictoire avec les administrations concernées sur le modèle de ce qui se pratique pour les rapports que celle-ci rédige à la demande des commissions des finances sur le fondement du 2° de l'article 58 de la loi organique n° 2001-692 du 1er août 2001 relative aux lois de finances. La communication, qui figure à la suite du présent rapport, manifeste une fois de plus la disponibilité de la Cour des comptes et son attachement à la bonne information du Parlement.

En second lieu, considérant l'imprécision ou les divergences d'appréciations sur certains points financiers importants, votre rapporteur a exercé les pouvoirs d'investigation qu'il détient en application de l'ordonnance n° 58-1100 du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires, pour effectuer des contrôles « sur pièces et sur place » et se « faire communiquer tous documents de service, à l'exception de ceux revêtant un caractère secret et concernant la défense nationale, les affaires étrangères, la sécurité intérieure ou extérieure de l'État sous réserve du respect du principe de la séparation de l'autorité judiciaire et des autres pouvoirs » (article 6, II).

C'est ainsi que le lundi 11 juin dernier, votre rapporteur s'est rendu dans les locaux de la Direction générale de l'énergie et du climat à la Grande Arche de La Défense où il a pu prendre connaissance, avec l'accord de la ministre de tutelle5(*) d'alors, de notes et documents, d'une part, sur la façon dont avaient été gérées la fixation puis la révision des tarifs d'achat de l'électricité d'origine photovoltaïque au moment où les revirements en France mais aussi et, surtout, en Allemagne ont mis la filière en difficulté, et, d'autre part, sur l'évolution inquiétante des coûts des nouvelles centrales nucléaires.

Au vu de certaines informations de presse faisant état d'une augmentation des coûts de l'EPR britannique, il était difficile de ne pas se poser des questions en ce qui concerne le dérapage des coûts de la technologie EPR en général et votre commission ne pouvait se contenter de simples déclarations affirmant que tout était sous contrôle.

En demandant à avoir accès à des sources internes à l'Administration, votre rapporteur n'a pas cherché à déterminer les causes techniques de l'augmentation continue des coûts, mais simplement à apprécier la façon dont la Direction générale de l'énergie et du climat suit une affaire stratégique. De ce point de vue, votre rapporteur a été plutôt rassuré sur la vigilance des services tout en constatant que les grands opérateurs EDF et AREVA ont pour le moins des progrès à accomplir en matière de transparence : selon les documents internes qu'il a pu consulter, il apparaît que l'État, qui détient à la fois les droits de la tutelle et ceux de l'actionnaire, se pose, par la voix de ses représentants, beaucoup plus de questions qu'il n'obtient, semble-t-il, de réponses. Plus généralement, votre rapporteur a volontairement limité ses investigations à l'action de l'Administration et pour l'essentiel aux seules notes de service rédigées par elle. Il a considéré que l'objet même de sa mission était trop général pour lui permettre de pousser ses investigations plus loin en allant consulter les documents émanant d'EDF ou d'AREVA, voire de leurs contractants. Au surplus, s'agissant de sociétés cotées, votre rapporteur est resté très soucieux de l'impact que pourrait avoir sur la marche de ces entreprises, la publication d'informations intempestives avec des conséquences néfastes pour les négociations commerciales ou sur les cours de bourse et donc pour les actionnaires parmi lesquels figure au premier chef l'État.

Relancer l'objectif des 3x20 du paquet énergie-climat

Compte tenu de l'ampleur et de la diversité du sujet, votre commission n'est pas parvenue à approfondir autant qu'elle l'aurait souhaité certains points de son enquête et a dû limiter son ambition à aller aussi loin que possible dans l'établissement d'un constat partagé sur le marché de l'électricité et son évolution.

Sur la base de ces éléments de contexte dont il est clair qu'ils ont un caractère européen, elle a voulu à la fois identifier les inconnues -et elles sont nombreuses - qui affectent les coûts des différentes filières ainsi que le montant et la nature des investissements sur les réseaux, et les questions de principe auxquelles des réponses différentes et mêmes parfois opposées peuvent être apportées.

Ce faisant, votre rapporteur estime qu'il prépare le terrain pour le grand débat national auquel doit donner lieu la stratégie énergétique de la France. Celle-ci ne peut que s'inscrire dans les perspectives tracées par le paquet énergie-climat de l'Union européenne adopté le 23 janvier 2008 par la Commission, dont les deux axes prioritaires sont, d'une part, mettre en place une politique européenne commune de l'énergie plus soutenable et durable, d'autre part, lutter contre le changement climatique. Ces orientations ont été déclinées en objectifs opérationnels souvent résumés dans la formule des « trois fois 20 » :

- faire passer la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique européen à 20 % ;

- réduire les émissions de CO2 des pays de l'Union de 20 % ;

- accroître l'efficacité énergétique de 20 % par rapport aux projections de consommation pour 2020.

C'est cette perspective très générale qui justifie que votre rapporteur ait cherché à poser le problème de l'énergie électrique dans toutes ses dimensions. Sans doute une enquête sur le coût « réel » de l'électricité peut-elle conduire à évoquer le mix énergétique national ; mais il paraît difficile d'aller au-delà du rappel de cet objectif de 20 % d'énergies renouvelables à horizon 2020 dans le cadre du présent rapport qui, parce qu'il a d'abord pour objet de rassembler des éléments de fait, a plus vocation à poser des questions qu'à apporter des réponses.

Votre rapporteur, en revanche, a considéré que la réduction des émissions de CO2 et donc leur prise en compte dans les coûts, de même que l'importance des questions d'efficacité énergétique faisaient partie intégrante du champ de l'enquête, dès lors que les dépenses effectuées à ces deux titres - à ce jour mal financées - impactent le coût ou la consommation d'énergie.

Enfin, les questions de financement sont un volet important du sujet. Celui-ci, comme cela résulte du titre même de votre commission d'enquête, n'incluait pas seulement le coût « réel » de l'électricité mais également la question de son imputation aux différents agents économiques, ce qui invitait à se demander qui en supporte - ou qui devrait en supporter - la charge. Implicitement, cela revenait à passer d'une problématique de coût à une problématique de prix de l'électricité.

*

* *

En termes simples et pour respecter le « cahier des charges » qui lui était fixé, votre commission d'enquête a développé ses analyses en répondant à deux séries de questions : d'abord, combien cela a-t-il coûté de produire de l'électricité jusqu'à aujourd'hui et combien cela pourrait-il coûter demain ? Ensuite, qui supporte effectivement la charge et qui devrait supporter la charge de ce coût ?

Cette démarche a conduit votre commission à affirmer deux convictions :

- l'ère de l'énergie électrique à relativement bon marché est révolue, par suite de besoins d'investissement massifs, tant pour le renouvellement de notre parc de production que pour l'adaptation du réseau ;

- le financement de la transition vers un nouveau modèle décentralisé privilégiant sécurité et efficacité énergétique - quelles qu'en soient les modalités - devrait passer par une politique de vérité des coûts et donc des prix qu'il n'est plus possible de différer et pour laquelle il convient de définir les mesures d'accompagnement qui en sont la condition de l'acceptabilité sociale.

PREMIÈRE PARTIE -
LA FIN D'UNE PHASE D'ÉLECTRICITÉ BON MARCHÉ

Au nom du grand marché intérieur, l'Union européenne a imposé, notamment par trois « paquets » législatifs successifs6(*), l'ouverture des marchés de l'électricité dans les États membres de l'Union européenne (UE). Or, la France, depuis la Libération, avait bâti un modèle fondé sur le quasi-monopole d'un établissement public, Électricité de France (EDF), ainsi que sur l'instauration de tarifs réglementés de vente aux consommateurs, qu'il s'agisse des entreprises ou des ménages, variant en fonction de la puissance souscrite par ces utilisateurs finaux.

Ayant ainsi, depuis plus de cinquante ans, étroitement associé l'électricité à un service public assuré, in fine, par l'État, les Français ont accueilli avec une certaine méfiance la libéralisation du marché, comme en témoignent, pour les particuliers, la très forte part de marché qu'a conservée EDF et, pour les entreprises, la création fin 2006 d'un tarif transitoire d'ajustement au marché, dit TaRTAM, accessible aux acteurs économiques regrettant d'avoir opté pour le marché libre de l'électricité.

Le Parlement, avec notamment la loi NOME du 7 décembre 2010, a dû, sous la pression de la Commission européenne, mettre fin progressivement aux tarifs règlementés des entreprises et acter l'évolution du marché de l'électricité vers un modèle libéral distinguant les opérateurs de réseau des fournisseurs, sommés pour les plus importants d'entre eux de se soumettre aux règles de concurrence.

Mais le modèle électrique français n'était pas seulement une organisation intégrée verticalement, hyper-centralisée, mais aussi une ambitieuse politique de développement d'une filière nucléaire lancée initialement par synergie avec les activités militaires puis relancée au milieu des années soixante-dix après la première crise pétrolière.

Après le modèle fonctionnel, c'est aujourd'hui le modèle technique et économique d'énergie de base continûment abondante et relativement bon marché qui est aujourd'hui en question, sous le double effet du développement volontariste d'énergies renouvelables - se répartissant aujourd'hui entre des filières matures, des filières encore chères mais aux coûts en diminution régulière tel le photovoltaïque et des filières émergentes nécessitant des efforts de recherche et développement accrus -, et de l'augmentation du coût de construction des centrales nucléaires de la nouvelle génération.

I. DES PRIX RÉELS QUI ONT CESSÉ DE BAISSER

L'objectif de votre rapporteur a d'abord été de brosser, de façon aussi simple que possible, un panorama du paysage électrique français, dont il est désormais clair qu'il est étroitement intégré au marché européen. C'est sur cette base qu'il lui a semblé possible, dans un premier temps, de reconnaître que, objectivement, notre pays avait bénéficié, surtout au cours de la dernière décennie, de coûts « immédiats » de l'électricité relativement modérés. Il y a là la conséquence de l'adoption d'un bouquet énergétique largement dominé par la filière nucléaire, qui, hors la question du risque et de son assurance, s'est révélée, jusqu'à présent au moins, un choix avantageux du point de vue économique, qu'il convient de considérer à présent au regard de la montée en puissance des énergies renouvelables.

A. L'ÉLECTRICITÉ ET SON MARCHÉ DANS LE CONTEXTE EUROPÉEN

L'électricité ne se plie aux règles de marché habituelles que moyennant des adaptations liées à sa nature physique.

Tous les électrons sont identiques, quel que soit leur mode de production, ce qui favorise leur circulation et rend leur échange plus facile sur un marché. Il est toutefois impossible de les stocker sur une grande échelle, de sorte qu'à tout instant, la production doit satisfaire exactement la demande, ou au contraire la consommation doit s'adapter à l'offre : ce marché est intrinsèquement instable.

On pourrait même s'interroger : l'électricité est-elle réellement un bien de consommation ou ne s'agit-il pas plutôt d'un service : le consommateur achète-t-il réellement des kilowatt-heures, ou acquiert-il le droit, à un instant donné, d'être éclairé lorsqu'il appuie sur un interrupteur ?

En outre, ainsi que l'écrivent Jean-Marie Chevalier et Jacques Percebois7(*), « l'électricité est ainsi un bien hybride qui combine les caractéristiques d'un bien privé et d'un bien public ». La loi du 10 février 2000 consacre en effet, dès sa première phrase, le service public de l'électricité, qui « a pour objet de garantir l'approvisionnement en électricité sur l'ensemble du territoire national, dans le respect de l'intérêt général », et le complète par « le droit de tous à l'électricité, produit de première nécessité »8(*).

Cette nature particulière de l'électricité comme son caractère essentiel dans la vie économique et sociale se reflètent dans le système des tarifs réglementés et du marché de l'électricité, ainsi que dans les conditions de sa libéralisation progressive depuis les années 1990.

1. Les acteurs du marché

Les modes de production sont aussi divers que les usages. Si les règles du marché de l'électricité, comme on le verra plus loin, sont assez spécifiques, les acteurs appartiennent aux catégories que l'on retrouve sur les autres marchés : producteurs, transporteurs, revendeurs, consommateurs ; un rôle important étant joué par les autorités publiques et l'autorité de régulation.

a) Du producteur au consommateur : les chemins de l'électricité


· Le secteur de la
production comprend des modes de production et des acteurs très diversifiés.

Le plus important est, de loin, EDF qui exploite la totalité des 58 réacteurs nucléaires français, à l'origine de 77,7 % de l'électricité produite en 2011.

La production hydroélectrique représente 9,3 % de l'électricité produite en 2011. Elle est également dominée à 80 % par EDF, qui dispose d'une capacité installée supérieure à 20 000 MW, mais de nombreux autres acteurs sont également présents : la Compagnie nationale du Rhône (3 000 MW) et la Société hydro-électrique du Midi (SHEM, 750 MW), toutes deux liées au groupe GDF-Suez, ainsi que 1 700 producteurs de taille plus petite9(*).

La production thermique à combustible fossile a produit 9,5 % de l'électricité en 2011. Elle comprend des unités de production au gaz, au charbon et au fioul.

La production éolienne (2,2 % de l'électricité) est moins concentrée que d'autres modes de production : un tiers de la puissance installée appartient aux cinq plus gros exploitants (GDF Suez, EDF, Energias de Portugal, Iberdrola, Renewable Energy Systems), parmi la centaine d'entreprises qui exploitent quelque 350 parcs.

La production photovoltaïque (0,3 % de l'électricité), quant à elle, est particulièrement diffuse : si certains parcs ont une capacité de plusieurs dizaines de mégawatts-crête,10(*) la production relève également de petites entreprises ou de particuliers ayant installé des panneaux sur leur toit.

Les autres sources d'énergie renouvelables ont produit 1 % de l'électricité en 2011 : déchets urbains, déchets de papeterie, biogaz.


· L'acheminement de l'électricité
est divisé en deux parties11(*) :

- le réseau de transport achemine, sur des lignes de 63 kV à 400 kV, de grandes quantités d'énergie sur de longues distances et les répartit entre les régions. Sont connectés à ce réseau, les grandes centrales de production ainsi que certains gros consommateurs industriels. Le réseau de transport est exploité par RTE, filiale d'EDF dotée d'une autonomie de gestion ;

- les réseaux de distribution, sur des lignes de 400 V à 20 000 V, desservent les consommateurs finaux en moyenne tension (PME-PMI) ou en basse tension (clientèle domestique, tertiaire, petite industrie). Sont également connectées à ce réseau, la plupart des fermes éoliennes, les installations de production photovoltaïque et la majorité des installations de cogénération, qui produisent simultanément de la chaleur et de l'électricité.

Les réseaux de distribution appartiennent aux communes qui en confient la gestion à ERDF, filiale d'EDF, sur 95 % du territoire métropolitain, à des entreprises locales de distribution (ELD) sur les 5 % restants. EDF, via sa filiale EDF SEI (EDF Systèmes énergétiques insulaires), exploite le réseau de distribution dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (Corse et Outre-mer), sauf à Mayotte qui dispose de sa propre entreprise de distribution12(*).


· La fourniture d'électricité est exercée par des entreprises qui peuvent être également productrices (EDF, GDF Suez, Direct Énergie...) ou être de simples revendeurs.

Ce sont les entreprises les mieux connues du client final, avec lequel elles sont en contrat. La libéralisation a permis l'émergence de nouveaux acteurs, qui n'ont pour le moment obtenu qu'une part de marché limitée.


· Les consommateurs sont aussi bien les clients particuliers que les entreprises de toute nature. Pour certaines entreprises, dites électro-intensives, le coût de l'électricité représente une part importante des coûts de revient : 30 % pour l'industrie de l'aluminium, voire 70 % pour l'industrie du chlore13(*).

b) Réglementation et régulation

Les autorités politiques jouent un rôle essentiel à plusieurs niveaux :

- elles fixent les normes au niveau national et européen (directives, lois, règlements). En France, la politique énergétique est, d'une manière générale, une compétence de l'État, mais l'Europe joue un rôle de plus en plus important via notamment le droit de la concurrence. La politique de l'énergie est inscrite dans les traités européens depuis 2009, la définition du bouquet énergétique relevant toutefois de la compétence nationale ;

- l'État est actionnaire majoritaire de plusieurs grandes entreprises du secteur de l'électricité telles que EDF, mais aussi Areva (via le CEA). Le capital de la Compagnie nationale du Rhône est également public à 50,03 % (Caisse des dépôts et consignations, collectivités locales).


· Une autorité de régulation indépendante, la Commission de régulation de l'énergie (CRE), a pour mission de concourir au bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz naturel. Elle dispose de pouvoirs de décision et d'approbation, concernant, par exemple, les programmes d'investissement de RTE, prononce des sanctions en cas de violation des règles législatives ou réglementaires ou de non-respect de ses propres décisions et donne des avis sur de nombreuses décisions gouvernementales (dont celles relatives aux tarifs).

c) Production et consommation d'électricité en 2011


· La production d'électricité française métropolitaine, qui représente moins de 30 % de la consommation énergétique finale14(*), a été de 541,9 térawatt-heures (TWh)15(*) en 2011, se répartissant comme suit :

Production nette d'électricité en 2011 (TWh)

Données : RTE, Bilan électrique 2011 (France métropolitaine, y compris la Corse).
Graphique Sénat.

En termes de puissance installée, la part du nucléaire paraît moins élevée car la plupart des autres capacités sont appelées seulement lors des périodes de forte consommation ou en fonction des conditions météorologiques (éolien, photovoltaïque) :

Parc de production (GW)

Données : RTE, Bilan électrique 2011(France métropolitaine, y compris la Corse).
Graphique Sénat.


· La consommation intérieure brute d'électricité en France métropolitaine a été de 478,2 TWh au cours de l'année 2011.

Ce chiffre comprend :

- les pertes sur le réseau (34,9 TWh) ;

- les entreprises grandes consommatrices raccordées directement au réseau de RTE (73,6 TWh) ;

- les particuliers et entreprises de taille modérée reliés au réseau de distribution (358,7 TWh) ;

- l'autoconsommation sur certains sites industriels (11 TWh)16(*).

Les pertes en ligne

Une partie de l'énergie électrique est dissipée sous forme de chaleur (effet Joule) au cours de son acheminement sur les lignes électriques. Ces pertes sont plus importantes sur les réseaux à basse tension que sur les réseaux à haute tension. Il existe aussi des pertes « commerciales », liées à de l'énergie livrée mais non facturée (fraude, erreurs de comptage...).

Sur l'ensemble des réseaux (distribution et transport), les pertes en ligne ont été en 2011 de 34,9 TWh pour une consommation intérieure brute de 478,2 TWh17(*), soit un taux de pertes global de 7,3 %.

Ces pertes en ligne se répartissent ainsi :

- 10 TWh environ, soit un peu plus de 2 %, de pertes sur le réseau de transport ;

- 15 TWh environ, soit 3,8 % de l'électricité injectée sur le réseau de distribution18(*) pour les pertes techniques du réseau de distribution ;

- 10 TWh environ, soit 2,5 % de l'électricité injectée sur le réseau de distribution2 pour les pertes commerciales du réseau de distribution.

Les gestionnaires de réseau, tels que RTE et ERDF, compensent les pertes survenues sur leurs réseaux respectifs en achetant de l'électricité sur les marchés de gros. S'agissant plus spécifiquement du réseau de transport, M. Dominique Maillard, président de RTE, a indiqué lors de son audition devant votre commission que 20 % du coût du transport était constitué par la compensation des pertes. Mme Michèle Bellon, président du directoire de ERDF, a signalé, pour sa part, que l'achat des pertes représentait une charge de 1,5 milliard d'euros par an pour son entreprise.

La loi NOME permettra, à compter de 2013, aux gestionnaires de réseau d'acheter de l'électricité nucléaire à un tarif réglementé (mécanisme de l'ARENH) pour compenser leurs pertes (voir infra).

S'agissant des lignes d'interconnexion à longue distance, M. Maillard a indiqué que des pertes assez faibles étaient envisageables : un câble sous-marin en courant continu relie ainsi la Norvège aux Pays-Bas avec des pertes de l'ordre de 3 % seulement.


· Les échanges contractuels avec l'étranger représentent, selon les années, de l'ordre de 65 à 95 TWh en exportations et 15 à 45 TWh en importations, soit un solde constamment positif.

En 2011, l'Allemagne, malgré l'arrêt définitif de sept tranches nucléaires, a été le principal fournisseur de la France en électricité (8,4 TWh sur des importations totales de 19,7 TWh, au plus bas niveau depuis dix ans) mais le principal client a été la Suisse (27,6 TWh sur un total d'exportations de 75,4 TWh).


· La production nette d'électricité a été de 541,9 TWh en 2011, qui se décomposent ainsi :

- consommation intérieure brute (478,2 TWh) ;

- énergie soutirée pour le pompage (6,8 TWh) ;

- solde des échanges physiques (56,9 TWh)19(*).

Production nette d'électricité en 2011 (541,9 TWh)

Source : données RTE (Bilan électrique 2011). Graphique Sénat.

2. Les composantes du prix de l'électricité

L'électricité est vendue soit à un tarif réglementé, fixé par les autorités politiques ou par une autorité de régulation, soit à un prix de marché fixé librement. Dans les deux cas, on décompose communément ce prix payé par le consommateur, en trois éléments :

 

Fourniture

Fixé librement (prix de marché)

ou de manière à couvrir les coûts de production et les coûts commerciaux du fournisseur historique (tarif réglementé)

+

acheminement

TURPE : finance le transport et la distribution (voir ci-dessous)

+

taxes et charges

taxes perçues par les collectivités publiques

CSPE : soutien aux énergies renouvelables et autres politiques de service public (voir ci-dessous)

contribution tarifaire d'acheminement : finance les droits spécifiques relatifs à l'assurance vieillesse des personnels

- taxe sur la valeur ajoutée (TVA)

a) Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE)

Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE) rémunèrent les gestionnaires de réseaux publics pour compenser les charges qu'ils engagent pour l'exploitation, le développement et l'entretien des réseaux.

La tarification répond à trois grands principes :

- la tarification « timbre poste » (même tarif quelle que soit la distance parcourue par l'énergie électrique) ;

- la péréquation tarifaire (tarifs identiques sur l'ensemble du territoire) ;

- la couverture des coûts engagés par les gestionnaires de réseaux.

Le niveau des TURPE est approuvé par le Gouvernement sur proposition de la CRE. Le mécanisme actuel, dit TURPE 3, s'applique jusqu'en 2013. Une concertation est en cours pour la définition du TURPE 4.

b) La contribution au service public de l'électricité (CSPE)

La contribution au service public de l'électricité (CSPE), payée par le consommateur final, doit compenser intégralement les charges imputables aux opérateurs électriques (article L. 121-6 du code de l'énergie). La CSPE finance ainsi les dispositifs de soutien à la cogénération et aux énergies renouvelables (obligation d'achat), mais aussi la péréquation tarifaire (zones non connectées au réseau métropolitain continental), le tarif de première nécessité (TPN), le budget du Médiateur de l'énergie et des frais de gestion.

Le montant de la CSPE est proposé chaque année par la CRE au ministre chargé de l'énergie. Si un arrêté n'est pas pris par le ministre, c'est le montant proposé par la CRE qui entre en vigueur à partir du 1er janvier, dans la limite d'une hausse de 3 €/MWh.

Le montant de la CSPE s'élève, par dérogation, à 9 €/MWh jusqu'au 30 juin 2012, puis à 10,5 €/MWh jusqu'au 31 décembre 201220(*).

Le montant de la CSPE est plafonné à :

- 550 000 € par an par site de consommation ;

- 0,5 % de la valeur ajoutée pour les sociétés industrielles consommant plus de 7 GWh.

La Commission de régulation de l'énergie évalue les charges prévisionnelles de service public d'électricité au titre de 2012 à 4 253,7 millions d'euros, dont 2 617,2 millions d'euros pour les contrats d'achat conclus par EDF, 1 297,3 millions d'euros pour la péréquation territoriale, 96,3 millions d'euros pour les dispositions sociales, 158,3 millions d'euros pour les contrats d'achats conclus par les entreprises locales de distribution et 84,6 millions d'euros pour Électricité de Mayotte21(*).

Compte tenu de ces éléments, la facture d'électricité hors taxes d'un ménage type peut ainsi se décomposer de la manière suivante :

Source : CRE, graphique Sénat

Évolution de la facture annuelle hors taxe d'électricité d'un ménage type ayant souscrit l'option heures pleines - heures creuses consommant 8,5 MWh par an (et donc a priori équipé d'un chauffage électrique).

3. Un marché progressivement libéralisé
a) Un système tarifaire traditionnel

En France, la vente d'électricité s'effectuait (et s'effectue toujours, dans une certaine mesure, cf. infra) sur la base de tarifs réglementés, fixés par arrêté ministériel, en fonction de la puissance souscrite par le consommateur final :

- les tarifs « bleus », correspondant à une utilisation domestique (puissance de 3 à 36 kVA) ;

- les tarifs « jaunes », correspondant à une livraison en basse tension (puissance de 36 à 250 kVA) ;

- les tarifs « verts », correspondant à une livraison en haute tension, pour les sites industriels les plus consommateurs d'électricité (puissance supérieure à 250 kVA).

Les tarifs comprennent tous une part fixe (abonnement) et une part variable (consommation), auxquelles s'ajoutent les taxes et prélèvements énumérés précédemment, calculées selon des assiettes diverses.

De ce fait, à un niveau tarifaire donné, il n'y a donc pas « un » prix de l'électricité ni « une » répartition des composantes de la facture, celle-ci étant fonction de la consommation avec, d'ailleurs, une décroissance implicite de ce prix en fonction de la consommation (l'abonnement s'amortissant sur davantage de kilowatt-heures).

Afin d'être le plus concret possible, le tableau suivant, établi grâce à des données transmises par la CRE, résume le tarif TTC au 1er janvier 2012 de deux clients résidentiels « moyens » : le client A, au tarif 6 kVA base consommant 3 000 kWh par an et le client B, se chauffant à l'électrique, au tarif 9 kVA heures pleines - heures creuses et consommant 8 500 kWh par an (dont 57 % en heures pleines).

Tarif bleu et décomposition de ce tarif pour les clients A et B

en €/MWh

Client A

Client B

Production

53,05

49,45

TURPE (coût d'acheminement)

49,54

38,05

TVA

20,85

19,28

Contribution au service public de l'électricité

9

9

Taxe sur la consommation finale d'électricité (taxes locales)

9,16

9,16

Contribution tarifaire d'acheminement (retraite des agents)

3,64

1,89

TOTAL

145,24

126,83

Source : CRE

Votre commission a été interpellée par des fournisseurs alternatifs (en particulier par MM. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez et Fabien Choné, directeur général de Direct énergie) sur l'impossibilité de concurrencer EDF sur le marché des clients particuliers, malgré la mise en place de l'ARENH, le prix implicite de la production d'électricité d'origine nucléaire au sein du tarif bleu étant inférieure au prix de l'ARENH.

Ainsi, dans sa délibération du 28 juin 2011, sur le projet d'arrêté tarifaire du 1er juillet 2011, la CRE a estimé que, pour permettre à un fournisseur alternatif de proposer à un client une offre de marché compétitive par rapport aux tarifs réglementés de vente, les tarifs bleus devraient être réévalués de 5,4 % (dans l'hypothèse d'un prix de marché en base de 54 euros/MWh).

b) Les adaptations rendues nécessaires au nom du marché unique communautaire
(1) La directive de 1996, première étape de la libéralisation

La négociation des directives relatives à la libéralisation du marché de l'électricité a débuté en 1987, avec la constitution du marché unique européen. Elle s'est poursuivie en 1989 par l'examen des mesures propres à assurer l'accès des tiers au réseau. L'ensemble a abouti à la rédaction de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité. Ce texte a organisé une première ouverture, graduelle, du marché de l'électricité : 27 % du marché devait ainsi être ouvert en février 1997, puis 30 % en février 2000 et 35 % en février 2003.

Il a été transposé en France par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000, relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité. Ainsi, concrètement :

- en février 1999, la directive s'est appliquée directement pour rendre éligibles à la concurrence les sites consommant plus de 100 GWh par an ;

- le décret n° 2000-456 du 29 mai 200022(*) a fixé le seuil d'éligibilité à 16 GWh/an. Ainsi, quelque 1 400 sites représentant environ 30 % de la consommation nationale d'électricité sont devenus éligibles ;

- le décret n° 2003-100 du 5 février 200323(*) a abaissé le seuil d'éligibilité à 7 GWh/an. La libéralisation concernait alors près de 3 000 sites représentant environ 37 % du marché.

En termes d'organisation, la loi du 10 février 2000 a créé un régulateur sectoriel spécifique, la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

(2) Les directives de 2003 et 2009 et la généralisation de l'ouverture des marchés

La directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 96/92/CE a généralisé la concurrence dans le secteur de l'électricité. Il convient de rappeler que les grands principes de cette directive avaient été validés par les chefs d'États et de gouvernements européens lors du sommet de Barcelone, les 15 et 16 mars 2002, auquel ont participé, pour la France, Jacques Chirac, alors Président de la République et Lionel Jospin, alors Premier ministre.

La France l'a transposée au travers de deux lois : 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, puis la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie.

En termes d'ouverture des marchés, toutes les consommations non résidentielles (soit 70 % de la consommation, répartie sur quelque 2,3 millions de sites) sont devenues éligibles le 1er juillet 2004, tous les clients basculant dans le champ concurrentiel le 1er juillet 2007.

En termes d'organisation, ces textes ont transformé EDF et Gaz de France en sociétés anonymes, permis l'ouverture de leur capital24(*) et filialisé les entreprises de gestion des réseaux.

La directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité a remplacé la directive 2003/54/CE pour parachever, dans le cadre du « 3paquet énergie », la séparation entre les activités de gestion de réseau de transport d'une part, d'approvisionnement et de production d'autre part. L'objectif était de supprimer tout risque de discrimination de la part des entreprises verticalement intégrées (qui exercent simultanément des activités de réseau, de production et de fourniture) à l'égard de leurs concurrents.

Cette organisation fait apparaître une nouvelle logique sous-jacente : les réseaux, monopoles de fait, constituent le coeur du service public de l'électricité (et du gaz), la production et la fourniture d'électricité étant, en quelque sorte, désormais considérées comme des activités « ordinaires », relevant en tout cas du champ normal de la concurrence.

c) Un champ concurrentiel encore limité

Le marché de l'électricité comprend un marché de détail, à destination du client final, et un marché de gros qui concerne seulement les producteurs, négociants et fournisseurs d'énergie. La libéralisation a ouvert de manière limitée le marché de détail à des fournisseurs autres que le fournisseur historique.

(1) Le marché du détail

Depuis le 1er juillet 2007, les consommateurs français peuvent choisir librement leur fournisseur d'énergie. Le fournisseur d'électricité peut disposer de moyens de production propres ou acheter l'électricité sur le marché de gros.

Les consommateurs ont accès à deux types d'offres :

les offres aux tarifs réglementés, qui peuvent être proposées par les fournisseurs historiques ;

les offres de marché, qui peuvent être proposées par les fournisseurs historiques ou alternatifs.

Les fournisseurs historiques sont :

- EDF sur 95 % du territoire ;

- une « entreprise locale de distribution » sur les 5 % restants du territoire (entreprises locales de fourniture et de distribution non nationalisées en 1946).

L'ouverture des marchés de l'électricité n'a pas eu pour conséquence de réduire substantiellement la part de marché des fournisseurs historiques :

seuls 5,9 % des sites résidentiels sont clients de fournisseurs alternatifs. 94 % des clients résidentiels sont donc toujours desservis aux tarifs réglementés auprès des fournisseurs historiques25(*) ;

- la concurrence est plus développée auprès des clients professionnels : 7,5 % des sites non résidentiels ont un contrat auprès des fournisseurs alternatifs. Si on compte les volumes consommés, les alternatifs ont une part de marché de 20 % en kilowatt-heures fournis auprès des non résidentiels.

Répartition des consommations par type d'offres
au 31 décembre 2011

Source : CRE, Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz, 4e trimestre 2011

(2) Le marché de gros

Le marché de gros, selon la Commission de régulation de l'énergie, désigne le marché où l'électricité est négociée (achetée et vendue) avant d'être livrée sur le réseau à destination des clients finaux (particuliers ou entreprises).

Une part importante de l'électricité n'est pas négociée sur le marché de gros en raison de la prépondérance en France d'entreprises intégrées (le fournisseur est également producteur).

Concrètement, les échanges peuvent avoir lieu de deux manières :

- soit sur une bourse : EPEX Spot France pour la livraison quasi-immédiate ou de la veille pour le lendemain (produits spot), EEX Power Derivatives France pour la livraison différée (produits « futures » qui permettent de se prémunir contre les évolutions du prix spot) ;

- soit de gré à gré, éventuellement via un courtier.

(3) La formation du prix sur les marchés

Contrairement aux tarifs réglementés de vente, qui sont déterminés par les pouvoirs publics, les prix de marché sont libres.

Sur le marché de détail, le prix est fixé par le fournisseur en fonction de la politique commerciale qu'il définit.

Sur le marché de gros, le prix connaît des variations très importantes. Au 4trimestre 2011, le prix spot était en moyenne de 51 € / MWh en base et 62 € / MWh en pointe. Il connaît toutefois une très forte variabilité et atteint parfois des pics de prix supérieurs à 1 000 € / MWh de manière très brève, comme cela a été constaté lors de période de froid de début février 2012.

Depuis novembre 2010, les marchés de gros de la France, de l'Allemagne et des pays du Benelux sont réunis par un « mécanisme de couplage » qui garantit la plupart du temps un prix de gros similaire dans l'ensemble de ces pays lorsque les interconnexions ne sont pas saturées - la logique nationale prévalant dans le cas inverse. La différence des prix spot entre la France et l'Allemagne est en général inférieure à cinq euros par mégawatt-heure dans un sens ou dans l'autre, contrairement aux prix de fourniture aux consommateurs finaux qui connaissent des écarts beaucoup plus importants entre ces deux pays.

Lors de son audition du 9 mai 2012, M. Jean-François Conil-Lacoste, directeur général de Powernext et d'EPEX SPOT, a décrit, dans son principe, le processus aboutissant à la formation du prix spot.

« La pierre angulaire de ce dispositif est le marché spot veille pour le lendemain, que l'on appelle day-ahead. Nous organisons une enchère tous les jours de l'année, y compris les jours fériés. Aujourd'hui, l'heure de cette enchère est harmonisée avec celle de nos voisins dans le cadre du couplage des marchés européens. C'est à midi que cela se passe ! (...) Tous les jours de l'année, une enchère réunit donc les offres et les demandes de mégawatt-heures, pour livraison sur chacune des vingt-quatre heures de la journée du lendemain.

Ce marché est essentiel car il répond au tempo du réseau de transport, lequel a besoin, un jour à l'avance, de savoir comment équilibrer injection et soutirage. Il s'agit d'un grand rendez-vous, où l'essentiel des échanges va se faire dans les meilleures conditions économiques possible, pour faciliter la vie du gestionnaire de réseau de transport. Ce marché a donc d'abord une mission d'équilibrage en termes de volume, et le prix qui en sortira sera fonction des volumes qui vont se confronter sur chacune de ces vingt-quatre heures. Il s'agit vraiment de la pierre angulaire du marché.

Si un acteur a raté ce grand rendez-vous, il peut se rattraper sur ce que l'on appelle l'infra-journalier, lequel est encore relativement modeste, puisqu'il représente globalement 13 % des échanges sur les marchés interconnectés en Europe, mais seulement 5 % à 10 % en France. Ce marché, qui est continu et non à enchères, est accessible jusqu'à quarante-cinq minutes avant la livraison. Il donne ainsi une chance aux acteurs, qui n'ont pas pu équilibrer leur portefeuille emplois-ressources, de le faire dans des conditions économiques plus tendues. Et si ce n'est pas possible, au dernier moment, en raison d'un aléa ou parce qu'une production attendue n'a pas pu être réalisée pour des raisons techniques, le gestionnaire du réseau de transport intervient lui-même en temps réel, en utilisant ses réserves primaires, secondaires, tertiaires, à un coût qui va être indexé sur le prix spot, mais qui peut être extrêmement lourd pour l'acteur en déséquilibre.

Le pilier central est donc le marché day-ahead, veille pour le lendemain, où l'essentiel des échanges se fait, dans les meilleures conditions économiques possibles, grâce à un large débat sur le prix et les volumes. Puis intervient le recours au marché infra-journalier, lequel devient de plus en plus liquide, notamment à cause du renouvelable intermittent - on y reviendra plus tard -, grâce auquel il peut être procédé, au dernier moment, à ce qu'on appelle le fine-tuning. Cet outil va prendre de plus en plus d'importance. Après, le relais est transmis au gestionnaire de réseau de transport, qui, lui, va résoudre les derniers déséquilibres ».

d) Les évolutions prévues par la loi NOME du 7 décembre 2010

La loi du 7 décembre 2010, portant nouvelle organisation du marché de l'électricité et dite loi NOME26(*), a réorganisé certains aspects du marché de l'électricité afin d'encourager le développement de la concurrence tout en maintenant une régulation forte. Outre des aspects tendant à la sécurité de l'approvisionnement en électricité, dont certains seront abordés plus loin, la loi NOME a transformé les principes de la tarification de l'électricité afin de donner aux différents fournisseurs les moyens de concurrencer l'opérateur historique dans des conditions économiques comparables.

(1) Électricité nucléaire : l'instauration de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH)

La loi a instauré l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH), qui permet aux fournisseurs de consommateurs finaux résidant sur le territoire métropolitain continental, ainsi qu'aux gestionnaires de réseau pour leurs pertes27(*), d'acquérir auprès d'EDF une quantité d'électricité à un tarif fixé par voie réglementaire. Ce tarif est calculé afin de donner un accès aux opérateurs à l'électricité produite à partir des centrales nucléaires françaises actuelles.

Ce tarif a été fixé à 42 € par MWh à compter du 1er janvier 2012. Le volume global d'ARENH cédé ne peut être supérieur à 100 TWh. À titre de comparaison, la production d'électricité nucléaire a été de 421,1 TWh en 2011.

L'ARENH donne aux fournisseurs un accès à une électricité moins coûteuse.

Les modalités de fonctionnement de l'ARENH

Le volume global d'électricité nucléaire historique pouvant être cédé est fixé, dans la limite de 100 TWh, par un arrêté gouvernemental, en fonction notamment du développement de la concurrence sur les marchés de la production et de la fourniture d'électricité. La quantité totale de produit cédée au titre de l'ARENH à l'ensemble des fournisseurs est de 30,8 TWh pour le deuxième semestre de l'année 2011, 30,2 TWh pour le premier semestre de l'année 2012 et 31,3 TWh pour le deuxième semestre de l'année 2012.

S'agissant des fournisseurs, c'est la Commission de régulation de l'énergie (CRE) qui répartit ce volume global entre ceux qui en font la demande, en fonction :

- des prévisions de consommation des clients de ces fournisseurs ;

- de la part de la production électronucléaire dans la consommation totale des consommateurs finaux.

L'ARENH doit permettre aux fournisseurs alternatifs de couvrir une part de la consommation de leurs clients équivalente à la part de la consommation française totale couverte par la production nucléaire28(*). L'électricité nucléaire historique n'a pas vocation à être revendue sur le marché de gros par le fournisseur qui en bénéficie.

De plus, l'électricité nucléaire historique est livrée selon un certain profil, c'est-à-dire que la puissance livrée à chaque fournisseur alternatif est fixée à un niveau variable selon le moment du jour ou de l'année, en fonction de la catégorie de consommateur (profil modulé pour l'électricité destinée aux petits consommateurs, profil plat pour celle destinée aux gros consommateurs)29(*).

(2) De nouveaux principes de fixation des tarifs réglementés pour mieux refléter la réalité des coûts

En premier lieu, la loi NOME a mis fin au mécanisme du tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché (TaRTAM). Ce tarif avait été mis en place le 1er janvier 2007 pour deux ans, puis prolongé à deux reprises, pour les entreprises qui souhaitaient revenir au tarif réglementé après l'avoir quitté.

S'agissant des autres tarifs réglementés de vente, la loi NOME a prévu qu'ils soient arrêtés, jusqu'au 7 décembre 2015, par les ministres chargés de l'énergie et de l'économie, après avis de la CRE.

Les tarifs réglementés devront également, d'ici à la fin 2015, être progressivement établis en tenant compte de l'addition des éléments suivants :

- l'ARENH ;

- le coût de l'approvisionnement complémentaire en électricité, le volume d'ARENH ne permettant pas de répondre à l'ensemble de la demande adressée à chaque fournisseur ;

- les coûts d'acheminement de l'électricité ;

- les coûts de commercialisation et une rémunération normale.

La période 2012-2016 sera donc cruciale pour l'évolution des tarifs.

4. L'Europe de l'électricité : multiplicité des modèles, diversité des prix

Le « modèle » français, produit de l'histoire, n'est pas représentatif de la situation prévalant dans d'autres États européens, qui ne sont pas tous partis d'une situation de monopole intégré. Les exemples de deux grands pays voisins sont éclairants à cet égard.

a) Des marchés souvent caractérisés par la présence de gros opérateurs
(1) L'exemple allemand

Entendue par votre commission le 16 mai 2012, Mme Annegret Groebel, responsable du département des relations internationales du régulateur allemand (Bundesnetzagentur für Elektrizität), a ainsi rappelé que son pays a juridiquement ouvert le marché de l'électricité à la concurrence dès 1998. De plus, cette évolution a été rapidement acceptée par les consommateurs, notamment du fait qu'en Allemagne, où a longtemps prévalu une très forte fragmentation du marché entre plusieurs milliers d'entreprises électriques à rayonnement local, la notion de service public unifié de l'électricité n'existe pas.

Actuellement, après des années de consolidation du secteur, quatre groupes (RWE, E.On, EnBW et Vattenfall) contrôlent les deux tiers de la production. Le marché de la fourniture est un peu moins concentré, puisque ces quatre groupes n'en contrôlent que 57 %.

En ce qui concerne la distribution de l'électricité, il reste encore environ un millier d'entreprises. Les collectivités locales jouent un rôle très important, les Stadtwerke fournissant de multiples services, dont la distribution de l'électricité. Dans son intervention, Mme Annegret Groebel a notamment souligné les différences parfois notables du prix de l'acheminement facturé aux clients selon leur lieu de consommation, qui s'opposent à la logique de « timbre-poste » appliqué en France. Néanmoins, d'après le régulateur, cela ne pose pas de problème aux Allemands, pour qui le prix de l'électricité n'est qu'une donnée parmi d'autres caractérisant un territoire, au même titre, par exemple, que les prix de l'immobilier.

(2) L'exemple britannique

Dans la réponse écrite qu'il a adressé à votre rapporteur, le régulateur britannique (Ofgem) a décrit une situation relativement comparable en termes de date d'ouverture des marchés (dès les années 1990) et de nombre d'acteurs, six grandes compagnies dominant les marchés de la production et la fourniture d'électricité - après des débuts qui avaient vu émerger une quinzaine de fournisseurs.

Là aussi, comme en Allemagne, il existe une réelle concurrence entre fournisseurs ainsi qu'une grande variété de prix, à laquelle les consommateurs se sont habitués.

En revanche, le transport et la distribution d'électricité sont notablement plus concentrés qu'en Allemagne : s'agissant du transport, National grid est le seul opérateur en Angleterre et au Pays de Galles (d'autres gestionnaires monopolistiques couvrant l'Écosse et l'Irlande du Nord) et sept gestionnaires de réseaux de distribution se partagent le royaume dans une logique de monopoles régionaux.

b) La France demeure un marché très concentré

Au total, au sein de l'Europe, la France apparaît comme un marché très concentré pour les activités ouvertes à la concurrence.

Le tableau suivant retrace ainsi le nombre « d'acteurs principaux », c'est-à-dire détenant une part de marché d'au moins 5 %, dans le domaine de la production d'électricité dans chacun des 27 pays de l'Union européenne.

Nombre d'acteurs principaux en termes de production d'électricité
dans chacun des 27 pays de l'Union européenne

 

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Belgique

2

2

2

2

2

2

2

3

Bulgarie

5

5

5

5

5

5

4

5

République tchèque

1

1

1

1

1

1

1

1

Danemark

2

3

3

2

2

2

2

2

Allemagne

4

4

4

4

4

4

4

4

Estonie

2

1

1

2

1

1

1

1

Irlande

3

2

4

4

5

3

5

6

Grèce

1

1

1

1

1

1

1

1

Espagne

5

5

4

4

3

3

4

4

France

1

1

1

1

1

1

1

1

Italie

4

4

4

5

5

5

4

5

Chypre

1

1

1

1

1

1

1

1

Lettonie

1

1

1

1

2

2

1

1

Lituanie

2

2

3

4

4

4

3

5

Luxembourg

1

1

2

2

2

2

2

2

Hongrie

6

4

3

4

5

6

3

3

Malte

1

1

1

1

1

1

1

1

Pays-Bas

4

4

5

5

4

4

4

5

Autriche

7

5

4

4

4

4

4

4

Pologne

7

5

5

5

5

5

5

5

Portugal

3

3

3

3

3

3

3

2

Roumanie

7

6

7

7

7

7

6

6

Slovénie

3

2

2

2

2

2

2

2

Slovaquie

1

1

1

2

2

2

1

1

Finlande

4

5

4

5

5

5

5

4

Suède

3

3

3

3

3

3

3

5

Royaume-Uni

6

7

7

6

7

9

8

8

Note : les sociétés sont considérées comme des « acteurs principaux » si elles produisent au moins 5 % de la production nationale nette d'électricité.

Source : Eurostat

Le tableau ci-après présente les mêmes statistiques pour ce qui concerne la fourniture.

Nombre d'acteurs principaux en termes de fourniture d'électricité
dans chacun des 27 pays de l'Union européenne

 

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Belgique

2

3

3

3

3

3

3

3

Bulgarie

8

8

8

9

5

5

5

5

République tchèque

8

8

8

3

3

3

3

3

Danemark

5

:

7

8

:

:

:

:

Allemagne

4

4

3

3

3

3

3

3

Estonie

1

1

1

1

1

1

1

1

Irlande

4

4

5

4

3

4

5

5

Grèce

1

1

1

1

1

1

1

1

Espagne

6

6

6

4

3

3

3

4

France

1

1

1

1

1

1

1

1

Italie

3

1

2

3

3

3

2

3

Chypre

1

1

1

1

1

1

1

1

Lettonie

1

1

1

1

1

1

1

1

Lituanie

3

2

2

2

2

2

2

3

Luxembourg

3

3

3

4

4

4

4

4

Hongrie

7

7

8

4

3

4

8

5

Malte

1

1

1

1

1

1

1

1

Pays-Bas**

=3

5

5

5

4

4

4

3

Autriche

:

5

6

8

7

6

6

6

Pologne

3

5

6

6

6

6

7

7

Portugal

1

1

1

1

1

1

2

4

Roumanie

8

9

9

9

9

8

8

8

Slovénie

6

6

6

6

6

7

7

7

Slovaquie

5

5

5

5

5

5

6

5

Finlande

3

3

3

3

3

3

3

3

Suède

3

3

3

3

3

3

3

3

Royaume-Uni

7

7

7

7

7

7

6

6

Note : les fournisseurs sont considérés comme «acteurs principaux» s'ils vendent au moins 5 % de la consommation nationale totale d'électricité.

* Information sur le nombre de fournisseurs principaux non disponible.

** Nombre de fournisseurs principaux vendant de l'électricité seulement aux petits consommateurs.

Source : Eurostat

Au terme de cette brève analyse, il convient néanmoins de préciser que, même dans des pays « libéraux » en matière d'électricité comme le Royaume-Uni ou l'Allemagne, la puissance publique conserve un rôle majeur sur plusieurs sujets-clés :

- d'une part, dans la détermination du bouquet énergétique., l'État intervient le plus souvent directement pour atteindre des objectifs qu'il détermine, par exemple au travers d'appels d'offres, de mécanismes du type « tarif d'achat » de l'électricité produite par certaines filières ou, a contrario, pour interdire certains modes de production (la question du nucléaire étant particulièrement symbolique) ;

- d'autre part, au travers de l'autorité déléguée au régulateur, dans la surveillance du fonctionnement du marché libre ainsi que dans le plan d'investissement et la rémunération des acteurs des activités régulées (transport et distribution de l'électricité).

c) Les fortes différences de prix de l'électricité pour les consommateurs en Europe

Les différences structurelles des marchés, des différents choix fiscaux et des moyens de production se traduisent logiquement par des différences de prix pour le consommateur final.

Le consommateur français bénéficie d'un prix de l'électricité en € / MWh parmi les plus bas d'Europe (voire le plus bas en parité de pouvoir d'achat) selon l'étude menée par M. Michel Cruciani en 2011 pour l'Institut français des relations internationales30(*).

Prix TTC en € / MWh (2010 - 2nd semestre)

Données : M. Cruciani - IFRI. Graphique Sénat.

Ce constat mérite toutefois d'être tempéré sur deux points.

D'une part, certains pays ont déjà fait le choix de transférer, notamment pour des raisons écologiques, une partie de leur fiscalité « classique » sur des assiettes énergétiques, notamment l'électricité. C'est, par exemple, le cas de l'Allemagne où existe une « taxe sur l'électricité » (Stromsteuer), d'un montant de 20,5 euros/MWh (soit près de 10 % du prix), dont le produit va à environ 90 % au financement des pensions afin d'alléger les charges sur la main d'oeuvre. La part totale de la fiscalité pour un consommateur final résidentiel représentait environ 100 € / MWh en Allemagne en 2010, contre 32 € / MWh environ en France31(*). Environ la moitié du surcoût payé par le consommateur allemand par rapport au consommateur français correspond donc à un choix fiscal.

D'autre part, il ne faut pas confondre l'évolution des prix et celle de la facture d'électricité des ménages. Il faut tenir compte de l'augmentation de la consommation qui dépend du comportement des ménages, notamment en raison du développement de nouveaux usages (développement du chauffage électrique qui se poursuit encore aujourd'hui, croissance rapide de l'électronique...).

Sur cette base, le tableau suivant, établi à partir de données d'Eurostat datant de 2005, montre un bilan nettement moins favorable à la France, qui apparaissait alors comme le pays de l'Union dont la facture moyenne des ménages d'électricité stricto sensu était la plus élevée.

Dépenses de consommation d'électricité, de gaz et d'autres combustibles
dans des pays de l'Union européenne en 2005

En euros par an

Électricité seule

Électricité, gaz et autres combustibles

Union européenne (27)

438

1 192

France

852

1 438

Allemagne

n.d.

1 453

Belgique

618

1 444

Danemark

616

1 770

Espagne

425

773

Grèce

404

958

Irlande

550

1 267

Italie

486

1 439

Royaume-Uni

465

968

Source : Eurostat

Certes, un tel tableau comporte nécessairement des biais, dont le principal est le développement atypique du chauffage électrique en France. Néanmoins, la dernière colonne du tableau, qui prend en compte les autres sources d'énergie domestique, montre encore une France au-dessus de la moyenne des 27, mais à égalité avec les pays en situation géographique et économique comparable sauf le Royaume -Uni.

Si, là encore, tout ne peut être comparé (les besoins de chauffage n'étant, par exemple, pas les mêmes selon les pays), ces chiffres tendent à relativiser l'image traditionnelle d'une France où l'électricité serait bon marché : du fait de leur consommation totale (qu'un prix unitaire peu élevé peut encourager), les Français faisaient partie, en 2005, des Européens dont la facture annuelle moyenne d'énergie (et singulièrement d'électricité) était la plus élevée.

Plus précisément, le tableau suivant permet d'apprécier comment la différence de consommation entre un Français et un Allemand atténue en partie la différence de prix du kilowattheure.

Comparaison de la consommation d'électricité et de la facture correspondante,
par habitant, dans le secteur résidentiel

   

Chauffage

Eau chaude

Cuisson

Spécifique

Total

Consommation
en kWh

Allemagne

242

334

154

968

1 698

France

701

317

172

1 233

2 423

Facture
en euros

Allemagne

61,23 €

84,50 €

38,96 €

244,90 €

429,59 €

France

96,74 €

43,75 €

23,74 €

170,15 €

334,37 €

Source : calcul Sénat à partir des données sur la consommation d'électricité de Global Chance (B. LAPONCHE, « La consommation d'énergie en Allemagne et en France : une comparaison instructive », mai 2011 (Données 2008)) et à partir des données Eurostat, citées par la DGEC, sur le prix moyen au MWh pour un ménage au 1er semestre 2011 (138 € en France et 253 € en Allemagne).

Ainsi, on observe que le prix du kilowatt-heure supérieur de 80 % en Allemagne par rapport à la France n'implique pas une augmentation de la facture dans les mêmes proportions (plus 30 % au total), du fait d'une consommation moins importante, résultant notamment d'un moindre recours au chauffage électrique et d'une plus grande sobriété dans la consommation d'électricité spécifique.

Sur le moyen-long terme, le prix de l'électricité n'a guère augmenté en valeur nominale depuis les années 1980. En monnaie constante, il a même décru de manière significative aussi bien pour les particuliers que pour les industriels. Il connaît toutefois une hausse significative depuis 2008.

Évolution du prix de l'électricité en monnaie constante

Graphique Sénat, à partir des données de la base Pegase du service de l'observation et des statistiques (SOeS, ministère du développement durable).

B. DES COÛTS IMMÉDIATS MODÉRÉS DU FAIT D'UN BOUQUET ÉNERGÉTIQUE MARQUÉ PAR LE POIDS DU NUCLÉAIRE

1. Le nucléaire : une filière historiquement compétitive malgré des incertitudes multiples

La Cour des comptes a calculé que le coût de production au sens du coût courant économique de l'électricité nucléaire produite par le parc existant en France était en 2010 de 49,5 € / MWh.

Ce coût demeure inférieur aux prix de marché comme aux coûts de production de la plupart des autres sources de production d'électricité : on peut en déduire que le parc nucléaire des 58 réacteurs existants apparaît comme compétitif à l'heure actuelle sur le plan économique.

Le parc de production électrique nucléaire français

Le programme nucléaire civil français a commencé dans les années 1950. On regroupe traditionnellement en deux « générations » les réacteurs successivement construits et mis en service :

 le parc de 1re génération et Superphénix : 9 réacteurs, tous arrêtés définitivement.

Ce parc comprend 6 réacteurs de technologie « graphite-gaz » mis en service entre 1963 et 1972 (Chinon A1, A2 et A3, Saint-Laurent A1 et A2, Bugey 1), un réacteur à eau lourde (Brennilis, 1967) et un réacteur à eau pressurisée de puissance limitée (Chooz A, 1967). On peut lui ajouter Superphénix, réacteur à neutrons rapides lancé en 1974, qui avait au départ une vocation industrielle et non pas de recherche.

Le parc de 1re génération, en raison du faible nombre de réacteurs et de leur puissance limitée (hors Superphénix, qui n'a connu qu'un temps de fonctionnement réduit), n'a jamais représenté une part majeure de la production d'électricité française.

 le parc de 2génération : 58 réacteurs répartis sur 19 sites, tous en service ;

Ce parc, d'une puissance installée totale de 63 130 MW, produit la totalité de l'électricité nucléaire actuelle. Le premier réacteur (Fessenheim 1) a été couplé au réseau en mars 1977 et le dernier (Civaux 2) en décembre 1999. Les centrales sont réparties sur le territoire métropolitain, en général le long des grands cours d'eau ou sur les bords de mer. Ce parc est construit sur une technologie à eau pressurisée issue de l'acquisition d'une licence Westinghouse, qui a été développée selon plusieurs « paliers » successifs32(*) :

- CP0 : 6 réacteurs de 900 MW (Bugey, Fessenheim) ;

- CPY : 28 réacteurs de 900 MW (Blayais, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines, Saint-Laurent-des-Eaux, Tricastin) ;

- P4 : 8 réacteurs de 1 300 MW à Flamanville, Paluel et Saint-Alban ;

- P'4 : 12 réacteurs de 1 300 MW (Belleville, Cattenom, Golfech, Nogent-sur-Seine et Penly) ;

- N4 : 4 réacteurs de 1 450 MW (Chooz, Civaux) ;

- EPR : 1 réacteur de 1 600 MW en construction (Flamanville).

Le cycle du combustible

Le cycle du combustible comprend une phase amont (préparation du combustible avant son injection dans le coeur du réacteur) et une phase aval (traitement des combustibles usés et stockage des déchets nucléaires).

 L'amont du cycle :

l'uranium naturel extrait des mines est d'abord transformé chimiquement en hexafluorure d'uranium gazeux (usines Comhurex de Malvési et de Pierrelatte) ;

- ce gaz est ensuite « enrichi », c'est-à-dire qu'une partie de l'uranium 238 est retirée du flux gazeux afin de parvenir à une concentration de 3 % à 5 % d'uranium 235, nécessaire pour son utilisation dans les réacteurs du parc nucléaire actuel (usine Georges Besse d'Eurodif, à Pierrelatte) ;

- les crayons de combustible sont alors fabriqués et emballés (usine Areva de Romans-sur-Isère) ;

 L'aval du cycle :

- le combustible, après quelques années d'utilisation puis de refroidissement (dans une piscine sur le site de la centrale), est retraité afin d'en extraire l'uranium et le plutonium, susceptibles d'une utilisation future (usine Areva de La Hague) ;

- le plutonium, notamment, est utilisé pour fabriquer du combustible MOX utilisé dans certaines centrales (usine Melox de Marcoule) ;

- les déchets considérés comme non valorisables sont stockés dans les sites de l'ANDRA33(*) (voir infra) ou entreposés dans l'attente d'une solution de stockage définitif.

Ce constat doit toutefois être tempéré par l'existence de certaines incertitudes sur les coûts liés au démantèlement des centrales actuelles et au stockage des déchets. On verra plus loin que cette compétitivité de l'électricité nucléaire, qui tient également à une quasi-non-prise en compte des coûts d'assurance, pourrait évoluer dans le futur en fonction de l'évolution du parc nucléaire mais aussi de celle des coûts des autres sources d'énergie.

a) Le coût du nucléaire : une notion à géométrie variable

Dans le rapport de la Cour des comptes, le chiffre le plus souvent cité est sans doute celui du coût de production de l'électricité nucléaire, évalué à 49,5 € / MWh selon la méthode du coût courant économique.

Ce coût, qui comprend les coûts de constitution du parc nucléaire dans leur ensemble, doit être distingué du tarif de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) prévu par la loi NOME, qui prend en compte l'amortissement de ce parc.

(1) Des approches méthodologiques différentes selon les objectifs

Si le prix de l'électricité peut se constater en examinant la réglementation (pour l'électricité vendue aux tarifs réglementés), les tarifications des opérateurs (pour l'électricité vendue aux tarifs libres) ou encore les cotations sur les marchés (pour l'électricité vendue en gros), le coût de production de l'électricité est une notion plus difficile à appréhender.

La Cour des comptes, dans son rapport de janvier 2012, présente d'abord les coûts selon une approche pédagogique, appropriée à la spécificité du parc nucléaire, qui est entièrement constitué aujourd'hui : elle distingue les dépenses passées (construction, recherche passée), les dépenses courantes (coûts d'exploitation, recherche actuelle...) et les dépenses futures (démantèlement, gestion des combustibles usés, gestion des déchets radioactifs).

Lorsqu'il s'agit de calculer un coût de production, elle mesure, en revanche, d'une part, les coûts fixes (construction des centrales, démantèlement), d'autre part, les coûts variables (achat du combustible, charges de personnel, entretien du parc de production...)34(*).

Or plusieurs méthodes existent pour calculer un coût de production global à partir des dépenses ainsi identifiées. La Cour des comptes en considère principalement quatre, qui se différencient surtout par la manière dont est pris en compte le passage du temps sur les investissements initiaux :

le coût comptable : les investissements sont évalués à partir du montant des amortissements inscrits dans les comptes, année après année. Le total des amortissements permet de reconstituer le capital investi dans le parc, mais à sa valeur initiale, sans prendre en compte l'inflation ;

l'approche de la commission Champsaur35(*). Cette méthode calcule un coût de production actuel en prenant en compte la part du capital investi qui n'a pas encore été remboursée. Elle permet, afin de répondre à l'objectif de la loi NOME, de répercuter sur les tarifs la compétitivité du parc nucléaire historique (déjà largement amorti), en prenant en compte les travaux d'investissement nécessaires à sa prolongation, mais pas ceux qui permettraient, le cas échéant son remplacement par d'autres moyens de production ;

le coût comptable complet de production (C3P) qui, par rapport au coût comptable, permet notamment le remplacement du parc en prenant en compte l'évolution des technologies et des normes. L'application de cette méthode exige, d'ailleurs, que l'on soit en mesure d'identifier exactement quelles sont ces « technologies actuelles » et quel est leur coût. La méthode du C3P prend en compte l'amortissement partiel du parc existant ;

le coût courant économique (CCE) : cette méthode, appliquée par EDF au secteur nucléaire, intègre la valeur globale du parc de production, sans tenir compte des amortissements. Ce coût, qui inclut l'inflation, permettrait donc de reconstruire, en fin de vie, un parc identique au parc historique. Cette hypothèse de reconstruction est théorique dans la mesure où l'application des normes de sûreté actuelles imposerait aujourd'hui de recourir à d'autres technologies plus coûteuses que les technologies historiques.

La notion de coût courant économique

L'Autorité de régulation des communications électroniques et des postes (ARCEP) a explicité, dans sa décision n° 05-0834 de 2005, la méthode des « coûts courants économiques » pour valoriser la boucle locale cuivre dans le cas des télécommunications36(*).

Cette méthode permet, dans le cadre de l'ouverture à la concurrence, d'évaluer les coûts de remplacement en fonction des investissements réels de l'opérateur historique, en prenant en compte l'inflation. Elle permet à l'opérateur de financer les renouvellements nécessaires de son réseau, tout en lissant l'effet des cycles d'investissement afin de procurer une meilleure visibilité.

Comme l'a indiqué devant votre commission M. Paul Champsaur, qui était président de l'ARCEP en 2005 et a ensuite présidé les deux commissions qui ont successivement posé le principe de l'ARENH puis proposé le niveau de son prix, la notion de coût courant économique est appropriée pour servir de base à la fixation d'un tarif dans le cas d'un marché où les nouveaux entrants ont le choix entre acheter ou investir (comme le marché des télécommunications), mais pas dans le secteur du nucléaire où le parc n'est pas réellement extensible à court et à moyen terme.

(2) Le chiffrage de la notion de coût courant économique et des autres méthodes

Au total, le coût courant économique de la production d'électricité nucléaire, calculé par la Cour des comptes, a été de 20 172 millions d'euros en 2010, qui se décomposent ainsi :

Dépenses d'exploitation et investissements de maintenance

Coûts d'exploitation

8 824

Autres coûts variables37(*)

3 007

Coût d'utilisation des actifs nucléaires

Loyer économique38(*)

7 880

Démantèlement

461

Total

20 172

Millions d'euros de 2010. Données : Cour des comptes, annexe 15.

Compte tenu d'une production de 407,9 TWh en 2010, le coût unitaire est donc de 49,5 € / MWh en 2010.

Il convient toutefois de prendre garde à la sensibilité de ce chiffre aux variations de certains paramètres :

- en premier lieu, la valeur des investissements passés est prise en compte avec un taux de rémunération de 7,8 %, que la Cour des comptes dit ne pas être en mesure de valider. Si ce taux de rémunération était par exemple de 6 % seulement, le coût d'utilisation des actifs serait de 6,65 milliards d'euros seulement39(*), soit une baisse de 8,4 % sur le coût total ;

- en deuxième lieu, la valeur calculée vaut pour les conditions de production de l'année 2010 : une variation à la hausse ou à la baisse du taux d'utilisation des centrales nucléaires modifierait leur rentabilité dans le même sens ;

- le coût de 49,5 € / MWh ne prend pas en compte le programme supplémentaire de maintenance prévu par EDF et renforcé après les événements de Fukushima, ainsi que les évaluations complémentaires de sûreté menées par l'ASN. Ce programme, d'un montant annoncé de 55 milliards d'euros, renchérirait le coût de production de l'opérateur. En prenant en compte ce programme de maintenance, la Cour des comptes évalue à 54,2 € / MWh le coût courant économique de la production électronucléaire.

Les autres méthodes considérées par la Cour des comptes donnent des estimations différentes :

Résultat des différentes évaluations du coût du MWh en 2010

 

En €2010 / MWh

Coût comptable

33,4 €

Coût de l'approche de la commission Champsaur

33,1 €40(*)

Coût comptable complet de production (C3P)

39,8 €

Coût courant économique (CCE)

49,5 €

Source : Cour des comptes

b) Abstraction faite de l'assurance, il n'y a pas de coûts cachés mais des divergences d'évaluation

La Cour des comptes a effectué une étude approfondie des coûts de l'ensemble de la filière nucléaire civile, couvrant aussi bien les investissements physiques que les dépenses de recherche.

Le schéma suivant rassemble les principales dépenses identifiées par la Cour des comptes qui indique que seules les dépenses d'investissement relatives au parc actuel, ainsi que les charges d'exploitation et provisions d'EDF, ont vocation à être incluses dans le coût de production.

Synthèse des principales dépenses et charges liées au parc nucléaire actuel

Schéma Sénat, à partir des données de la Cour des comptes,
conclusion générale, notamment p. 273 et 281. Les derniers coeurs correspondent à la part de combustible non encore utilisé dans le réacteur au moment de l'arrêt définitif de celui-ci.

(1) Le débat autour de la prise en compte des dépenses de recherche

La Cour des comptes, dans son rapport de janvier 2012, estime à 55 milliards d'euros (monnaie de 2010) les dépenses totales de recherches faites dans le domaine de l'électricité nucléaire depuis le milieu des années 1950, soit environ un milliard d'euros par an. Ce montant a été confirmé devant votre commission par M. Bernard Bigot, administrateur général du CEA.

Au cours des dernières années, un rééquilibrage s'est effectué entre les dépenses publiques de recherche sur l'énergie nucléaire civile et celles consacrées aux nouvelles technologies de l'énergie. Toutefois, celles-ci portent non seulement sur les énergies renouvelables (y compris les biocarburants), mais aussi, notamment, sur le stockage d'énergie et le captage et stockage de CO2 :

en millions d'euros

2007

2008

2009

2010

Énergie nucléaire civile

384,909

399,244

417,211

430,009

Nouvelles technologies de l'énergie

278,008

380,407

488,520

417,094

Ratio NTE/nucléaire

72 %

95 %

117 %

97 %

Source : Commissariat général du développement durable (CGDD),
cité par l'Assemblée nationale41(*)

(a) Le lien entre l'estimation de la Cour des comptes et la filière de production électronucléaire actuelle

Cette somme ne concerne tout d'abord que les dépenses de recherche civile, d'ailleurs difficiles à distinguer des dépenses de recherche militaire jusqu'au milieu des années 1950.

On peut également se demander dans quelle mesure cet effort de recherche a débouché sur le parc de production nucléaire actuel qui fait pleinement partie de l'objet de votre commission d'enquête, c'est-à-dire le parc de 58 réacteurs à eau pressurisée.

La Cour des comptes indique que, sur les 55 milliards d'euros consacrés à la recherche, « 43 Md€2010 ont été dépensés sur le nucléaire actuel (y compris pour les générations antérieures à celles du parc actuel) et 12 Md€2010 pour la filière à neutrons rapides ».

La Cour semble donc englober dans le nucléaire actuel les technologies de « première génération » (graphite-gaz, eau lourde) dont l'exploitation commerciale a été arrêtée par la suite42(*).

La recherche française, notamment au sein du CEA, a porté en majorité jusqu'en 1963 sur la filière graphite-gaz. Puis la première place a été prise à partir de 1964 par la filière à neutrons rapides : après l'arrêt du pilote Phénix et du réacteur Superphénix43(*), cette filière est toujours l'un des principaux axes de la recherche publique44(*) avec le programme Astrid, pour une mise en service commerciale qui n'est pas attendue avant les années 2040.

Le parc de production actuel de 58 réacteurs relève, pour sa part, d'une technologie à eau légère développée aux États-Unis et acquise auprès de Westinghouse par la société française Framatome. Une partie de la recherche française a toutefois bénéficié au parc de production actuel, car la technologie Westinghouse a fait l'objet d'adaptations qui ont permis d'accroître la sécurité des centrales et d'augmenter la puissance unitaire des réacteurs.

S'agissant du cycle du combustible, la recherche française a porté notamment sur la technologie de diffusion gazeuse pour l'enrichissement de l'uranium (amont du cycle) et sur les technologies de traitement et de conditionnement des combustibles usés, pour lesquelles la France a élaboré un savoir-faire unique au monde (aval du cycle)45(*).

La technologie de diffusion gazeuse, qui consommait une quantité considérable d'électricité (l'équivalent de trois réacteurs nucléaires), vient, elle aussi, d'être remplacée par une technologie de centrifugation importée, acquise auprès de la société anglo-germano-néerlandaise Urenco : ce procédé, beaucoup moins consommateur d'électricité, est désormais mis en oeuvre dans la nouvelle usine Georges Besse II du Tricastin, l'usine Georges Besse I ayant terminé son activité le 7 juin 2012 après 33 années d'activité.

La recherche couvre également des programmes de protection et de sûreté nucléaire.

(b) Une participation croissante des industriels ou des autres opérateurs publics

La répartition des dépenses de recherche montre une réduction des dépenses du CEA et une participation croissante, après 1990, des autres opérateurs (ANDRA, IRSN, CNRS) et industriels (EDF, Areva) :

Recherche civile électronucléaire
(en milliards d'euros par an)

Données : Cour des comptes. Graphique Sénat.

Sur la période récente (1990-2010), ces dépenses se répartissent comme suit :

 

Montant en milliards d'euros de 2010

Détails

CEA sur subventions publiques

Nucléaire actuel : 6,2

- réacteurs : 1,6

- cycle du combustible : 2,5

- études support : 2,1

Filière à neutrons rapides : 2,6

dont 1 pour Phénix.

CEA sur financement externe

0,8 à 1,0

 

Autres opérateurs publics

2,8

- ANDRA : 1,5

- IRSN : 1

- CNRS : 0,3

Industriels

8 (estimation)

à parité entre EDF et Areva

Source des données : Cour des comptes

(c) Un montant élevé, mais à relativiser par rapport à la valeur produite par la filière électronucléaire

M. Bernard Bigot, administrateur général du CEA, a fait valoir que, si ces montants paraissent élevés, ils représentent une charge limitée si on la compare à la valeur produite par l'industrie électronucléaire : « la part de la recherche représente au plus 2,2 % de la valeur de l'électricité produite annuellement par la filière nucléaire ».

C'est effectivement l'ordre de grandeur que l'on obtient si l'on rapporte, sur une année donnée, la dépense de recherche (environ un milliard d'euros) à la production électronucléaire (421,1 TWh en 2011), compte tenu de la valeur marchande de l'électricité (110 € / MWh). On obtiendrait toutefois un pourcentage plus élevé si on considérait l'ensemble de la période : jusqu'aux années 1980, en effet, les dépenses de recherche étaient du même ordre qu'aujourd'hui alors que la production électronucléaire était beaucoup plus faible, voire négligeable46(*). De plus, cette valeur de 110 €/MWh, prise comme référence par M. Bernard Bigot lors de son audition, correspond au prix de vente, charges comprises, de l'électricité et non au seul coût de production.

(d) Une prise en compte seulement partielle des dépenses de recherche dans les coûts de l'électricité

Parmi les dépenses de recherche d'un montant de 55 milliards d'euros, 38 milliards ont été financés par des crédits publics (CEA et autres opérateurs publics) et 17 milliards par les industriels. Pour la période actuelle, la Cour des comptes estime les dépenses de recherche en 2010 à 1 056 millions d'euros, dont 295 millions à la charge d'EDF, exploitant des centrales nucléaires, et 414 millions d'origine publique.

Les dépenses publiques ne sont pas, a priori, prises en compte dans le coût de l'électricité.

La Cour des comptes fait toutefois observer que les dépenses financées sur fonds publics, d'un montant total de 644 millions d'euros en 2010 (soit 414 millions pour la recherche et 230 millions pour la sécurité, la sûreté et la transparence), sont proches du produit de la taxe sur les installations nucléaires de base (taxe INB) versée à l'État par les exploitants. Elle en conclut qu'« on peut considérer que cette taxe, spécifique au secteur nucléaire, est destinée à couvrir les dépenses publiques qui lui sont attachées »47(*). On pourrait donc considérer que les dépenses publiques de recherche et de sécurité se reflètent dans les coûts de production de l'électricité nucléaire. Cela ne serait toutefois vrai que depuis un petit nombre d'années, car le produit de la taxe INB a longtemps été très inférieur à son niveau actuel.

Par ailleurs, dans leur contribution au rapport de la Cour des comptes de janvier 2012, les ministères concernés font valoir que « les dépenses de recherche ayant permis de mettre au point les réacteurs du parc actuel constituent des dépenses non récurrentes qu'il ne serait pas nécessaire de répéter si l'on voulait reconstruire un parc à l'identique et pour lequel il n'est donc pas nécessaire de reconstituer le capital. Il convient donc de les exclure du calcul du coût de production. ». Si l'argumentation peut se comprendre sur le plan théorique, il est peu probable dans les faits que soient construites à l'avenir de nouvelles centrales de 2e génération ; les dépenses de recherche afférentes peuvent donc être considérées comme attachées uniquement au parc actuel (sauf dans la mesure où ces dépenses ont également préparé la mise au point de réacteurs de technologie postérieure, tels que l'EPR).

En outre, il convient de noter que, comme dans d'autres secteurs économiques, la recherche publique a des effets induits, difficiles à chiffrer mais qui relèvent de l'intérêt général national, sur l'ensemble de l'économie et notamment sur la création et la stimulation d'acteurs industriels de premier ordre.

Le CEA, désormais troisième déposant de brevets en France48(*), a ainsi joué un rôle de premier plan dans la diffusion de technologies de pointe auprès de partenaires industriels de taille mondiale comme par la création de nombreuses entreprises « start-up ». De plus, comme on l'a vu, une partie importante de ces dépenses publiques a porté et porte encore sur des filières, telles que celle de 4e génération, qui ne correspondent pas à la production électronucléaire actuelle.

Afin de comparer correctement les effets bénéfiques pour l'économie française du choix nucléaire, il conviendrait de considérer le coût d'opportunité : qu'en aurait-il été si les dépenses avaient été orientées différemment ? Une analyse macro-économique et une analyse en termes de stratégie industrielle seraient nécessaires pour pouvoir répondre précisément.

Néanmoins, à titre d'exemple, il convient de considérer que les filières des énergies renouvelables et de l'efficacité énergétique (par exemple dans la rénovation du bâtiment) sont hautement intensives en emploi et, qu'en conséquence, leur développement aurait possiblement pu conduire à une situation économique passée et présente plus favorable.

Il est important de noter que la recherche publique française consacrée à l'énergie s'est concentrée quasi-exclusivement sur la filière nucléaire, au détriment des autres secteurs de l'énergie.

Ainsi, d'après l'Agence internationale de l'énergie, les dépenses cumulées de 1985 à 2002 de recherche et développement publique dans l'énergie ont été consacrées à moins de 2 % aux énergies renouvelables. La recherche dans l'efficacité énergétique a bénéficié d'un soutien du même ordre de grandeur.

S'agissant du développement des énergies renouvelables, lors de son audition du 19 mars, M. Bigot avait concédé que le rattrapage était long : « Il a été demandé au CEA, au moment où sa mission se développait à la fois dans le domaine de l'énergie nucléaire et dans celui des énergies renouvelables, de faire en sorte que, pour un euro dépensé pour le nucléaire du futur, un euro soit consacré aux énergies renouvelables. Nous essayons actuellement de répondre à cette exigence ».

La comparaison entre filières des montants de la recherche réalisée actuellement sur fonds publics a particulièrement alerté votre rapporteur : environ 430 millions d'euros par an - dont 271 millions d'euros pour le CEA - pour le nucléaire, contre 300 millions d'euros par an - dont 84 millions d'euros pour le CEA - s'agissant des énergies renouvelables, selon M. Bernard Bigot. Or, d'après le tableau fourni par le Commissariat général au développement durable (CGDD) pour l'année passée (voir le graphique ci-après), un peu plus de 100 millions d'euros seulement ont été investis en recherche publique sur les énergies renouvelables, soit environ quatre fois moins que pour le nucléaire.

Votre rapporteur souligne donc que la commande de l'État de parité de financement des recherches n'est toujours pas atteinte, loin s'en faut. Alors même qu'Eurelectric, la fédération européenne des producteurs d'électricité, annonce un total de 250 milliards d'euros d'investissements dans les filières renouvelables en Europe d'ici 2020, contre 16 pour les nouvelles capacités nucléaires. Il est inimaginable qu'un pays comme la France, en pointe dans ce secteur, se marginalise par rapport à ses voisins.

Votre commission souligne la nécessité d'un rééquilibrage des programmes de recherche entre nucléaire et renouvelables, la France ne pouvant prendre le risque d'être exclue des marchés économiques majeurs que sont aujourd'hui les énergies renouvelables.

Financement public de la R&D sur l'énergie (France, 2010)

Chiffres : graphique Sénat à partir de chiffres communiqués par le
Commissariat général au développement durable

Quel serait l'impact d'une prise en compte dans les coûts de l'électricité des dépenses publiques de recherche ?

Quelle que soit l'opportunité d'une décision d'imputation des dépenses publiques de recherche sur les factures d'électricité, votre rapporteur s'est interrogé sur le surcoût qu'entraînerait, le cas échéant, un tel choix.

Plusieurs méthodes ont été considérées49(*). Un calcul consistant à réévaluer pour chaque année depuis 1957, en fonction du taux de rendement des actifs, le montant des dépenses annuelles de recherche publique en euros courants, puis à rapporter le montant total à la production du parc électronucléaire estimée sur l'ensemble de sa durée d'exploitation, conclut à un surcoût de 7,37 € / MWh.

Par ailleurs, une application aux dépenses de recherche publique électronucléaire de la méthode du coût courant économique définie par l'ARCEP dans sa décision n° 05-0834 de 2005 fait apparaître une valeur, très proche de la précédente, de 7,13 € / MWh.

La sensibilité de ces estimations à une variation du taux de rendement des actifs ou de la durée d'exploitation du parc électronucléaire est comparable à la sensibilité de l'estimation du coût courant économique du parc de production que présente la Cour des comptes dans l'annexe 15 de son rapport de janvier 2012.

On peut donc estimer à 61 € / MWh environ le coût complet de production de l'électricité nucléaire dans le cas où l'on choisirait d'inclure les dépenses de recherche publique, si l'on part du coût courant économique calculé par la Cour des comptes, compte tenu de l'impact des projets de maintenance post-Fukushima (soit 54,2 € / MWh).

Compte tenu de ces éléments, votre commission souligne qu'un débat peut avoir lieu sur l'opportunité d'une prise en compte partielle des dépenses de recherche publique dans les prix de l'électricité.

Ainsi, une prise en compte des dépenses de recherche publique à hauteur de 50 % pourrait entraîner une hausse du coût de l'électricité de 3 à 4 euros par mégawatt-heure.

(2) Les enjeux du démantèlement

La commission d'enquête s'est tout particulièrement intéressée à l'enjeu du démantèlement, auquel elle a consacré, en tout ou en partie, deux déplacements respectivement à Brennilis (Finistère) et Chooz (Ardennes).

Le calcul du coût complet du nucléaire ne peut en effet se limiter à la période de construction et d'exploitation des centrales nucléaires : il est nécessaire de prendre en compte les charges importantes de traitement du site afin d'éliminer tout danger résiduel, voire de l'ouvrir à d'autres usages.

Ces charges s'étalent sur plusieurs décennies, de sorte que la durée totale d'existence d'une centrale nucléaire (construction, exploitation, démantèlement) peut atteindre un siècle.


· La France a fait le choix du démantèlement « immédiat », c'est-à-dire que les opérations démarrent dès l'arrêt de l'installation (en fait, quelques années après pour les parties de l'installation les plus contaminées). Ce choix entraîne des surcoûts : une période d'attente de 40 ou 50 ans était autrefois envisagée afin d'attendre une diminution naturelle d'activité radiologique qui aurait facilité la réalisation des travaux. Mais il permet de bénéficier d'une meilleure connaissance du site, apportée notamment par les personnes qui ont participé à son exploitation.

Les travaux de démantèlement sont en cours pour huit réacteurs de la « première génération », ainsi que pour le réacteur Superphénix. Les deux chantiers qui devraient s'achever en premier, sont ceux de Chooz A en 2019 (soit 28 ans après l'arrêt de la centrale) et de Brennilis en 2023 (38 ans après l'arrêt)50(*).


· La question du coût du démantèlement fait l'objet de nombreuses incertitudes ; elle ne paraît toutefois avoir qu'un impact limité sur le coût de production de l'électricité.

La Cour des comptes estime à 31,9 milliards d'euros les charges restantes de démantèlement pour les installations nucléaires civiles :

 

Charges brutes restantes de démantèlement
au 31 décembre 2010
(milliards d'euros de 2010)

Installations en exploitation d'EDF

18,4

Installations arrêtées d'EDF

2,5

Installations d'Areva

7,1

Installations du CEA

3,9

Total

31,9

Source des données : Cour des comptes

EDF, interrogé par votre rapporteur, a indiqué que le taux d'exécution, comparant les dépenses engagées au coût total de l'opération tel qu'estimé lors de la dernière révision du devis, était à la fin 2011 de 57,3 % pour Brennilis, de 67,5 % pour Chooz A et de 78,1 % pour Creys-Malville (Superphénix), la déconstruction des autres réacteurs étant moins avancée.

La totalité de cette somme n'est pas reflétée dans le coût courant économique de la production d'électricité nucléaire, tel qu'il est calculé par la Cour des comptes. Celle-ci considère, en effet, séparément le coût du démantèlement du parc de production électronucléaire actuel d'EDF, composé de 58 réacteurs51(*), et le coût du démantèlement des installations arrêtées52(*) et des autres installations (réacteurs de recherche, sites d'entreposage des déchets, usines d'enrichissement de l'uranium, usines de traitement des combustibles usés...).

L'étude du coût du démantèlement des installations de première génération est toutefois riche d'informations sur le coût à prévoir pour le démantèlement futur des 58 réacteurs du parc actuel. Il permet également d'apporter un retour d'expérience aux sociétés chargées du démantèlement.

La Cour des comptes a ainsi calculé que les devis de démantèlement des installations arrêtées avaient, à périmètre constant, connu une augmentation de 17,3 % entre 2006 et 2008. L'évolution a toutefois été contrastée : + 26 % à Brennilis, mais - 23 % à Chooz A.

S'agissant du coût effectif du démantèlement du parc actuel de deuxième génération, il devrait bénéficier :

- de l'expérience acquise sur le parc de première génération d'une part (notamment à Chooz A, réacteur de faible puissance mais de technologie proche de celle du parc actuel) ;

- des économies d'échelle offertes par l'homogénéité du parc actuel, les 58 réacteurs utilisant tous une technologie à eau pressurisée dérivée de la licence Westinghouse acquise au début des années 1970. Ces économies d'échelle auront toutefois des limites, chaque site ayant ses spécificités technologiques et géographiques.

EDF - Coût de démantèlement des installations arrêtées
(millions d'euros de l'année)

Installation

Type

Coût total de démantèlement (devis)

en 2001

en 2003

en 2006

en 2008

Chinon A1, A2 et A3

Réacteurs UNGG

694,7

649,0

586,5

810,0

St-Laurent A1, A2 et silos

822,1

733,0

614,8

803,0

Bugey 1

348,4

373,0

289,9

412,0

Brennilis

Prototype eau lourde

254,0

260,0

265,6

373,0

Chooz A

Exemplaire préfigurant la série REP900 Mwe

245,1

224,0

216,5

220,0

Creys-Malville

Prototype (Superphénix)

941,6

952,0

912,4

943,0

ICEDA
(coût total)

Conditionnement et entreposage

 

230,0

240,8

291,0

APEC

Entreposage combustible

     

36

Total

3 305,9

3 421,0

3 126,5

3 888,0

Source : document communiqué à votre rapporteur par EDF.

Dépenses engagées par EDF depuis 2001
(en millions d'euros de 2011)

Projets

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Total

Total programme 1re génération

165

169

170

174

146

155

159

180

222

223

1 761

Source : données communiquées à votre rapporteur par EDF.


· Un sujet d'interrogation sur les prévisions relatives au coût du démantèlement provient de la comparaison des estimations françaises avec les expériences étrangères, même si les enseignements d'une telle comparaison sont limités en raison des différences de technologies et de réglementations. La Cour des comptes a tenté de corriger ces disparités pour appliquer, par extrapolation, les charges de démantèlement de six pays étrangers au parc des 58 réacteurs français d'EDF.

Le coût estimé en France à partir des informations fournies par EDF (18,4 milliards d'euros) apparaît alors comme le plus faible : ce coût serait de 20 milliards d'euros en Suède, 27,3 à 34,2 milliards d'euros aux États-Unis, 25,8 à 62 milliards d'euros en Allemagne et 38,9 milliards d'euros au Japon.

EDF a fait valoir à votre rapporteur que les spécificités du parc français justifient des estimations de déconstruction plus basses que dans d'autres pays : la standardisation du parc sur une filière (eau pressurisée) moins coûteuse à déconstruire, la présence systématique de plusieurs tranches sur un même site, une puissance unitaire élevée et enfin une organisation industrielle spécifique.


· En tout état de cause, la Cour des comptes considère que, même en prenant en compte cette large marge d'incertitude, l'impact du coût du démantèlement sur le coût de production de l'électricité demeure relativement mineur.

Ainsi, pour un taux d'actualisation de 5 % (inflation comprise), un doublement du devis de démantèlement accroîtrait le coût annuel de production de 1 milliard d'euros, ce qui correspond à une augmentation du coût de production de 5 % seulement. Cette analyse est sensible au choix du taux d'actualisation, comme l'examinera votre rapporteur infra.


· Une meilleure association entre les opérateurs chargés du démantèlement et l'Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA) permettrait peut-être de mieux maîtriser la quantité de déchets générée et, par conséquent, le coût global de la gestion des déchets.

Mme Marie-Claude Dupuis, directrice générale de l'Agence, a ainsi indiqué lors de son audition devant votre commission que le centre de stockage de déchets de très faible activité, situé dans l'Aube et ouvert en 2003, était concerné par un remplissage beaucoup plus rapide que prévu, en raison du volume des aciers et gravats issus du démantèlement. Ce centre pourrait donc être saturé d'ici à 2025. Mme Dupuis a plaidé pour une collaboration renforcée avec EDF, le CEA et Areva en amont des stratégies de démantèlement, afin d'optimiser les processus pour éviter l'engorgement de ce centre de stockage.

Votre commission souligne la nécessité de disposer d'un plan précis pour le démantèlement des 58 réacteurs actuels, assorti d'un chiffrage du coût de chaque étape et régulièrement mis à jour en fonction du retour d'expérience des démantèlements en cours, afin de mieux préciser les coûts futurs induits par le parc nucléaire actuel.

Votre commission souligne également que le démantèlement ne doit pas être la « variable d'ajustement » de la filière nucléaire, qui pourrait être tentée de repousser celui-ci dans le temps en cas de difficultés de financement. D'une part, le démantèlement peut constituer une orientation stratégique pour l'industrie nucléaire française dans un monde où de nombreux réacteurs seront mis à l'arrêt dans les décennies à venir. D'autre part et surtout, le maintien à l'arrêt sur l'ensemble du territoire national de nombreux réacteurs non décontaminés, alors que la mémoire de ces installations disparaîtra peu à peu après leur arrêt, présenterait un risque de sécurité certain.

(3) De fortes inconnues relatives au stockage, pour un impact limité sur le prix de l'électricité

Le stockage des déchets radioactifs est confié en France à un établissement public industriel et commercial, l'Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (ANDRA). Il a fait l'objet d'un cadre législatif auquel le Parlement, notamment à travers l'Office parlementaire des choix scientifiques et technologiques (OPECST), a été et demeure particulièrement attentif.

Le stockage soulève, surtout dans le cas des déchets à vie longue ou à haute activité, des questions relatives à la sécurité et à des choix de société, qui seront évoqués plus loin53(*). Il sera ici question du coût financier du stockage. Son impact sur le coût de l'électricité devrait demeurer relativement limité malgré les grandes incertitudes qui entourent son montant absolu. Une inconnue viendrait s'y ajouter dans le cas où il serait renoncé définitivement à valoriser un jour certaines matières radioactives dans un parc de centrales nucléaires de 4génération.

(a) Les différents modes de stockage des déchets nucléaires

Les déchets nucléaires sont produits non seulement par le parc de production d'électricité qui intéresse directement votre commission d'enquête (62 % en volume), mais aussi par le secteur de la recherche (17 %, dont une partie est liée à la production d'électricité), par les activités de défense (17 % également), ainsi que par l'industrie non nucléaire (3 %) et le secteur médical (1 %).

Dans le cas des déchets issus de l'exploitation des centrales nucléaires, on peut distinguer :

- les combustibles usés qui ne font pas l'objet d'un retraitement et ne sont donc pas valorisables. Certains ont déjà été recyclés antérieurement ;

- certains résidus issus des opérations de fabrication du combustible (amont du cycle) ou de traitement des combustibles usés (aval du cycle) ;

- les déchets issus du démantèlement des installations.

Ces déchets sont classés en fonction de leur niveau d'activité et de leur durée de vie, ce qui a déterminé la construction de plusieurs centres de stockage distincts :

- dans l'Aube, le centre de Morvilliers accueille les déchets de très faible activité (TFA), tandis que le centre de Soulaines accueille les déchets de faible et moyenne activité à vie courte (FMA-VC). Un autre centre de stockage de déchets de faible et moyenne activité, situé dans la Manche, est désormais fermé et fait l'objet d'une surveillance ;

- un projet de centre de stockage de déchets de faible activité à vie longue (FA-VL) est à l'étude, mais a pris du retard en raison de la difficulté à trouver un site d'accueil ;

- un projet de stockage en couche géologique profonde des déchets à haute activité (HA) ou à moyenne activité et vie longue (MA-VL) est étudié sur le site de Bure (Meuse - Haute-Marne).

L'ANDRA prévoit un accroissement important du volume de déchets d'ici à 2030.

Prévision d'évolution des volumes de déchets

Graphique Sénat. Données ANDRA, Inventaire national des matières et déchets radioactifs, édition 2012 - les essentiels. Les déchets à haute activité (HA) ne sont pas représentés
en raison de leur volume très faible.

(b) Les incertitudes entourant les solutions de stockage de déchets à faible et moyenne activité

Deux incertitudes entourent les solutions de stockage de déchets à faible et moyenne activité.

Concernant, d'une part, les déchets de faible activité à vie longue, dont la radioactivité peut se maintenir pendant des milliers, voire des centaines de milliers d'années, l'ANDRA recherche un site de stockage à faible profondeur.

Comme l'a indiqué Mme Marie-Claude Dupuis, lors de son audition devant votre commission, une première tentative a échoué en 2008 après le retrait de deux communes qui s'étaient portées candidates ; un nouveau projet doit être présenté par l'ANDRA au Gouvernement au cours de l'année 2012. Il s'agirait, toutefois, essentiellement de déchets « historiques » issus de l'industrie des terres rares54(*). Leur coût ne concerne donc pas l'exploitation des centrales nucléaires.

D'autre part, et comme cela a été précisé précédemment, le centre de stockage de déchets de très faible activité de Morvilliers risque d'être saturé plus vite que prévu par les déchets de déconstruction.

(c) Des estimations de coût très différentes selon les opérateurs pour le projet de stockage géologique

La principale incertitude, en termes de coût, concerne le projet de stockage en zone géologique des déchets les plus dangereux, dit projet « Cigéo », qui fait l'objet de recherches actuellement au laboratoire souterrain de Meuse - Haute-Marne à Bure : ces déchets sont principalement issus du traitement des combustibles usés.

Les déchets à haute activité, s'ils représentent seulement 0,2 % en volume des 1 320 000 m3 de déchets recensés à fin 2010, concentrent en effet 96,8 % de la radioactivité55(*).

Le chiffrage de ce projet a fait l'objet d'évolutions importantes et n'est pas consensuel.

Une première estimation, réalisée en 2005 par un groupe de travail réunissant, sous l'égide de l'administration, les producteurs de déchets (EDF, Areva, CEA) et l'ANDRA, a conclu à un coût de 13,5 à 16,5 milliards d'euros.

En 2009, l'ANDRA a réalisé une nouvelle estimation de 33,8 milliards d'euros, qu'elle fonde sur les évolutions techniques survenues entre-temps ainsi que sur un accroissement du périmètre du projet.

Les exploitants nucléaires ont présenté pour leur part, fin 2010, des options de conception alternatives pour le stockage (dossier « STI »), dont le coût était estimé à 14,4 milliards d'euros, en retenant des choix techniques, notamment architecturaux, différents.

Lors de son audition devant votre commission, M. Christian Bataille, député, auteur avec M. Claude Birraux de plusieurs rapports sur la gestion des déchets au nom de l'OPECST et rapporteur de la loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 relative aux recherches sur la gestion des déchets radioactifs (couramment désignée sous le nom de « loi Bataille »), a souligné avec force le rôle qui doit, selon lui, demeurer celui de l'ANDRA : « si les producteurs - EDF en premier lieu, mais aussi Areva et le CEA, sans oublier les petits producteurs comme les hôpitaux - ont, incontestablement, leur mot à dire s'agissant de la gestion de leurs déchets, c'est à l'ANDRA, organisme public investi par la loi de cette mission, de prendre, au final, les décisions sur les modalités de mise en oeuvre, dans le respect des exigences de sûreté fixées par l'ASN56(*) ».

À la demande de votre rapporteur, l'ANDRA a apporté les explications suivantes au sujet de la différence de conception entre les deux projets :

« L'architecture proposée dans le dossier STI nécessite une plus grande emprise souterraine que l'architecture du dossier 2009 (+ 50 %) et est moins flexible. Certaines options techniques (creusement au tunnelier, allongement des micro-tunnels de stockage HA) avaient également été examinées dans le cadre du dossier 2009. Elles nécessitent toutefois des essais de validation au Laboratoire souterrain pour confirmer leur faisabilité dans le contexte géologique particulier étudié pour le stockage. Ces pistes d'optimisation sont approfondies dans les études en cours menées par l'ANDRA.

Certaines options techniques proposées par les producteurs ne sont pas compatibles en l'état avec les exigences de sûreté en exploitation et à long terme du projet :

- compte tenu du caractère nucléaire et souterrain de Cigéo ainsi que son extension sur plusieurs kilomètres, les conditions de développement d'un incendie seront particulières et différentes de celles des installations nucléaires de surface. L'instruction du dossier 2009 par l'ASN a porté en particulier sur les différences de référentiels et de pratiques entre les installations nucléaires de surface et les ouvrages souterrains (mines, tunnels) ;

- le dossier STI propose une architecture souterraine « monotube » sans disposition particulière pour l'évacuation du personnel ou l'arrivée des secours, ce qui permet de réduire considérablement le linéaire de galeries. La gestion de l'incendie se fonde sur les pratiques des installations nucléaires de surface (fermeture de portes coupe-feu et confinement sur un secteur fermé). Le personnel doit évacuer l'installation en franchissant les portes coupe-feu, la distance à parcourir dans les fumées dépendant notamment de la fermeture effective de ces portes après détection de l'incendie ;

- conformément au Guide de sûreté de l'ASN relatif au stockage, « la conception et l'implantation des liaisons surface-fond devront permettre de limiter la circulation des eaux en prenant en compte la nécessité de réaliser un scellement efficace ». Le dossier STI propose une architecture souterraine avec des puits de retour d'air en extrémité de zone de stockage pour simplifier le circuit de ventilation et réduire le linéaire de galeries. Le dossier 2009 retient en référence l'option d'un regroupement des puits et de la base des descenderies dans une même zone souterraine d'emprise restreinte. Cette disposition est plus robuste vis-à-vis de la démonstration de sûreté après fermeture. 

Dans son rapport d'évaluation de novembre 2011, la CNE57(*) a ainsi estimé que le travail effectué par les producteurs contient des éléments techniques qui méritent examen. Elle a néanmoins relevé que « ce projet satisfait moins bien que le projet 2009 de l'ANDRA l'objectif prioritaire d'impact radiologique le plus réduit possible, compatible avec les conditions techniques et économiques ». »

(Source : ANDRA)

EDF a apporté pour sa part à votre rapporteur les éléments de réponse suivants :

« Le chiffrage du stockage STI (stockage industriel) des producteurs repose sur une architecture de stockage qui intègre toutes les optimisations techniques identifiées par le groupe de travail ANDRA/producteurs/DGEMP58(*)/ASN de 2005, ainsi que le retour d'expérience des trois exploitants nucléaires dans leurs métiers respectifs.

Il procède au choix de solutions simples, dont la faisabilité a déjà été prouvée sur des installations suffisamment comparables et qui font l'objet d'un retour d'expérience industriel. Cette simplicité et cette robustesse sont plus favorables à la sûreté opérationnelle, notamment lors du chantier. Par ailleurs, il répond aux mêmes exigences de sûreté que l'architecture proposée par l'ANDRA, pour la sûreté de long terme. Ces choix permettent de rester dans l'enveloppe initialement retenue pour le coût d'investissement de cet ouvrage (c'est-à-dire 5,6 Md€ à comparer aux 14,6 du chiffrage 2009 de l'ANDRA, soit une différence de 9 Md€).

L'optimisation de l'architecture par les producteurs permet à elle seule une diminution de plus de 75 % du coût d'investissement par rapport au chiffrage ANDRA 2009 :

- ainsi le choix d'une architecture monotube permet de réduire fortement le linéaire de galeries (34 km contre 96 km) et le nombre d'intersections (une centaine contre plus de 500), ce qui conduit à diminuer le coût d'investissement de 2,2 Md€ (tous les montants indiqués dans cette fiche sont aux conditions économiques de 01/2008) ;

- le choix d'une technique de creusement au tunnelier, qui bénéficie d'un retour d'expérience favorable, y compris dans des conditions proches d'un stockage à Bure, permet une diminution de 1,2 Md€ ;

- la différence de coût pour les alvéoles Haute Activité est de 1,4 Md€, dont 0,9 Md€ lié à l'allongement des alvéoles à 120 mètres et 0,5 Md€ à une estimation différente du coût des intercalaires placés entre les colis de déchets ;

- enfin, les différences de méthode retenue pour estimer le personnel en support aux travaux souterrains ont un impact de 2 Md€. Sont pris en compte dans ce poste : le personnel de fonctionnement du chantier en surface, le personnel de fonctionnement des puits liés aux travaux et le personnel de la zone centrale. »

(Source : EDF)

Votre commission ne peut que prendre acte de ces estimations divergentes et appelle à la définition rapide d'un chiffrage cohérent et sans compromis sur les impératifs de sécurité et de réversibilité du stockage, tels qu'ils sont fixés par la loi.

(d) Un impact qui devrait rester modéré en toute hypothèse sur le coût par MWh

La différence de coût entre l'estimation de l'ANDRA et le contre-projet des exploitants nucléaires est considérable et pourrait entraîner une augmentation importante du niveau des provisions constituées par les exploitants pour la gestion des déchets. Il est donc important de mesurer l'impact qu'aurait un doublement de ces provisions sur le coût de l'électricité nucléaire.

La Cour des comptes a réalisé cet exercice et a montré que le coût de production de l'électricité nucléaire augmenterait de 200 millions d'euros par an, soit 1 % environ. L'impact de cette incertitude paraît donc limité si l'on considère le périmètre prévu actuellement pour les projets de stockage des déchets nucléaires.

Comme l'a toutefois fait remarquer à votre rapporteur M. Yves Marignac, directeur du cabinet WISE-Paris, un tel coût supplémentaire de 20 milliards d'euros, s'il survenait brutalement, pourrait nécessiter une réévaluation rapide (et non pas lissée dans le temps comme cela a été le cas pour le premier devis de 2005) du montant des provisions, ce qui aurait un effet beaucoup plus sensible sur le prix de l'électricité.

(e) Un coût non chiffré : l'éventualité d'une requalification en déchets nucléaires de certaines matières considérées comme valorisables

Les projets de stockage de déchets reposent toutefois sur une définition de périmètre qu'il est important d'expliciter.

Les déchets radioactifs sont « des substances radioactives pour lesquelles aucune utilisation ultérieure n'est prévue ou envisagée »59(*).

Or, la France, contrairement à d'autres pays exploitant l'énergie nucléaire, envisage la réutilisation future d'une proportion importante des matières issues de l'exploitation nucléaire. Ces matières, considérées comme valorisables, ne sont donc pas classées comme des déchets et les centres de stockage actuels ou en projet ne sont pas nécessairement dimensionnés pour les accueillir. Il s'agit de sous-produits du cycle du combustible :

- uranium appauvri, écarté lors de la phase de l'enrichissement de l'uranium naturel ;

- uranium de retraitement, issu du retraitement des combustibles usés ;

- plutonium, issu également du retraitement ;

- thorium, dont Areva détient un stock à Cadarache.

Certaines de ces matières peuvent, dans une certaine mesure, être réutilisées dans le parc actuel. En particulier, l'uranium appauvri est associé avec du plutonium pour fabriquer du combustible MOX, utilisé dans certaines centrales nucléaires françaises ; quant à l'uranium de retraitement, il peut être à nouveau enrichi pour servir de combustible60(*). Le MOX usagé lui-même est considéré comme valorisable.

Toutefois, les stocks de ces matières se constituent à un rythme tel que leur réutilisation dans le parc de production actuel n'est pas envisageable. En fait, le plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs (PNGMDR) 2010-2012 envisage surtout leur réutilisation dans le parc de centrales nucléaires de 4génération. Il souligne ainsi que la quantité de plutonium mobilisable à l'horizon 2040, comme résidu du fonctionnement des centrales actuelles, permettrait de démarrer environ 25 réacteurs à neutrons rapides.

Des quantités importantes de matières dites valorisables sont actuellement entreposées en France : l'inventaire de l'ANDRA comptabilisait, fin 2010, 272 000 tonnes d'uranium appauvri, 24 100 tonnes d'uranium de retraitement, 80 tonnes de plutonium et 9 400 tonnes de thorium.

Si la France renonçait un jour au développement d'un parc nucléaire de 4génération, ces matières, dont les stocks auront encore augmenté d'ici là, devraient être reclassées en déchets radioactifs.

S'agissant du combustible usé et du carburant MOX usagé, l'éventualité du stockage fait l'objet de provisions de la part d'EDF.

En revanche, le PNGMDR souligne que des études nouvelles seraient nécessaires si l'uranium appauvri n'était plus valorisé, ajoutant que « les ordres de grandeur des volumes considérés, s'il fallait considérer ces matières comme des déchets, sont de nature à modifier considérablement l'ampleur des projets de stockage ». Or les stocks d'uranium appauvri devraient atteindre 450 000 tonnes en 2030, contre 272 000 tonnes aujourd'hui61(*).

Quel coût pour un stockage des matières radioactives « valorisables » ?

Votre rapporteur s'est interrogé sur le coût que représenterait la requalification en déchets nucléaires des matières radioactives dites valorisables, et donc de leur stockage.

Un poste essentiel de ce coût résiderait très probablement dans le stockage de l'uranium appauvri qui en constitue une part essentielle62(*). Cet uranium appauvri, compte tenu de l'importance des quantités produites, ne pourrait être réutilisé à grande échelle que dans des réacteurs de 4e génération (réacteurs à neutrons rapides), dont la mise en oeuvre est à ce jour hypothétique ; encore représenterait-il alors, selon le PNGMDR, « une ressource pour plusieurs millénaires ». De plus, compte tenu du caractère hypothétique de la mise en oeuvre industrielle des réacteurs à neutrons rapides, votre rapporteur ne cache pas ses doutes à l'égard d'une résorption effective, même à long terme, des quantités d'uranium appauvri actuellement entreposées.

Il note d'ailleurs que ces stocks d'uranium appauvri sont d'autant plus importants qu'ils ne proviennent pas seulement de la fabrication du combustible nucléaire utilisé dans les 58 réacteurs français : Areva enrichit, en effet, de l'uranium sur le site de Pierrelatte pour le compte de clients étrangers et conserve la propriété de l'uranium appauvri qui en résulte63(*).

Votre rapporteur constate, s'agissant du coût du stockage éventuel de cet uranium appauvri en le comparant au coût de stockage des différentes catégories de déchets :

- d'une part, que l'uranium appauvri, en raison de son contenu radiologique, ne pourrait pas selon le PNGMDR être considéré comme un déchet à très faible activité (TFA), ni comme un déchet stockable en surface dans les installations actuellement en exploitation ;

- d'autre part, que, selon le rapport de la Cour des comptes de janvier 2012, « dans les conditions actuelles, le stockage de l'uranium appauvri représente de l'ordre de 76 000 m3, ce qui correspond en volume à un ordre de grandeur comparable à l'ensemble des déchets devant être stockés dans le centre géologique profond » (dont le coût est estimé à 35,9 milliards d'euros selon le dernier devis de l'ANDRA). La Cour fait toutefois valoir que le contenu radiologique de l'uranium appauvri, inférieur à celui de l'uranium naturel, ne nécessite pas les mêmes conditions de stockage que les déchets à haute activité et moyenne activité à vie longue qui font l'objet du projet de Bure ;

- enfin, si l'on considère la catégorie intermédiaire des déchets à faible activité à vie longue, le rapport de la Cour des comptes indique que « le coût futur de gestion des déchets à faible activité et vie longue représenterait un total de 806 M€ de charges brutes », pour un volume de 190 000 m3. Ce coût ne correspond toutefois qu'à un projet de stockage peu profond, dans un site exploité pendant 20 ans et surveillé pendant 30 ans seulement. Or, votre rapporteur considère que, compte tenu des risques particuliers que pourrait poser une dissémination de l'uranium appauvri dans l'environnement ou sa récupération par des personnes mal intentionnées64(*), son stockage nécessiterait des mesures bien plus importantes.

Votre rapporteur considère donc raisonnable une estimation du coût du stockage de l'uranium appauvri et des autres matières « valorisables » de l'ordre de quelques milliards d'euros au moins.

À titre indicatif, un financement sur 20 ans d'un projet de stockage d'un coût de 4 milliards d'euros pourrait être financé par un provisionnement de 180 millions d'euros par an avec un taux de 5 %.

En tout état de cause, une nouvelle filière de gestion à long terme devrait donc être mise en place pour gérer ces stocks, car les ordres de grandeur concernés ne permettent pas d'envisager un stockage dans le cadre des centres de stockage existants ou en projet.

Il en est de même du thorium, qu'il s'agisse des stocks d'Areva ou de ceux de Rhodia, non liés à l'industrie électro-nucléaire. L'Autorité de sûreté nucléaire, doutant du développement à court ou moyen terme d'une filière de valorisation des matières thorifères, a recommandé d'étudier la possibilité de les stocker en tant que déchets de faible activité à vie longue et de « sécuriser financièrement la gestion à long terme de ces substances »65(*).

En tout état de cause, comme l'a fait observer Mme Marie-Claude Dupuis devant votre commission, un parc de réacteurs de 4génération produirait lui-même des déchets de haute activité et de moyenne activité à vie longue, dont le volume n'est pas connu actuellement.

Votre commission partage, en conséquence, la demande de la Cour des comptes tendant à ce que les études scientifiques sur le stockage éventuel de l'uranium appauvri soient complétées d'un volet relatif au coût que celui-ci représenterait pour Areva.

Votre rapporteur souligne également que d'autres coûts devraient être pris en compte, même s'ils ne sont pas certains et dépendent de circonstances naturelles ou humaines :

- un éventuel accident nucléaire pourrait remettre en cause toute l'équation économique de la filière nucléaire et pourrait faire l'objet d'un mécanisme d'assurance, qui est examiné infra ;

- si la filière nucléaire est présentée comme participant à l'indépendance énergétique réelle de la France, il faut souligner qu'un calcul en énergie finale montre que l'indépendance énergétique de la France réelle est bien inférieure (voir encadré infra). De plus, même si la concentration en énergie de l'uranium permet de constituer des stocks afin de résister aux chocs d'approvisionnement, il n'en reste pas moins que, à moyen terme, la filière nucléaire pourrait être affectée par l'instabilité de certains pays tels que le Niger ;

- l'actualité internationale doit inciter à maintenir la plus grande vigilance à l'égard des risques de dissémination nucléaire. Les activités de retraitement de l'uranium, fondées sur la promesse hypothétique et à long terme d'une réduction du volume des déchets à haute activité, entraînent pour le moment la constitution et le déplacement sur le territoire français de stocks de matières telles que le plutonium qui pourraient être utilisées dans des armes nucléaires. À l'étranger, la multiplication des pays utilisant l'énergie nucléaire suscite toujours la crainte que, par transfert de technologie et apprentissage, certains pays acquièrent la maîtrise de l'enrichissement de l'uranium et de la fabrication d'armes. Enfin, il ne faut pas négliger les risques de guerre civile ou de troubles terroristes dans des pays maîtrisant déjà ces technologies.

D'une manière générale, votre rapporteur considère que l'impossibilité d'associer un coût à ces risques, au motif qu'ils dépendent de comportements des États ou de phénomènes naturels qui ne peuvent être intégrés dans les modèles économiques, ne doit pas conduire à les négliger dans les politiques publiques : l'impact de la filière nucléaire est non seulement financier, mais aussi également environnemental, géopolitique et éthique.

Nucléaire et indépendance énergétique

L'indépendance énergétique est calculée en France comme le rapport entre la production nationale et la consommation nationale d'énergie primaire (c'est-à-dire l'énergie comprise dans le combustible). Ce rapport était de 51,2 % en 201066(*).

Or, votre rapporteur fait observer que les deux tiers de l'énergie primaire produite dans les centrales nucléaires sont dissipés sous forme de chaleur, ce qui n'est pas le cas de la plupart des autres formes d'énergie (hydraulique, éolien, photovoltaïque, pétrole et gaz...). Le nucléaire occupe donc une place beaucoup moins importante dans l'énergie qui est effectivement injectée dans les réseaux : l'indépendance énergétique est plutôt de l'ordre de 29 % si l'on raisonne en termes d'énergie finale (calcul Global Chance).

Votre rapporteur rappelle également que, de nos jours, le combustible nucléaire utilisé dans les centrales françaises, si une grande partie de sa valeur ajoutée provient des étapes de conversion et d'enrichissement réalisées en France, provient d'uranium qui est importé de pays qui, pour certains, ne présentent pas tous les meilleurs caractères de stabilité. Tout en étant conscient que la possibilité de stocker des quantités importantes d'uranium permet de lisser l'impact de crises d'approvisionnement ponctuelles, il considère que l'électricité nucléaire ne devrait pas être comptabilisée comme participant à l'indépendance énergétique de la France au même degré que des énergies réellement locales.

(4) Les discussions technique et politique sur la prise en compte des dépenses futures

Le secteur nucléaire est caractérisé par le poids du long, voire du très long terme : si la durée d'exploitation des réacteurs envisagée par les différents pays qui les exploitent peut être de 30, 40, voire 60 ans, la durée complète d'activité sur un site donné sera probablement de l'ordre du siècle si l'on compte la phase de la construction et celle du démantèlement.

Il ne suffit donc pas de mesurer le montant en valeur absolue des dépenses futures (démantèlement, gestion des combustibles usés et des déchets). Il faut souligner l'importance des sommes consacrées au provisionnement de ces dépenses futures ainsi que l'impact du choix du taux d'actualisation.

(a) Le principe du provisionnement

Le principe retenu est celui du provisionnement : les exploitants doivent placer sur un compte spécial des sommes qui permettront, le moment venu, de faire face à ces charges. Le montant des sommes à provisionner est un paramètre stratégique.

Une approche extrêmement prudente consisterait à bloquer exactement le montant absolu des charges futures, soit 79,3 milliards d'euros selon l'estimation de la Cour des comptes.

En pratique, il est admis de provisionner une somme inférieure à ce montant absolu, en considérant qu'une somme dans le futur n'a pas la même « valeur » qu'une somme aujourd'hui.

En effet, les actifs bloqués procurent un certain rendement sur le long terme, ce qui permet effectivement à une somme inférieure de produire le montant désiré.

C'est ainsi que les provisions inscrites dans les états financiers des principaux exploitants sont de 38,4 milliards d'euros en 2010 :

Millions d'euros
de 2010

EDF

AREVA

CEA

ANDRA

Total

Charges brutes en millions d'euros

62 097,1

10 464,2

6 770,2

83,5

79 415,0

Provisions

28 296,5

5 604,3

4 453,3

41,3

38 395,4

Données : Cour des comptes, janvier 2012

Le débat sur l'utilisation des titres de RTE
comme actif dédié au provisionnement des charges futures

Une modification du cadre réglementaire67(*) survenue en 2010 a permis à EDF de « flécher » 50 % des titres de sa filiale RTE vers le provisionnement des charges futures nucléaires, pour une valeur de 2,3 milliards d'euros. Comme le fait observer la Cour des comptes dans son rapport de janvier 2012, ce choix suscite quelques observations :

- l'inclusion des titres d'une filiale, dont l'activité est liée à celle de la maison-mère, ne permet pas une diversification des risques ;

- EDF ne pourrait guère, le cas échéant, vendre ces titres qu'à l'État (donc en accroissant les charges publiques) afin de régler les charges futures. L'opérateur explique toutefois qu'il s'agit en fait d'affecter les dividendes versés par RTE au portefeuille d'actifs dédiés, et non de prévoir la vente du réseau de transport d'électricité lui-même.

Votre rapporteur reconnaît que les actifs de RTE présentent une certaine garantie de stabilité : comme l'indiquait devant votre commission M. Gilles-Pierre Lévy, président de la deuxième chambre de la Cour des comptes, les actifs de RTE présentent une valeur liée aux nécessités du transport de l'électricité et leur rentabilité est d'ailleurs fixée par la Commission de régulation de l'énergie. Les titres de RTE présentent donc l'avantage de disposer d'une rentabilité non soumise aux aléas de court terme du marché et sans doute corrélée, dans une certaine mesure, aux charges à couvrir68(*).

Il se demande toutefois si cette rentabilité est garantie sur le long terme, alors même que la transition énergétique va, comme on le verra infra, entraîner une véritable reconfiguration des réseaux électriques. En particulier, l'émergence des énergies renouvelables, prônée par tous, mais aussi la possible fermeture progressive des centrales nucléaires entraîneront une modification de la géographie des réseaux.

Le réseau existant, lié à la répartition des centrales actuelles sur le territoire national, pourrait ainsi perdre une partie de sa valeur lorsque celles-ci fermeront, c'est-à-dire au moment précis où il sera nécessaire de régler les dépenses de démantèlement, sauf, bien sûr, si de nouvelles centrales nucléaires étaient construites au même endroit.

De plus, la mise en oeuvre, grâce aux progrès du stockage, d'une réelle décentralisation de la production et de la consommation d'électricité contribuerait, elle aussi, à réduire l'utilité des réseaux de transport d'électricité à très haute tension actuels, qui sont d'ailleurs soumis à des difficultés d'acceptation de plus en plus grandes de la part des populations concernées.

Votre rapporteur se demande au final si l'affectation partielle, par l'opérateur, des titres du réseau de transport au provisionnement des charges futures ne risque pas de limiter les choix futurs.

Il relève également les propos forts tenus devant votre commission par M. André-Claude Lacoste, président de l'Autorité de sûreté nucléaire, qui considérait comme contraires à l'esprit de la loi non seulement l'affectation des titres de RTE, mais également la manière dont le CEA a constitué des provisions relatives à ses propres charges futures : « certaines situations me paraissent rigoureusement contraires à la loi : c'est ainsi qu'une partie des provisions pour le démantèlement du CEA s'est transformée en créances sur l'État. Nous sommes nombreux à ne pas avoir une très haute opinion de la valeur d'une créance sur l'État dans un tel domaine. Historiquement, le démantèlement d'une installation nucléaire s'est déjà trouvé en grand péril faute d'un financement qui devait être assuré directement par l'État ».

(b) Le choix du taux d'actualisation

Le taux de couverture nécessaire dépend du taux d'actualisation choisi pour les dépenses futures.

L'actualisation permet d'« écraser » considérablement les charges de long terme. Pour un taux de 5 % (ou 2,94 % si l'on soustrait une inflation de 2 %), une somme actuelle de 100 euros couvrirait une charge future de 163 euros dans 10 ans, de 265 euros dans 20 ans et de 1 147 euros (soit 426 euros en monnaie de 2012) dans 50 ans.

L'énormité de ces chiffres a conduit certains analystes à proposer l'application d'un taux d'actualisation moins élevé pour les durées très longues69(*).

En pratique, la réglementation70(*) prévoit que le taux d'actualisation ne doit pas être supérieur au taux de rendement des actifs utilisés pour la provision ; il est de surcroît limité par un plafond égal à la moyenne, sur quatre ans, du taux des obligations d'État à échéance constante à 30 ans majoré de 1 point, soit 5,24 % au 31 décembre 2010. C'est un taux de 5 % qu'ont retenu aussi bien EDF et Areva que le CEA. Ce taux inclut l'inflation, de sorte que le taux réel est de l'ordre de 3 %.

La Nuclear Decommissioning Authority du Royaume-Uni a retenu pour sa part un taux d'actualisation réel de 2,2 % (auquel il faut ajouter l'inflation), tandis que de grands exploitants continentaux (E.ON, Vattenfall, RWE, EnBW) utilisent des taux d'actualisation comparables à EDF.

L'impact du choix du taux d'actualisation retenu sur le niveau des provisions est considérable, surtout pour celles qui sont destinées à couvrir des charges de très long terme.

La Cour des comptes souligne la « fragilité » des prévisions relatives au taux de rendement des actifs dédiés au provisionnement des charges de long terme. Un rendement inférieur imposerait un réajustement des provisions, d'autant plus brutal qu'il arriverait tard. L'impact d'une variation du taux d'actualisation serait la suivante, par rapport au taux d'actualisation de 5 % :

Sensibilité des provisions à une variation du taux d'actualisation : impact calculé par rapport au montant des provisions 2010 calculées avec un taux de 5 %

Taux d'actualisation

3 %

4 %

5 %

EDF

+ 15 313 M€

+ 5 936 M€

0

Areva

+ 2 000 M€

+ 1 059 M€

0

CEA

+ 1 198 M€

+ 507 M€

0

Variation (M€)

+ 18 511 M€

+ 7 502 M€

0

Source : Cour des comptes, rapport de janvier 2012, p. 179

En termes de coût par mégawatt-heure, la Cour indique que le choix d'un taux d'actualisation de 4 % entraînerait une augmentation de 162 millions d'euros du coût annuel de production de l'électricité nucléaire.

En réponse à une question de votre rapporteur, EDF a précisé que, dans l'hypothèse d'un taux nominal de 3 %, le coût annuel récurrent augmenterait de 400 millions d'euros, soit un impact sur le coût de production de près de 1 € / MWh.

Votre rapporteur considère que, sur le long terme, rien ne garantit que le rythme de provisionnement ainsi défini sera suffisant. Il pourrait en fait être pris dans un véritable effet de ciseau entre le montant des dépenses futures et le niveau des sommes provisionnées :

d'une part, les dépenses futures pourraient être plus coûteuses que ce qui est prévu aujourd'hui. Ces dépenses futures sont, en effet, calculées sur l'hypothèse d'un taux d'inflation de 2 %, ce qui correspond à l'objectif de long terme de la Banque centrale européenne pour ce qui concerne l'évolution générale des prix.

Or, les dépenses futures du nucléaire pourraient croître à un rythme supérieur à l'inflation, car elles dépendent plutôt de l'évolution des coûts des travaux relatifs au démantèlement et à la gestion du combustible et des déchets. La Cour des comptes souligne que, sur la période 2002-2008, l'index des travaux publics a augmenté de 32,5 % et celui des travaux en souterrain de 26,1 %, alors que les prix à la consommation progressaient de 11,9 % seulement ;

d'autre part, les sommes provisionnées pourraient produire un rendement moins élevé que celui qui est aujourd'hui utilisé. Les sommes provisionnées sont, en effet, supposées produire un rendement de 5 % par an sur le long terme afin de constituer, le moment venu, les sommes nécessaires pour couvrir les charges futures.

Comme l'a remarqué M. Gilles Pierre Lévy, président de la deuxième chambre de la Cour des comptes, lors de son audition devant votre commission, « si l'on considère la rentabilité des actifs financiers au cours du dernier siècle, on constate que les actions ont rapporté en moyenne plus de 5 % par an. Cela étant posé, ce qui s'est produit une fois dans l'histoire ne se reproduira pas forcément une deuxième fois. Autrement dit, notamment en période de crise financière, on peut se demander si ces actifs rapporteront bien 5 % par an sur plusieurs décennies... »

Votre rapporteur note, pour sa part, que le taux de croissance suit une pente plutôt descendante sur le long terme : de 5,9 % par an en moyenne dans les années 1960, il est passé à 4,1 % dans les années 1970, 2,3 % dans les années 1980, 1,9 % dans les années 1990 et même 1,3 % dans les années 2000 (décennie il est vrai marquée par une récession exceptionnelle)71(*). Le choix d'un taux nominal réel de 3 % pour l'avenir, qui est implicite dans le taux nominal de 5 %, lui paraît donc pour le moins audacieux et contraire aux principes de prudence qui doit gouverner tout provisionnement.

S'appuyant sur un raisonnement analogue, M. Pierre Radanne a ainsi proposé, lors de son audition devant votre commission, l'adoption d'un taux de 1,5 à 2 % correspondant au taux de croissance du PIB actuellement envisagé sur la très longue période. Ce choix paraîtrait plus raisonnable à votre rapporteur.

Il considère aussi qu'il serait intéressant d'étudier un mécanisme alternatif dans lequel les dépenses les plus lointaines seraient actualisées à un taux moins élevé que les dépenses proches : l'application d'un même taux sur une longue période revient, en effet, à négliger les intérêts des générations futures.

S'agissant toutefois du coût de l'électricité, l'impact d'une variation du taux d'actualisation des dépenses futures paraît limité, surtout si cette variation demeure relativement faible. La Cour des comptes calcule ainsi qu'une baisse à 4 % du taux d'actualisation augmenterait ainsi le coût de production de l'électricité de 0,8 % seulement. Votre rapporteur souligne, toutefois, qu'un éventuel ajustement à la baisse du taux d'actualisation serait plus facile à supporter si elle survenait tôt, de manière à donner plus de temps aux entreprises concernées pour rehausser le niveau de leurs provisions au montant nécessaire pour couvrir les charges de long terme.

En conclusion, votre commission estime nécessaire de mieux prendre en compte l'augmentation considérable que représenterait, sur le niveau absolu des provisions, une baisse du taux d'actualisation ou une inflation importante du coût des travaux.

Elle suggère également que soient conduites une étude et une évaluation de modes différents d'actualisation pour les charges de très long terme, par exemple en fixant un taux d'actualisation très bas au-delà de 30 ans, compte tenu des expériences internationales.

Elle souligne enfin la nécessité de disposer de garanties très fortes sur le niveau de rendement des actifs placés en provisions, s'agissant de placements de très long terme.

c) Vers une articulation plus étroite entre coûts et tarifs par l'effet de la loi NOME
(1) L'ARENH facteur de concurrence ?

Le dispositif de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH), instauré par la loi NOME72(*), a deux impacts importants sur les marchés de l'électricité :

il offre aux fournisseurs d'électricité un accès à un volume important et relativement bon marché d'électricité nucléaire, dont seul disposait auparavant EDF, exploitant des centrales ;

à terme, il servira de base au calcul des tarifs réglementés de vente aux particuliers.

Les fournisseurs d'électricité peuvent donc désormais couvrir une partie des besoins de leurs clients de France continentale avec de l'électricité achetée au prix de l'ARENH, soit 42 € / MWh, le complément devant comme auparavant être acheté sur le marché (ou à un producteur). Les gestionnaires de réseau peuvent également y avoir recours pour couvrir leurs pertes.

Ce mécanisme partage ainsi entre les fournisseurs l'avantage-coût dont bénéficie l'opérateur historique du fait de la possession d'un parc nucléaire, largement amorti, produisant une électricité à coût modéré.

Quant aux tarifs réglementés de vente, ils seront progressivement établis, d'ici à la fin 2015, en tenant compte, comme on l'a vu précédemment de l'addition du prix de l'ARENH, du coût du complément à la fourniture d'électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d'acheminement de l'électricité (transport et distribution), des coûts de commercialisation et d'une rémunération normale.

Dans la mesure où l'électricité nucléaire occupe une part prépondérante du bouquet électrique, l'ARENH constituera un élément essentiel des coûts de production pris en compte dans le cadre des tarifs réglementés.


· Un débat concerne le mode de fixation du prix de l'ARENH. Aux termes de la loi73(*), ce prix couvre la rémunération des capitaux et les coûts d'exploitation, mais aussi la prolongation de l'exploitation (qui suppose des coûts d'investissement ou de maintenance) et la couverture des charges de long terme.

Le décret devant préciser les méthodes d'identification et de comptabilisation de ces coûts n'ayant pas été publié, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a dû élaborer sa propre méthodologie, en se fondant sur les travaux de la seconde commission présidée par M. Paul Champsaur, réunie en 2011 pour fournir des éléments de réflexion relatifs au prix de l'ARENH.

La commission Champsaur a proposé un prix de l'ARENH de l'ordre de 39 € / MWh. La CRE a retenu dans son avis74(*) une approche similaire, considérant que le prix de l'ARENH devait être compris entre 36 et 39 € / MWh, dont :

- 25 € / MWh au titre des charges opérationnelles ;

- 5 € / MWh au titre des investissements de maintenance et d'allongement de la durée d'exploitation ;

- entre 6 et 9 € / MWh au titre du coût du capital.

Le Gouvernement a finalement fixé un prix de 42 € / MWh à compter du 1er janvier 201275(*), en se fondant sur les travaux de la commission Champsaur, de la Commission de régulation de l'énergie et sur une estimation du surcoût qu'entraînera, pour l'exploitant, l'application de nouvelles normes de sécurité après l'accident nucléaire de Fukushima. Les conséquences de cet accident n'avaient pas pu être prises en compte par la commission Champsaur.


· Ce niveau de 42 € a fait l'objet de jugements divers
. EDF considère qu'il s'agit d'un seuil minimal de rentabilité et plaide pour que le prix de l'ARENH prenne en compte le renouvellement, à technologie constante, de l'outil de production, ce qui reviendrait à fixer l'ARENH au niveau du coût courant économique. En revanche, certains fournisseurs considéraient le niveau de 42 € comme trop élevé et supérieur aux coûts réels.

Le choix de prendre en compte, dès maintenant, dans le prix de l'ARENH le coût des travaux d'amélioration de la sûreté post-Fukushima n'allait pas de soi.

La CRE, dans son avis sur la fixation du prix de l'ARENH, a souligné que ce coût additionnel devra être pris en compte « à mesure qu'il se matérialisera dans les comptes d'EDF, comme c'est le cas des autres dépenses en capital couvertes par le prix de l'ARENH ». M. Philippe de Ladoucette, président de la CRE, a toutefois considéré devant votre commission que ce point n'était pas constitutif d'une rente en faveur de EDF : « Si les 3 euros par mégawatt-heure de provision pour Fukushima - c'est-à-dire la différence entre ce que nous avions calculé, 39 euros, et les 42 euros constituant aujourd'hui le prix de l'ARENH -, sont surestimés, ils représenteraient une avance de trésorerie faite à EDF, avance que devrait logiquement rembourser l'opérateur » .

En tout état de cause, il convient de noter, s'agissant de l'impact sur l'évolution des prix, que le prix de l'ARENH, fixé au début par le Gouvernement, sera à l'avenir fixé par la Commission de régulation de l'énergie et qu'il servira à la fixation des tarifs réglementés de vente. À cet égard, M. Philippe de Ladoucette a souligné devant votre commission l'effet qu'aura cette convergence sur l'évolution des tarifs réglementés de vente : « la loi NOME prévoit que la période intérimaire jusqu'à 2016 doit être mise à profit pour faire en sorte que les tarifs réglementés de l'électricité rattrapent le prix de l'ARENH. Or, aujourd'hui, l'écart est de 4 % pour les « tarifs bleus » et de 5 % pour les tarifs professionnels. ».

(2) Des appréciations divergentes sur l'efficacité du dispositif

Au-delà du prix de l'ARENH, ses modalités mêmes ont fait l'objet de jugements contrastés devant votre commission.

M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez, a indiqué que la mise en place de l'ARENH avait permis à son entreprise de retrouver certains gros clients industriels, mais qu'elle n'avait pas atteint son objectif pour les clients particuliers en raison du « ciseau tarifaire » constitué par un tarif de vente (déterminé par référence aux tarifs réglementés) inférieur à l'ARENH.

Par ailleurs, M. Frédéric de Maneville, président de Vattenfall France, a fait valoir que les clauses d'utilisation de l'ARENH présentaient une certaine rigidité, de sorte que les opérateurs qui dépendent de l'ARENH pour leur approvisionnement, peuvent difficilement proposer des contrats d'effacement à leurs clients : ils doivent, en effet, disposer de clients dont la courbe de consommation est relativement stable et prévisible.

2. La montée en puissance des énergies renouvelables
a) L'énergie hydroélectrique : l'énergie renouvelable actuellement prépondérante

L'énergie hydroélectrique est une source d'énergie renouvelable produite en exploitant la force motrice des cours d'eau, des chutes d'eau, voire des marées ou des courants marins.

On peut distinguer76(*) :

- les installations au fil de l'eau - d'une puissance installée de 7,6 GW - pour lesquelles la capacité du réservoir amont ne permet pas de stockage. Ces installations se trouvent notamment sur les grands fleuves et la production est dite « fatale ».

- les usines de type « éclusée » - d'une puissance installée de 4,3 GW - dont la capacité du réservoir amont est de taille intermédiaire et permet de stocker l'eau selon des cycles journaliers.

- les usines « de lac » - d'une puissance installée de 9 GW - qui disposent d'un réservoir amont dont la capacité permet un stockage sur une durée longue. Elles apportent de la puissance garantie au système électrique.

- les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) - d'une puissance installée de 4,4 GW - qui permettent de remonter l'eau dans un réservoir lors des heures creuses pour la turbiner lors de la pointe (cf. infra).

(1) Une part significative de notre mix électrique (12 %)

Avec plus de 25 GW installés en 2008, la France dispose du deuxième parc installé en Europe, après la Norvège. La production annuelle atteint une moyenne d'environ 70 TWh, soit 12 % de la production électrique française (en 2009) et 90 % de la production d'électricité renouvelable en France. Il faut cependant noter que cette production peut varier fortement d'une année à l'autre, selon la pluviométrie.

L'hydroélectricité est très localisée sur le territoire et se répartit sur trois zones géographiques : les Alpes avec 15,7 GW, les Pyrénées avec 2,5 GW et le Centre avec 7,2 GW.

Le potentiel d'installations nouvelles en France est assez limité. Néanmoins, des études ont été réalisées dans chaque bassin hydrographique afin de déterminer si la construction de nouvelles installations hydroélectriques était possible, tandis que le renouvellement des concessions des installations existantes (cf. infra) permettra d'augmenter leur efficacité énergétique ou leur puissance installée. Au final, la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité 2009-2020 prévoit une augmentation de 3 GW de la puissance installée et de 3 TWh de la production, d'ici 2020.

Au niveau mondial, avec 3 000 TWh, l'hydroélectricité représente 16% de la production électrique, ce qui en fait la troisième source de production électrique derrière le charbon (40 %) et le gaz (19 %), mais devant le nucléaire (15 %)77(*).

Le premier producteur mondial est la Chine, avec 500 TWh, suivi du Brésil et du Canada (370 TWh chacun) et des États-Unis (350 TWh).

(2) La « plus belle source de production d'électricité »

Comme le déclarait devant votre commission M. Gérard Mestrallet, président-directeur général de GDF Suez, « l'hydraulique est la plus belle source de production d'électricité ». Et, en effet, ses qualités sont nombreuses.

Tout d'abord, elle présente de nombreux avantages pour le système électrique : elle est prédictible et lorsqu'elle est issue de barrages ou d'éclusées, elle constitue la seule forme de stockage d'énergie à grande échelle, ce qui permet de faire face aux pics de consommation électrique : en effet, l'électricité des grands barrages est très rapidement mobilisable car ces installations peuvent fournir de très grosses puissances en moins d'un quart d'heure.

D'autre part, il s'agit d'une énergie renouvelable, qui ne produit ni gaz à effet de serre, ni déchet. Le parc des barrages français permet à notre pays d'éviter 1,5 milliard d'euros d'importation de gaz et de faire l'économie des émissions de gaz à effet de serre correspondantes78(*).

Enfin, elle est produite sur notre territoire, participant donc à notre indépendance énergétique. De plus, s'agissant d'une énergie locale, elle permet à de nombreuses communes rurales de développer des activités économiques et de loisirs, auxquelles s'ajoute le potentiel d'emplois liés à l'activité.

En revanche, les installations hydroélectriques peuvent avoir un effet perturbateur sur le milieu naturel et les écosystèmes. En effet, l'eau des rivières, notamment, donne lieu à de multiples usages : eau potable, eau agricole, eau industrielle, eau « paysage », eau « ludique » avec la pêche et les sports d'eau vive. C'est pourquoi ces installations doivent limiter leur impact sur le milieu, notamment en préservant des passages ou des modes de gestion pour les espèces (poissons migrateurs) et pour les sédiments, et assurer un débit permettant de garantir des conditions nécessaires au développement de la vie en aval de l'installation, ce « débit réservé » devant être égal à au moins un dixième du débit moyen du cours d'eau d'ici 2014.

(3) Une réglementation spécifique selon la puissance de l'installation

On distingue deux régimes, selon la puissance des installations :

- les installations de moins de 4,5 MW : elles appartiennent à des particuliers, des entreprises ou des collectivités, maîtres d'ouvrage, qui les exploitent et revendent l'électricité ainsi produite. Elles nécessitent l'obtention d'une autorisation, délivrée par le préfet pour une durée limitée, et dont les règles d'exploitation sont fonction des enjeux environnementaux (régime d'autorisation) ;

- les installations de plus de 4,5 MW : elles appartiennent à l'État et sont construites et exploitées par un concessionnaire, pour le compte de l'État (régime de concession). Pour les installations entre 4,5 MW et 100 MW, la concession est délivrée par le préfet, alors qu'au-delà de 100 MW, ce sont le Premier ministre et le ministre en charge de l'énergie qui la délivrent. Les premières concessions ont été accordées dans les années 1920, pour des durées de 75 ans, ce qui permettait d'amortir l'investissement de construction. Le renouvellement des concessions donne lieu à des contrats de durée moindre.

Les installations hydroélectriques de moins de 12 MW bénéficient d'un tarif d'achat incitatif, et d'une obligation d'achat par EDF.

(4) L'enjeu du renouvellement des concessions

La France compte près de 400 concessions hydroélectriques qui représentent plus de 95 % du total de la puissance hydroélectrique installée, soit environ 24 GW. Ces concessions ont été, la plupart du temps, attribuées pour une durée de 75 ans, à l'issue de laquelle les biens de la concession font retour à l'État qui peut alors décider de renouveler la concession.

Le « premier paquet » ouvert à la concurrence entre 2012 et 2016 représente près de 5 GW. D'ici 2050, toutes les concessions devront avoir été renouvelées, en mettant en concurrence un nombre important d'exploitants, pour prendre en compte la fin des monopoles et l'ouverture des marchés à la concurrence internationale.

Le renouvellement des concessions sera l'occasion de moderniser et d'optimiser le parc existant : Le choix se fera sur des critères économiques (redevance versée à l'État), énergétiques (mesures proposées par les exploitants en ce qui concerne l'amélioration de l'efficacité énergétique) et environnementaux (mesures proposées par les exploitants concernant la qualité des milieux aquatiques).

b) Un développement récent du fait de la conjonction d'une double impulsion nationale et européenne

Au cours de la présente décennie, la part des énergies renouvelables devrait sensiblement croître au sein du bouquet énergétique français, notamment sous l'effet du paquet énergie-climat adopté par l'Union européenne en 2008, qui fixe aux États membres des objectifs dits « trois fois vingt » à atteindre d'ici à 2020.

Ainsi, 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, qui décline une partie de ces objectifs, assigne à la France la cible contraignante, d'une part, de 23 % d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation d'énergie finale brute, en 2020 - à comparer avec une part de 10,3 % en 2005. Il est à noter que cet objectif a été repris dans notre droit national à l'article 2 de la loi dite « Grenelle II » (loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en oeuvre du Grenelle de l'environnement).

Comme l'a rappelé M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), lors de son audition par votre commission le 14 mars 2012, la part de ces énergies devra même s'élever à 27 % dans le bouquet de production d'électricité, ce qui signifie qu'un effort particulier doit être mené en la matière.

Or, par le passé, notre pays ne s'est pas toujours montré exemplaire : il n'a ainsi pas atteint l'objectif communautaire79(*), certes non contraignant, de produire ainsi 21 % de son électricité en 2010 (dans la réalité, cette proportion ne s'est élevée qu'à 15 %). Dans les années à venir, il va s'agir de développer particulièrement la production d'origine éolienne et photovoltaïque, le potentiel de progrès de l'hydraulique apparaissant relativement faible.

Afin de remplir ces objectifs, l'État dispose de plusieurs instruments.

c) Des objectifs concrétisés dans une programmation pluriannuelle des investissements

Tout d'abord, le traditionnel exercice de la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité (PPI) prend la forme d'un rapport au Parlement établi par le ministère chargé de l'énergie, permet de fixer un cap et des orientations auxquels peuvent se référer l'ensemble des acteurs, qu'ils soient publics ou privés. Le dernier exercice, qui embrasse la période 2009-2020, fait référence à l'objectif national de 23 % de production d'énergie à base d'énergies renouvelables.

Cette PPI retient pour 2020 des objectifs de développement de :

25 000 MW d'éolien répartis entre 19 000 MW à terre et 6 000 MW en mer ;

- 5 400 MW de solaire ;

- 2 300 MW de biomasse ;

3 TWh/an et 3 000 MW de capacité de pointe pour l'hydraulique.

Évolution programmée de la puissance installée d'unités de production d'électricité d'origine renouvelable entre 2010 et 2020

Sources : RTE, PPI 2009-2020

Pour permettre d'atteindre ces objectifs, un plan de développement des énergies renouvelables a été annoncé par M. Jean-Louis Borloo, alors ministre de l'Écologie, de l'énergie, du développement et de l'aménagement durables le 17 novembre 2008. La PPI souligne, notamment, la mise en place de schémas régionaux de l'air, du climat et de l'énergie censés permettre de faire émerger, au niveau des territoires, les potentiels et les voies de développement des énergies renouvelables et la « convention d'engagements pour le développement d'une hydroélectricité durable en cohérence avec la restauration des milieux aquatiques ».

d) Des instruments opérationnels de politique publique
(1) Les appels d'offres

Aux termes de l'article L. 311-10 du code de l'énergie, lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la PPI, notamment, ceux concernant les techniques de production et la localisation géographique des installations, l'autorité administrative peut recourir à la procédure d'appel d'offres.

Les critères servant à l'élaboration du cahier des charges de l'appel d'offres sont les mêmes que ceux énumérés à l'article L. 311-5 du même code, relatifs à l'autorisation d'exploiter une installation de production, à savoir :

- la sécurité et la sûreté des réseaux publics d'électricité, des installations et des équipements associés ;

- le choix des sites, l'occupation des sols et l'utilisation du domaine public ;

- l'efficacité énergétique ;

- les capacités techniques, économiques et financières du candidat ou du demandeur ;

- la compatibilité avec les principes et les missions de service public, notamment avec les objectifs de PPI et la protection de l'environnement ;

- le respect de la législation sociale en vigueur.

Les appels d'offres sont ouverts à toute personne exploitant ou désirant construire et exploiter une unité de production, installée sur le territoire d'un État membre de l'Union européenne ou, dans le cadre de l'exécution d'accords internationaux, sur le territoire de tout autre État, et ses modalités sont définies par décret en Conseil d'État.

Cette procédure a récemment été retenue pour créer les capacités d'éolien offshore, projets dont la taille justifie clairement ce mode d'action. Les résultats ont été dévoilés début avril, trois (Saint-Nazaire, Courseulles-sur-Mer et Fécamp) des cinq lots attribués à cette date l'ont été à un consortium au sein duquel figurent EDF et Alstom, un quatrième (Saint-Brieuc) l'étant à un autre groupement comprenant Areva et l'espagnol Iberdrola, le cinquième (Le Tréport) ayant été déclaré infructueux.

(2) Les obligations d'achat

D'autre part, sous réserve de la nécessité de préserver le fonctionnement des réseaux, EDF et, le cas échéant, les entreprises locales de distribution (ELD) sont tenus de conclure, lorsque les producteurs intéressés en font la demande, un contrat pour l'achat de l'électricité produite sur le territoire national par, notamment, les installations de production d'électricité qui utilisent des énergies renouvelables.

Les modalités de cette obligation d'achat sont définies à la section 1 du chapitre IV du titre Ier du livre III du code de l'énergie (articles L. 314-1 à L. 314-13).

Un arrêté conjoint des ministres chargés de l'économie et de l'énergie, pris après avis de la CRE, définit les conditions d'achat, en particulier le tarif. Actuellement, les conditions sont les suivantes pour les deux principales sources d'énergie :

- pour l'éolien terrestre, le tarif s'élève à 82 € / MWh, sur une durée de quinze ans ;

- pour le photovoltaïque, un arrêté du 4 mars 2011 définit une grille de tarifs par types d'installations ayant vocation à décroître tous les trimestres en fonction de coefficients définis par la CRE. Une fois le contrat conclu, le tarif en vigueur au moment de la signature s'applique pendant vingt ans. Pour l'heure, tous ces tarifs restent très supérieurs à ceux de l'éolien terrestre. À titre d'exemple, depuis le 1er avril 2012, le tarif d'achat de l'électricité produite à partir de l'énergie radiative du soleil pour une installation de moins de 3 kWc intégrée au bâti et située sur un bâtiment à usage principal d'habitation s'élève à 370,60 € / MWh.

Il est à noter que, sous réserve du maintien des contrats en cours, le principe de l'obligation d'achat peut être partiellement ou totalement suspendu par l'autorité administrative, pour une durée qui ne peut excéder dix ans, si cette obligation ne répond plus aux objectifs de la PPI.

e) La croissance exponentielle des capacités
(1) L'évolution récente de la part des énergies renouvelables

En 2011, les productions d'origine éolienne et photovoltaïque ont augmenté de manière significative. Il faut dire que la France partait de loin.

Ainsi, selon RTE, en termes de puissance installée, l'éolien a progressé de 15 % et le photovoltaïque de 300 % sur la seule année 2011.

En termes de production, les éoliennes ont couvert 2,5 % de la consommation nationale annuelle (et ont produit à hauteur de 21 % de la capacité installée), le photovoltaïque demeurant plus marginal (production à hauteur de 15 % de la capacité installée), RTE soulignant toutefois que, pour la première fois, cette source d'énergie a produit plus de 1 % de la consommation nationale à certains moments du mois de juillet.

(2) Le poids croissant de la CSPE

L'ensemble des charges relatives au développement doit être supporté par le consommateur, au travers de la contribution au service public de l'électricité (CSPE), qui figure sur la facture électrique de chacun.

En effet, selon les dispositions de l'article L. 121-6 du code de l'énergie, les charges imputables aux missions de service public assignées à EDF et aux DNN sont intégralement compensées.

L'article L. 121-7 énumère ces charges, parmi lesquelles se trouvent « les surcoûts qui résultent, le cas échéant, de la mise en oeuvre des dispositions [de l'article] L. 314-1 (relatif à l'obligation d'achat des productions d'origine renouvelable) par rapport aux coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ».

À cet égard, divers éléments méritent d'être mis en valeur :

- à ce jour, le montant de la CSPE acquittée par le consommateur reste modéré, la loi de finances rectificative pour 2011 en ayant fixé le montant à 9 euros/MWh jusqu'au 30 juin 2012, puis à 10,5 euros/MWh jusqu'au 31 décembre 2012 ;

- néanmoins, ces montants résultent d'un déficit de CSPE qui, contra legem, n'a pas été ajustée au fil des ans de façon à compenser les charges de service public à l'euro près aux opérateurs sur lesquels elles reposent. En effet, jusqu'en 2010, il revenait au ministre chargé de l'énergie d'arrêter annuellement le montant de la CSPE sur proposition de la CRE. Après plusieurs années de non-revalorisation de la CSPE, un nouveau dispositif a été mis en place par la loi de finances pour 2011. Depuis lors, si le ministre chargé de l'énergie ne prend pas d'arrêté fixant le montant de la contribution due pour une année donnée avant le 31 décembre de l'année précédente, le montant proposé par la CRE entre en vigueur le 1er janvier (dans la limite d'une augmentation de 0,003 euro par kWh par rapport au montant applicable avant cette date).

Le déficit cumulé de CSPE depuis 2007 a évolué comme retracé par le graphique suivant ; il s'établissait à 3,8 milliards d'euros à fin 2011. En pratique, du fait de dispositions réglementaires prévoyant que les petits distributeurs sont servis en priorité80(*), seul le groupe EDF supporte actuellement ce déficit, comme son président, M. Henri Proglio, l'a souligné devant votre commission d'enquête.

Évolution du déficit cumulé de CSPE à la charge d'EDF
(en milliards d'euros)

Sources : CRE, EDF

Votre rapporteur souligne qu'à ce stade, la part de la CSPE due au soutien de la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables ne compte que pour 52 % du total des charges de service public. Sur la facture du consommateur de début 2012, cette fraction de la CSPE ne représente donc que 4,68 € / MWh ; si la CSPE était à son niveau réel estimé par la CRE, soit 13,7 € / MWh, ce montant serait de 7,12 /MWh.

Ce montant apparaît raisonnable, même s'il est appelé à croître dans les années à venir (cf. infra), pour ensuite progressivement s'atténuer en fonction de l'évolution des prix du marché.

II. DES COÛTS ORIENTÉS À LA HAUSSE PAR SUITE DE BESOINS D'INVESTISSEMENTS MASSIFS

Admettre que les Français ont bénéficié ces dernières années pour leur approvisionnement en énergie électrique de l'avantage que constituent des équipements nucléaires largement amortis par suite des efforts considérables consentis après le premier choc pétrolier, ne suffit pas à convaincre de ce que la stratégie qui s'est révélée payante, l'est encore aujourd'hui. Nous vivons sans doute les prémices d'une phase de transition énergétique.

En premier lieu, la poussée de la demande d'électricité pour toute une série d'usages spécifiques, au-delà des besoins nés du chauffage, exige, surtout en période de pointe, des moyens accrus.

Parallèlement, du côté de l'offre, les vicissitudes de la construction de la nouvelle génération de centrales nucléaires, l'importance des investissements à envisager pour une éventuelle prolongation des installations actuelles ainsi que pour réaliser les aménagements de sécurité post-Fukushima sont autant de sujets qui font anticiper une hausse des coûts.

La montée en régime des énergies renouvelables de leur côté ne permet pas d'anticiper une baisse des coûts, à la fois parce que leurs surcoûts doivent être financés par la CSPE et que leurs technologies ne sont pas arrivées à maturation. En outre, le réseau nécessite des investissements conséquents pour sa maintenance, pour le développement des interconnexions, ainsi que pour le raccordement des énergies renouvelables.

Bref, il faudra procéder à des investissements massifs qui ne pourront que peser sur les coûts.

A. DES FACTEURS DE HAUSSE DU CÔTÉ DE LA DEMANDE QUI EXIGENT DES MOYENS DE PRODUCTION ACCRUS

1. La poussée des usages spécifiques
a) Une progression particulièrement préoccupante dans le secteur résidentiel-tertiaire

La consommation finale d'électricité en France continue à croître, mais sur un rythme de moins en moins soutenu. Après avoir crû de 3,8 % par an en moyenne au cours des années 1980, elle a progressé de 2,5 % par an au cours des années 1990 et de 1,2 % par an au cours des années 2000.

Ce ralentissement de la hausse de la consommation totale cache des tendances très différentes selon le secteur considéré. Quand la consommation finale du secteur industriel augmentait de 5 % entre 1990 et 2010, celle du secteur résidentiel-tertiaire augmentait de plus de 70 %. Au cours des années 2000, ces deux secteurs ont même évolué de façon opposée, avec une diminution de 1,4 % par an en moyenne dans le secteur industriel (- 10,5 % pour la seule année 2009), contre une augmentation de 2,5 % par an dans le secteur résidentiel-tertiaire.

Fort de ce constat, votre rapporteur s'est particulièrement intéressé à l'évolution de la consommation de ce secteur, dont il faut rappeler qu'avec 300 TWh en 2010, il représente à lui seul plus des deux tiers (68 %) de la consommation finale d'électricité en France, contre 58 % en 1990 et moins de la moitié en 1980.

Certes, cette forte croissance du secteur résidentiel-tertiaire peut s'expliquer par plusieurs facteurs, tels que l'accroissement de la population, la baisse du nombre de personnes par ménage ou le dynamisme du secteur tertiaire. Cependant, plusieurs personnes auditionnées ont souhaité attirer particulièrement l'attention de votre commission sur l'évolution, au sein du secteur résidentiel-tertiaire, de la consommation d'électricité spécifique.

La consommation d'électricité spécifique est la consommation d'électricité dans des usages pour lesquels elle ne pourrait être remplacée par aucune autre source d'énergie, tels l'éclairage, les appareils électrodomestiques ou l'audiovisuel, à l'inverse de ses usages thermiques, pour lesquels il est possible de leur substituer du gaz naturel par exemple.

Source : CEREN (graphique Sénat)

M. Benjamin Dessus, président de Global Chance, a rappelé à votre commission lors de son audition la place prépondérante qu'occupe l'électricité spécifique dans la consommation du secteur résidentiel-tertiaire : « Les applications thermiques, c'est-à-dire le chauffage et l'eau chaude, représentent au total à peine 40 % de la consommation d'électricité » ; « Au contraire, les applications de l'électricité considérées comme spécifiques, par exemple l'éclairage, la production de froid, les moteurs, les appareils domestiques, les équipements audiovisuels, la télévision ou l'ADSL, représentent 61 % de la consommation. ». Et de conclure : « C'est donc là que se situe le problème. »

Si l'on regarde plus précisément à l'intérieur du secteur résidentiel-tertiaire, on constate que l'électricité spécifique représente environ 50 % de la consommation électrique du secteur résidentiel, et 75 % de celle du secteur tertiaire.

De son côté, M. Jean-Marc Jancovici, ingénieur-conseil, a insisté auprès de votre commission sur l'évolution de cette consommation : « la consommation d'électricité qui augmente le plus vite aujourd'hui dans les bâtiments n'est pas celle qui est liée au chauffage, mais celle qui sert à faire fonctionner tout le reste : les machines qui montent et qui descendent, qui cuisent, qui refroidissent, qui tournent, qui retransmettent des tas d'images extraordinaires ».

En effet, la croissance du poste « électricité spécifique » à l'intérieur du secteur résidentiel-tertiaire est particulièrement importante. Entre 1990 et 2009, elle est passée de 100 TWh/an à 168 TWh/an, soit 68 % d'augmentation. Dans le même temps, la consommation de l'ensemble du secteur passait de 177 TWh/an à 276 TWh/an (plus 56 %) : la consommation d'électricité spécifique explique donc à elle seule 69 % de la hausse.

À l'intérieur du secteur résidentiel-tertiaire, la croissance de la consommation d'électricité spécifique est beaucoup plus forte dans le secteur résidentiel (plus 85 % entre 1990 et 2009) que dans le secteur tertiaire (plus 55 %).

Ainsi, toute réflexion sur la maîtrise de la demande d'électricité ou sur la recherche de gisements d'économies d'électricité ne peut être menée sans avoir à l'esprit qu'au sein du secteur le plus consommateur d'électricité et qui connaît la croissance la plus forte - le secteur résidentiel-tertiaire - la consommation qui connaît la plus grande croissance est celle d'électricité spécifique.

b) Un phénomène encore mal quantifié mais dont les causes sont bien identifiées

Une étude détaillée de la consommation d'électricité spécifique du secteur résidentiel-tertiaire est rendue difficile par le peu de données disponibles.

Ainsi, on ne dispose pas d'une décomposition précise, par usage, de cette consommation dans le seul secteur tertiaire, malgré l'existence d'études précises menées sur des cas spécifiques, comme sur l'éclairage d'un ensemble de bureaux81(*).

On pourra retenir l'évaluation qu'en a faite l'association Global Chance, dans son cahier de janvier 2010, sans disposer pour autant d'éléments de comparaison antérieurs, et donc sans pourvoir étudier l'évolution des différents postes de consommation. Selon l'association, la consommation d'électricité spécifique se répartit ainsi : 30 % pour les équipements de bureau, 30 % pour l'éclairage public, 13 % pour la climatisation, 9 % pour le froid et 19 % au titre d'autres consommations (ascenseurs, lavage, usages spécifiques à l'artisanat). Global Chance souligne que le poste climatisation connaît une croissance très rapide depuis une dizaine d'années.

La consommation des centres de données

Un centre de données est une installation regroupant des serveurs et leurs équipements liés - onduleurs, stockage, matériel réseau - ainsi que les équipements permettant leur refroidissement, qui représentent une part importante de la consommation totale : pour 1 kW consommé par un serveur, il faut consommer au moins 1 autre kW pour dissiper la chaleur82(*).

Le développement d'Internet a conduit à la multiplication de ces centres de données et leur nombre ne cesse de se multiplier. Le Data center knowledge estimait ainsi en 2011 que Google possédait 900 000 serveurs, contre 450 000 en 2006. Cette tendance à la hausse ne pourra que se confirmer avec l'essor du « cloud computing » - l'informatique dans le nuage -, qui consiste à déporter sur des serveurs des informations ou des traitements informatiques traditionnellement localisés sur le poste de l'utilisateur. L'association Greenpeace estimait récemment83(*) que la quantité de données numériques circulant sur Internet devrait être multipliée par 50 entre 2012 et 2020.

En 2007, un rapport au Congrès américain84(*) évaluait que la consommation des centres de données informatiques représentait 1,5 % de la consommation globale du pays en 2006, c'est-à-dire l'équivalent de la consommation de l'industrie automobile, aéronautique et navale cumulées. Il s'inquiétait également que les besoins en électricité de ces centres de données aient plus que doublé entre 2000 et 2005. Plus récemment, M. Jonathan G. Koomey, professeur à Standford, estimait85(*) que cette croissance avait ralenti entre 2005 et 2010, la consommation électrique des serveurs aux États-Unis ayant progressé de 36 % entre ces deux dates ; celle-ci représente tout de même entre 1,7 et 2,2 % de la consommation électrique américaine.

En France, le rapport Breuil86(*), réalisé pour le ministère de l'Environnement, indiquait une consommation du parc de serveurs (y compris la climatisation) de 4 TWh pour 2008, soit près de 1 % de la consommation électrique. Contactée par votre rapporteur, l'ADEME lui a indiqué qu'on se situerait aujourd'hui plutôt autour de 8 TWh.

À l'échelon européen, la Commission européenne a lancé un code de bonne conduite sur l'efficacité énergétique des centres de données et estimé que les 7 millions de serveurs installés en Europe consommeraient 40 TWh par an.

Du côté de la consommation d'électricité spécifique dans le secteur résidentiel, c'est-à-dire chez les ménages, il existe des données permettant d'appréhender au niveau le plus fin cette consommation.

Une première campagne de mesures sur la consommation électrodomestique des ménages a eu lieu en Suède en 1992. En France, la première grande campagne - la campagne CIEL - a eu lieu en 1994, à l'initiative d'EDF et de l'ADEME, avec le soutien de la Commission européenne. Un peu plus de dix ans plus tard, une nouvelle campagne de mesures a été lancée - le projet REMODECE -, toujours financé par EDF, l'ADEME et la Commission européenne.

La comparaison de ces deux études, datant de 1995 et de 2007, ainsi que les études complémentaires menées par les cabinets ICE et Enertech87(*), permettent donc d'avoir une vision dynamique de la consommation d'électricité spécifique des ménages et de voir se dessiner certaines tendances et certains comportements.

(1) Des postes pour lesquels la consommation diminue globalement de façon significative : les appareils électroménagers et l'éclairage

Les postes « froid alimentaire » (réfrigérateur et congélateur) et « lavage » (lave-linge et lave-vaisselle) ont un impact important sur la consommation globale des ménages, du fait du poids de leur consommation - ils représentent environ un tiers de la consommation moyenne d'un logement hors usages thermiques - et d'un taux d'équipement très élevé - 100 % des foyers ont un réfrigérateur, 50 % un congélateur, 95 % un lave-linge et 53 % un lave-vaisselle.

(a) Une amélioration sensible des performances des équipements

On peut se réjouir qu'entre 1995 et 2007, des progrès importants aient été accomplis : les performances intrinsèques de ces équipements se sont fortement améliorées et les parcs d'appareils ont connu un basculement plus ou moins rapide vers les classes les plus performantes. C'est ainsi qu'en 2007, 20 % des ventes de réfrigérateurs se sont faites en classe A+ et A++, 72 % en classe A, 8 % en classe B mais aucune en classe C. Au final, sur la période, la consommation moyenne annuelle du parc a diminué de près de 40 % pour le poste froid alimentaire, de 28 % pour les lave-linge, et de 3 % pour les lave-vaisselle.

Le basculement, plus ou moins rapide, du parc vers les classes plus performantes peut être mis en lien avec l'adoption de la directive cadre n° 92/75/CEE du 22 septembre 1992 - transposée en droit français en 1994 - imposant un étiquetage énergétique de certains appareils électroménagers. C'est ainsi que l'on constate, dès la deuxième moitié des années 1990, une diminution de la consommation du poste « froid alimentaire », premier poste impacté par l'obligation d'étiquetage. La Directive 96/57/EC du Parlement européen et du Conseil est allée plus loin en introduisant un seuil minimum de rendement énergétique pour les réfrigérateurs et congélateurs ménagers, les appareils des catégories G, F, E et parfois D, ne pouvant plus être mis en vente.

(b) Un impact parfois atténué par un important « effet rebond »

Il faut cependant souligner que les résultats obtenus ont été bien inférieurs à ce qui aurait été possible, du fait d'un « effet rebond » significatif. Celui-ci survient lorsque l'usager d'un équipement, dont l'efficacité énergétique a été améliorée, modifie son comportement en augmentant le service demandé, ce qui se traduit par une augmentation de la consommation d'électricité, qui vient réduire voire annuler les économies réalisées.

Ainsi, alors que la consommation par cycle chaud sur un lave-vaisselle diminuait de 23 % entre 1999 et 2007, le nombre hebdomadaire de cycles augmentait de 32 %. La diminution réelle de la consommation n'a donc été que de 3 %. De même, la consommation moyenne des réfrigérateurs-congélateurs a diminué de 36 %, mais, dans le même temps, le volume des compartiments réfrigérateur et congélateur augmentait respectivement de 13 % et 24 %.

Concernant l'éclairage, qui représente 13 % de la consommation électrique moyenne d'un logement (hors usage thermique), Enertech estime qu'entre 1995 et 2003 elle a diminué de 22 %. Ce résultat peut sans doute, dans ce cas, aussi être lié à la réglementation, qui a prévu entre 2009 et 2012 la disparition progressive des ampoules à incandescence. Dès 2009, celles de 100 W disparaissaient des rayons, puis celles de 75 W en 2010 et enfin celles de 60 W en 2011.

Ces ampoules sont remplacées par des ampoules basse consommation, qui ont une durée de vie 8 à 10 fois supérieure tout en consommant 4 à 5 fois moins d'énergie. Le taux d'équipement des ménages en ampoules basse consommation est encore bas - environ 10 % - ce qui laisse une marge de progression importante.

(2) L'explosion du poste « audiovisuel »

Le poste « audiovisuel », qui représente en 2010 environ 20 % de la consommation électrique des ménages hors usages thermiques, a sensiblement évolué entre 1995 (étude CIEL) et 2007 (étude REMODECE).

Tout d'abord, le parc de télévisions a connu une évolution technologique significative, avec l'arrivée des écrans plats - essentiellement LCD et plasma - totalement absents en 1995. En 2012, le groupe Gfk estime que 77 % des foyers français sont équipés d'un écran plat. Ce changement de technologie s'est accompagné d'une augmentation de la taille des diagonales : en moyenne, Enertech a observé lors de son étude qu'un téléviseur principal à tube cathodique (CRT) faisait 70 cm de diagonale, contre 79 cm pour un écran à cristaux liquides LCD et 109 cm pour un écran plasma.

On trouve donc un premier facteur de croissance de la consommation électrique dans l'augmentation de la diagonale des écrans. À cela s'ajoute le fait que les technologies LCD et plasma sont plus consommatrices par cm² que la technologie CRT : plus 16 % pour les LCD et plus 37 % pour le plasma. Enfin, un troisième facteur, indépendant des équipements, est venu s'ajouter aux précédents : une hausse de 15 % de la durée d'utilisation.

S'ajoutent aux téléviseurs, de nombreux périphériques audiovisuels, parmi lesquels on peut retenir que les lecteurs de DVD consomment deux fois moins que les magnétoscopes actuels, qui consomment eux-mêmes trois fois moins qu'en 1990. En revanche, du côté des consoles de jeu, on remarque que la nouvelle génération consomme de l'ordre de 8 fois plus que la génération précédente.

Au final, Enertech constate une véritable explosion de la consommation électrique du poste audiovisuel, en progression de 78 % sur dix ans, notamment du fait des téléviseurs qui ont multiplié par 2,2 leur consommation.

On retiendra également que le poste « audiovisuel » participe à l'augmentation de la puissance appelée en pointe (cf. infra), notamment le soir, comme le montre la courbe de charge ci-dessous, qui présente un appel de puissance important en milieu et fin de journée.

(3) L'apparition de la bureautique domestique

L'apparition d'un poste « informatique » dans la consommation électrique des ménages est une des grandes nouveautés de ces dix dernières années, et son développement est extrêmement rapide : en 1996, moins de 15 % des ménages, en France métropolitaine, étaient équipés d'un micro-ordinateur, contre 45 % en 2004 et 67 % en 2009.

Faute de mesure lors de la campagne CIEL de 1995, on ne peut étudier l'évolution de cette consommation chez les ménages. Néanmoins, à partir d'une comparaison avec une campagne menée dans le secteur tertiaire, Enertech estime que la puissance électrique appelée par les unités centrales des ordinateurs a augmenté de 74 % en à peine 4 ans. D'autre part, l'informatique a connu, comme le poste audiovisuel, un équipement massif en écrans plats - 30 % seulement des écrans de l'échantillon Enertech étaient des écrans CRT - et une augmentation de la taille de leur diagonale.

Les ordinateurs portables se distinguent par leur faible consommation, au regard des ordinateurs fixes. Ainsi, dans l'étude d'Enertech, les portables principaux consommaient 5,6 fois moins que les ordinateurs fixes et leur écran88(*). Cette moindre consommation est, sans doute, à lier à la nécessité d'optimiser la consommation des portables, pour améliorer leur autonomie.

Au total, le poste informatique, qui comprend également de nombreux périphériques tels que les « box » Internet ou les imprimantes, représente aujourd'hui 7 % de la consommation électrique d'un ménage, hors usages thermiques.

On pourra enfin ajouter que d'autres usages, non pris en compte dans les campagnes de mesures, sont en train de se développer, et notamment l'utilisation de smartphones, qui nécessitent de fréquentes recharges.

Tout en se réjouissant du développement des nouvelles technologies de l'information et de la communication, votre commission s'inquiète de voir progresser aussi vite la consommation électrique spécifique des ménages et considère indispensable une évolution de la réglementation dans ce domaine (cf. infra).

2. Le problème très français de la « pointe électrique »
a) Qu'est-ce que la « pointe électrique » ?

Par définition, la pointe de consommation d'électricité est la consommation la plus élevée observée sur une zone au cours d'une période donnée.

En matière électrique, on observe une fluctuation importante de la consommation au cours du temps, en fonction des besoins des utilisateurs, qui sont largement dictés par l'alternance jour/nuit, par le rythme des saisons, ainsi que par le rythme des activités domestiques et économiques et par les comportements des ménages.

(1) Des cycles horaires infra-journaliers très saisonnalisés

Les deux graphiques ci-dessous permettent de visualiser la variation de la consommation d'électricité en France au cours de trois journées types, représentatives de chaque période de l'année : les jeudi 27 et dimanche 30 mai pour l'été, les mercredi 13 et dimanche 10 octobre pour les saisons intermédiaires et les mercredi 8 et dimanche 12 décembre pour l'hiver. Le premier graphique correspond aux trois jours ouvrables, le second aux trois dimanches.

Source : Données RTE (graphique Sénat)

Ces deux graphiques permettent, tout d'abord, de constater une évolution importante de la consommation à l'intérieur d'une même journée.

Les jours ouvrables, la consommation augmente rapidement en début de matinée (entre 6 et 8 heures), du fait de la concentration du redémarrage des activités domestiques et économiques. Elle continue à augmenter jusqu'à atteindre un premier pic vers midi, puis décroît lentement jusqu'au jour suivant, ce mouvement de baisse étant interrompu par un premier pic autour de 19 heures, heure à laquelle se superposent les activités tertiaires finissantes, le pic d'activité des transports en commun et la reprise des activités domestiques, puis par un second pic autour de 23 heures, correspondant au déclenchement des usages asservis au tarif heures creuses. Comme l'expliquait à votre commission M. Dominique Maillard, président du directoire de RTE : « en l'espace d'une heure, entre 18 heures 30 et 19 heures 30, la consommation peut varier de 2 000 mégawatts à 3 000 mégawatts, simplement par un effet de concentration des usages ».

Les jours non ouvrés, la montée en puissance du matin est plus tardive et plus lente, tandis que le creux de l'après-midi est plus marqué, du fait d'une activité économique moins importante, les établissements industriels étant la plupart du temps fermés en fin de semaine et les commerces le dimanche. Les pointes de 19 heures et 23 heures, en revanche, demeurent, dans la mesure où elles sont liées aux activités domestiques.

(2) Les autres facteurs : aléas climatiques et spécificités locales

À ces éléments s'ajoutent des aléas plus difficilement prévisibles, comme la nébulosité. M. Dominique Maillard expliquait à votre commission qu'un « nuage sur Paris, c'est quelquefois 500 mégawatts de plus en éclairage ».

Les différentes dates choisies permettent également d'illustrer les variations saisonnières. Certains usages saisonniers viennent s'ajouter aux usages annuels mentionnés ci-dessus. Il s'agit notamment de l'éclairage, dont il est fait usage de façon plus importante en automne et en hiver et qui contribue à la montée en puissance du matin et à la pointe de 19 heures. Il s'agit également du chauffage électrique, dont l'appel en puissance est naturellement fortement corrélé aux fluctuations des températures. En revanche, la France ne connaît pas - ou du moins pas encore - de pointe d'été du fait de la climatisation, contrairement à ce qui a pu être observé dans certains états du sud des États-Unis.

Il est important de garder à l'esprit ces deux aspects - variations intra journalières et saisonnières - quand on veut agir sur la pointe de consommation électrique, car des mesures prises pour réduire une de ces composantes n'a pas forcément d'effet sur l'autre.

Enfin, il est à souligner qu'au cours de son audition devant votre commission, Mme Michèle Bellon, présidente du directoire d'ERDF, a élargi la notion de pointe à la problématique de la pointe locale : « les demandes de consommation et les productions sont réparties sur tout le territoire, ce qui conduit à chaque niveau du réseau, aussi bien pour les 2 200 postes sources qui sont les interfaces avec le réseau de transport, que pour nos 750 000 postes de transformation moyenne et basse tension, à des pointes spécifiques et différenciées découlant de la diversité des usages des clients raccordés. Selon que vous vivez dans une région industrielle ou balnéaire, une station de sports d'hiver ou une zone très irriguée, les pointes ne sont pas concomitantes. ». Et de conclure : « Toute approche en la matière doit donc intégrer la complexité entre l'échelon national et l'échelon local ».

b) La croissance préoccupante de la pointe électrique française

Au cours de ses auditions, votre commission s'est vue maintes fois alertée sur la progression très rapide de la pointe de consommation électrique en France.

Le graphique ci-contre permet d'apprécier cette évolution de la puissance maximale appelée au cours de l'année, de 2000 à 201289(*).

Source : RTE (graphique Sénat)

On constate une croissance quasiment ininterrompue, la pointe maximale étant passée de 72 389 MW en 2000 à 102 098 MW en 2012, soit une augmentation de 40 % en 12 ans (plus 25 % en 10 ans).

Si l'on regarde les 50 records de puissance appelée sur cette même période, on observe une concentration sur les quatre dernières années, qui traduit une banalisation des niveaux de consommation auparavant exceptionnels : 9 de ces records ont eu lieu en 2009, 21 en 2010, 5 en 2011 et 15 au cours des trois premiers mois de 2012. De même, le record de 2000 a été dépassé 78 fois au cours de l'année 2011 et 116 fois au cours de l'année 2010.

Cette importance de la pointe est une particularité française. M. Pierre Radanne, expert des questions énergétiques et écologiques, expliquait ainsi lors de son audition : « Au moment de la vague de froid qu'a subie notre pays, j'ai contacté Réseau de transport d'électricité, RTE, pour connaître la part de la France dans la pointe de consommation d'électricité de l'Europe des Vingt-Huit. Cette quotité correspond à la moitié. »

La pointe électrique en Allemagne, en Espagne et au Royaume-Uni

Le problème de la gestion de la pointe de demande d'électricité se pose évidemment aussi à nos voisins européens, mais avec moins d'acuité qu'en France.

En effet, on constate tout d'abord que la pointe de nos voisins est « moins pointue » : 100 GW en France pour 65 millions d'habitants, contre 81 GW en Allemagne pour 82 millions d'habitants, 44 GW en Espagne pour 46 millions d'habitants et 60 GW au Royaume-Uni pour 62 millions d'habitants.

Si l'on ramène cette puissance appelée en pointe à la population - ce qui ne tient pas compte des différences de consommation industrielle ou tertiaire -, on constate que l'Allemagne, l'Espagne et le Royaume-Uni ont un niveau assez proche, autour de 1 kW par habitant. De son côté, la France atteint plus de 1,5 kW par habitant.

Source : DG Trésor et Eurostat, graphique Sénat

D'autre part, on constate également que la progression de la pointe est moins forte chez nos voisins. Ainsi, la pointe de consommation en Allemagne et au Royaume-Uni a crû dans ces deux pays de 5 % environ entre 2000 et 2012, contre 40 % en France.

Le graphique ci-après illustre l'évolution de la demande de pointe en Allemagne ; il montre notamment qu'il est prévu que celle-ci soit pratiquement au même niveau en 2020 par rapport à aujourd'hui.

Demande de pointe et marge réelle disponible en Allemagne

Ces différences peuvent notamment s'expliquer par la moindre diffusion du chauffage électrique : en Allemagne l'électricité représente 5 % de la consommation d'énergie de chauffage, soit 3 Mtep, et 20 % de la consommation d'eau chaude sanitaire, soit 1,3 Mtep.

(1) Une conséquence de l'importance du chauffage électrique mais aussi de la diffusion des usages spécifiques

La cause de cette importance de la pointe de consommation électrique française est notamment à chercher dans le développement du chauffage électrique, du moins pour sa composante saisonnière. Comme le rappelait devant votre commission Mme Sophia Majnoni d'Intignano, chargée des questions nucléaires pour Greenpeace France, ce mode de chauffage est aujourd'hui présent « dans 30 % des logements français et dans 60 % des logements neufs ».

Plus précisément, M. Maillard expliquait devant votre commission : « Notre pays a connu un développement important des usages thermiques de l'électricité - du chauffage électrique -, notamment pour la consommation domestique. Cela entraîne une forte sensibilité de la consommation d'électricité à la température. À l'heure actuelle, on considère que cette sensibilité est de 2 300 mégawatts par degré en moins : 10° C de moins que la température normale saisonnière, cela représente 23 000 mégawatts de plus de consommation, avant mesures d'effacement et d'incitation. »

Si l'on se réfère aux chiffres de RTE, la part thermosensible de la consommation a représenté, en moyenne, 40 % de la consommation lors de la vague de froid de février 2012. La thermosensibilité de la France constitue à elle seule quasiment la moitié de celle des autres pays européens. Elle est de 5 000 MW/°C au niveau européen, et donc de 2 300 MW/°C en France, contre 600 MW/°C en Grande-Bretagne, 500 MW/°C en Allemagne et 300 MW/°C en Italie. La moindre sensibilité électrique de nos voisins se traduit, en revanche, par une pointe sur la consommation en gaz, qui peut se traduire par des tensions d'approvisionnement, comme le rappelait M. Maillard : « Leur consommation de gaz présente une forte sensibilité à la température. Vous vous souvenez peut-être, d'ailleurs, que durant la première quinzaine du mois de février, lors de la vague de froid, Gazprom s'était estimé dans l'incapacité d'assurer la fourniture de gaz à l'Union européenne. »

Concernant la variation de la consommation au sein d'une même journée, on rappellera à nouveau le rôle de l'éclairage et le développement des usages audiovisuels et informatiques dans les ménages, dont la courbe de charge se concentre autour du déjeuner et surtout de 19 heures à 22 heures.

La pointe du 8 février 2012

La vague de froid exceptionnelle qu'a connue la France du 1er au 13 février 2012 se situe parmi les trois plus importantes des trente dernières années, et parmi les cinq depuis 1947. Les températures moyennes journalières brutes ont alors été d'environ -4° C.

La pointe de consommation observée s'est située à 102,1 GW, dépassant pour la première fois le seuil symbolique des 100 GW. Sur les trois jours les plus froids, la consommation a été supérieure, pendant 18 heures, à la pointe de 2010, notamment autour de 19 heures, mais également sur la plage horaire comprise entre 8 heures et 14 heures.

Le parc nucléaire a assuré près de 60 GW en bande, couvrant ainsi entre 58 % et 70 % de la demande. Les ENR hors hydraulique ont produit entre 2,5 et 4,5 MW, couvrant entre 2 % et 5 % de la demande. La production fossile a couvert entre 15 et 20 % de la demande et la production hydraulique, y compris les stations de pompage, entre 6,5 et 14 MW.

Les importations ont permis de satisfaire la demande restante : entre 3,5 et 7,5 MW, majoritairement importés d'Allemagne. Compte tenu de la faiblesse de la production éolienne allemande pendant cette période et dans le contexte de l'arrêt des réacteurs, les moyens de production fossiles ont été fortement sollicités pour réaliser ces exports vers la France.

(2) L'impact contrasté des nouveaux modes de consommation sur la pointe

En ce qui concerne les prévisions d'évolution de la pointe électrique, on peut se réjouir que la disparition progressive des ampoules à incandescence ait déjà permis de diminuer l'appel de puissance de l'éclairage et estimer que cette baisse se poursuivra. Dans l'édition 2011 de son « Bilan prévisionnel de l'équilibre offre-demande d'électricité en France », RTE chiffre à 2,2 GW cette réduction de la pointe à l'horizon 2030 dans son scenario référence.

Le développement attendu des pompes à chaleur et la croissance de la part du chauffage électrique contribueront à augmenter la demande. Le développement du véhicule électrique pourrait poser un problème au réseau en l'absence de tout signal tarifaire, ce qui pourrait conduire les utilisateurs à recharger leur véhicule le matin en arrivant sur leur lieu de travail puis le soir en rentrant chez eux. RTE retient cependant l'hypothèse d'une incitation tarifaire, grâce à laquelle 40 % du million de véhicules électriques qu'elle prévoit en 2020 seraient rechargés en heures creuses.

Enfin, le développement des chauffe-eau solaires pourrait, paradoxalement, augmenter la demande de pointe, dans la mesure où le réseau électrique sera sollicité dans les périodes où ils ne pourront pas fonctionner suffisamment, c'est-à-dire en hiver notamment.

Au final, dans son scenario « référence », RTE prévoit une pointe à une chance sur dix - c'est-à-dire qui a une chance sur 10 d'être dépassée au moins 1 heure dans l'hiver, ou autrement dit qui survient dans des conditions climatiques qui ne se présentent en moyenne que tous les dix ans - de 103,6 GW en 2015, 107,3 GW en 2020 et 113,2 GW en 2030 (préalablement à toute mesure d'effacement).

c) Les problèmes posés par une pointe « extrêmement pointue »

Le fait d'avoir « une pointe extrêmement pointue », pour reprendre les termes employés devant votre commission par M. Pierre Bivas, président de Voltalis, est une source d'inefficience et d'effets externes négatifs.

(1) Une source importante d'émission de CO2

Le système de production français s'inscrit dans une logique de stratification : en deçà d'une demande minimale, la base, seules les centrales nucléaires, les installations d'hydraulique au fil de l'eau et certaines centrales thermiques à charbon fonctionnent. Au-delà, on fait appel à la production hydraulique de pointe, c'est-à-dire avec un réservoir, puis à la production thermique, notamment à base de gaz naturel, et enfin aux centrales au fioul.

Il en résulte une forte variation horo-saisonnière du contenu carbone d'un kilowatt-heure électrique livré sur le réseau, selon qu'il a été produit à partir d'une centrale nucléaire ou d'une éolienne, ou d'une centrale thermique à charbon.

Dans une étude de 200590(*), l'ADEME et EDF s'étaient intéressés au contenu moyen en CO2 par usage sur la base de l'historique : elle aboutissait à un résultat de 40 g/kWh pour les usages de base, 60 g/kWh pour les usages intermittents, 100 g/kWh pour l'éclairage et 180 g/kWh pour le chauffage électrique. Le bilan carbone du mix électrique français est donc beaucoup plus chargé en période de pointe.

(2) Un facteur de surdimensionnement des moyens de production et de non-rentabilité des installations marginales

Source : RTE (graphique Sénat)

Le graphique ci-dessus représente le monotone de consommation électrique, au cours de l'année 2011 : la courbe représente la puissance appelée pour chacune des 8 760 heures de l'année, chaque heure étant classée par ordre décroissant. Elle permet d'illustrer la variation de la consommation au cours d'une année et de déterminer la durée pendant laquelle une puissance donnée a été appelée. Par exemple, on observe qu'en 2011, la puissance appelée a été supérieure à 50 GW pendant 5 000 heures.

Plus précisément, on observe que la puissance maximale appelée varie entre un maximum de 91,8 GW et un minimum de 31,3 GW. Dans le détail, la puissance appelée a été supérieure à 40 GW 90 % du temps, supérieure à 50 GW un peu plus de 60 % du temps, supérieure à 60 GW 30 % du temps, supérieure à 70 GW un peu plus de 10 % du temps, supérieure à 80 GW 2 % du temps et même supérieure à 85 GW 0,7 % du temps, soit 62,5 heures dans l'année. Les 17 derniers GW sont appelés moins de 500 heures par an.

Or, comme le rappelait devant votre commission M. Bivas, « c'est la pointe qui dimensionne l'ensemble de l'infrastructure : c'est en fonction de cette pointe qu'on détermine le nombre de centrales et de réseaux à construire ». Cette conséquence, du fait que l'électricité ne se stocke que très difficilement, interroge sur l'efficience économique de l'investissement dans des capacités de production et dans une capacité d'acheminement qui ne fonctionnent que quelques heures par an. Elle pose en tout cas concrètement la question de la viabilité financière de ces installations, largement sous-utilisées.

Celles-ci bénéficient certes d'un prix du mégawatt-heure beaucoup plus élevé au cours des périodes de pointe que lors du reste de l'année. Lors de son audition M. Maillard rappelait à votre commission que « le prix moyen de production est à peu près de 50 euros, mais que le prix de l'électricité peut varier entre moins 200 euros et plus 3 000 euros. » Le 9 février dernier, les prix horaires ont tourné autour de 1 000 €/MWh pendant plusieurs heures le matin, atteignant même 1 938,5 €/MWh à 10h.

Mais cette rémunération plus élevée ne suffit pas à elle seule à rentabiliser des installations pourtant indispensables. M. Fabien Choné, directeur général de Direct énergie, déclarait ainsi devant votre commission : « La centrale [à cycle combiné gaz] de Pont-sur-Sambre, qui est l'une des toutes premières de sa catégorie en France et que tout le monde reconnaît comme absolument nécessaire, est aujourd'hui en faillite [...], alors même que le fonctionnement de cette centrale, qui a fourni plus de 400 mégawatts pendant les pointes de consommation, a permis de surmonter les pics de demande de cet hiver ». 

Ainsi, la pointe électrique pose à la fois le problème des émissions de CO2 qu'elle suscite et le problème des investissements qu'elle rend nécessaire, ainsi que de leur rentabilité économique.

La gestion de la pointe passe par différentes solutions qui seront abordées ultérieurement dans ce rapport, mais on peut déjà citer la mise en place d'un marché de capacité, prévu par la loi NOME. Celui-ci devrait permettre d'augmenter la rentabilité des centrales de pointe, le développement de l'effacement de consommation, dont le modèle de rémunération est encore à définir mais passe aussi par le marché de capacité, et l'essor des smart grids, ou « réseaux intelligents », qui permettront de réduire la consommation et de lisser la pointe, ainsi que les économies d'énergie.

Le développement du véhicule électrique

Dans sa « programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité pour la période 2009-2020 », le Gouvernement Fillon a posé l'hypothèse d'un parc de 100 000 véhicules électriques en 2015 et de un million en 2020. L'énergie électrique consommée chaque année par le parc sera alors de 2,5 TWh, en se basant sur une consommation moyenne des véhicules de 25 kWh aux 100 km et une distance moyenne parcourue de 10 000 km par an. Cela représentera 0,5 % de la demande électrique annuelle française en 2020.

Ce Gouvernement a estimé que dans l'hypothèse où seul un tiers des véhicules seraient rechargés simultanément, on pouvait s'attendre à une puissance instantanée appelée de l'ordre de 1 GW.

Au-delà des coûts de développement du réseau (cf. infra), si l'on veut s'assurer que les véhicules électriques seront réellement des véhicules décarbonés, la gestion des modalités de leur recharge s'avèrera capitale. En effet, comme on l'a vu, un rechargement des véhicules électriques en période de pointe impliquerait la consommation d'une électricité produite à partir d'énergies fossiles, et donc émettrices de CO2.

Cette question de la gestion de la recharge des véhicules électriques a notamment été traitée par le sénateur Louis Nègre, en avril 2011, dans son « livret vert sur les infrastructures de recharge ouvertes au public pour les véhicules décarbonés ».

Le sénateur y insiste sur la nécessité de « se donner les moyens de gérer intelligemment la charge du véhicule », ce qui passera notamment par des solutions techniques permettant le dialogue entre le véhicule et sa borne de rechargement91(*), afin d'optimiser celui-ci.

Cela passe également par une incitation tarifaire adéquate. M. Nègre propose dans son livre vert que le consommateur achète un service de recharge et non une fourniture d'électricité, facturée au kWh. Ce service de recharge serait modulable selon la durée de stationnement, l'heure de la journée et la puissance de charge, afin de refléter l'ensemble des coûts supportés par le réseau.

Par ailleurs, on peut rappeler que parmi les véhicules électriques, à côté de ceux à batterie évoqués précédemment, se trouvent les véhicules à pile à combustible, qui utilisent l'hydrogène comme carburant. Facilement stockable et transportable, l'hydrogène offre une certaine souplesse ; il pose en revanche la question des moyens utilisés pour le produire. Sur ce point, l'utilisation de l'électricité d'origine renouvelable, qui sera surabondante à certains moments, pour produire de l'hydrogène qui sera ensuite consommé dans des véhicules, offre des perspectives intéressantes de stockage de l'énergie, qui seront abordées ultérieurement dans ce rapport.

B. L'ENTRÉE DANS UNE PHASE D'INVESTISSEMENT - OU DE RÉINVESTISSEMENT - LOURD À TOUS LES NIVEAUX

M. Philippe Lowe, directeur général de l'énergie à la Commission européenne, a considéré devant la délégation de votre commission, lors de son déplacement à Bruxelles, que la période où la France avait des prix de l'électricité très bas grâce au nucléaire était en passe de prendre fin avec la reprise nécessaire des investissements, et que la France allait se retrouver dans une situation comparable en termes de coûts à celle des autres pays européens, avec, toutefois, l'atout que constitue une source d'énergie non émettrice de gaz à effet de serre dès lors que l'on en maîtrise la sécurité.

1. Des coûts nucléaires en hausse durable ?

De fait, le prix de l'électricité n'a pas toujours été aussi bas en France, en comparaison avec les autres pays : alors que la situation française était comparable à celle de l'Union européenne au milieu des années 1990, le prix du kWh a nettement augmenté dans les autres pays alors qu'il baissait légèrement en France, sauf au cours de ces dernières années.

Les évolutions concernant le coût de l'électricité nucléaire, au cours des années à venir, tiendront probablement à deux éléments :

- les investissements de maintenance sur le parc nucléaire existant ;

- la construction et l'entrée en service, prévue pour 2016, d'une centrale dite de troisième génération, l'EPR de Flamanville.

a) Des investissements conséquents en perspective parmi lesquels il est difficile de faire la part de la maintenance, de la sécurité ou de la prolongation de la durée de fonctionnement des centrales

Les investissements relatifs au parc nucléaire existant correspondront aux améliorations de la sécurité des centrales demandées par l'Autorité de sûreté nucléaire après les accidents de Fukushima, mais aussi à un programme de maintenance déjà mis au point par EDF avant ces accidents.

(1) La nécessaire reprise des investissements de maintenance

Une reprise des investissements de maintenance sur le parc nucléaire était de toute manière nécessaire. La Cour des comptes a pointé le niveau insuffisant de ces investissements au début des années 2000, source de baisse de performance et d'avaries qui provoquent des arrêts non programmés des centrales nucléaires. Ainsi le taux de disponibilité92(*), qui était de 83,6 % en 2006, a ainsi chuté à 78 % en 2009 pour augmenter légèrement depuis.

Or, le taux de disponibilité est un paramètre stratégique dans une industrie aussi fortement capitalistique que l'industrie nucléaire, car la production d'électricité et, par conséquent, les revenus sont en proportion directe du nombre d'heures pendant lesquelles le réacteur est en fonctionnement. À titre de comparaison, le coefficient de disponibilité des réacteurs de technologie proche (eau pressurisée) était en 2009 et 2010 de 89 à 90 % aux États-Unis, de 80 à 86 % en Allemagne et de 77 à 82 % au Japon.

EDF a, d'ores et déjà, repris les investissements de maintenance, dont le montant est passé en euros constants de 584 millions d'euros en 2003 à 1 748 millions en 2010. Ces dépenses devraient encore augmenter de 50 % de 2010 à 2013, en raison notamment du remplacement des générateurs de vapeur des réacteurs de 900 MW. Il faut y ajouter des dépenses de maintenance qui ne sont pas considérées comme de l'investissement, mais comme des consommations externes (essentiellement par recours à la sous-traitance). Ces dépenses étaient de 1 466 millions d'euros en 2010.

(2) Le « grand carénage » et les compléments de sécurité

Avant janvier 2012, l'exploitant avait déjà indiqué qu'il comptait mener un programme d'investissement ambitieux, estimé à 50 milliards d'euros en janvier 2011. Ce programme inclut, selon le rapport de la Cour des comptes, le remplacement de gros composants (dont les générateurs de vapeur), des opérations de mise aux normes incendie, l'accroissement de la capacité des piscines d'entreposage de combustible, des améliorations dont la nécessité est apparue lors de la canicule de 2003 et des projets hors bâtiments nucléaires.

La Cour des comptes a fait observer que cette somme représente un montant annuel moyen d'investissements de maintenance de 3,3 milliards d'euros, soit un quasi-doublement du montant de 2010, déjà en forte hausse. L'estimation des investissements de maintenance est même de 4,5 milliards d'euros par an dans les cinq prochaines années, selon les éléments apportés à votre commission par la direction générale de l'énergie et du climat (DGEC).


· Ce programme de 50 milliards d'euros a encore été complété après la publication de l'avis de l'ASN du 3 janvier 2012 sur les évaluations complémentaires de sûreté93(*). M. Henri Proglio, président d'EDF, a indiqué à votre commission lors de son audition que le coût des travaux de sûreté post-Fukushima était estimé à 10 milliards d'euros, mais que ces travaux étaient pour moitié déjà prévus par le plan élaboré antérieurement : le nouveau chiffrage des travaux d'investissements à prévoir sur le parc actuel serait donc de 55 milliards d'euros.

EDF, interrogé par votre rapporteur, a indiqué que « ce premier chiffrage reste encore soumis à de nombreuses incertitudes, notamment en termes de coûts et de planning de déploiement ».

« Plus précisément, ces 55 Md€ d'investissements peuvent se répartir en :

- environ 10 Md€ au titre de Fukushima, dont 5 Md€ étaient déjà prévus dans la trajectoire initiale (...) ;

- environ 20 Md€ au titre de la rénovation des gros composants (générateurs de vapeur, alternateurs, transformateurs, condenseurs, rotors de la turbine, etc.) ;

- environ 15 Md€ au titre des investissements réalisés en visite décennale au-delà des rubriques précédentes (par exemple : modernisation du contrôle-commande, diverses modifications d'amélioration de la sûreté au titre des réexamens décennaux réglementaires, modifications pour amélioration des performances d'exploitation, etc.) ;

- environ 10 Md€ au titre des autres projets « patrimoniaux » (par exemple la protection incendie, les dispositions propres aux situations de « grand chaud », le traitement de risques environnementaux, etc.) et au titre de l'exploitation et de la maintenance courante du parc (pièces de rechange, immobilier tertiaire, actifs mobiles, etc.).

Une partie de ces investissements est bien entendu nécessaire, même en cas d'arrêt à 40 ans : par exemple, les investissements d'exploitation et de maintenance courante, la rénovation de certains gros composants, et vraisemblablement la majeure partie des dispositions post-Fukushima. »

(Source : EDF.)

(3) Des coûts supplémentaires à prendre en compte

Si ce montant est considérable, il conduit selon la Cour des comptes à un renchérissement d'environ 5 € / MWh du coût de production de l'électricité nucléaire, faisant passer le coût courant économique de celle-ci de 49,5 € / MWh à 54 € / MWh environ.

Votre commission constate donc que les investissements prévus pour la maintenance et le renforcement de la sécurité, si le chiffrage prévu par l'opérateur se vérifie, ne modifient pas fondamentalement la rentabilité de l'électricité nucléaire par rapport aux autres moyens de production.

Votre commission s'interroge toutefois sur le pari que semble faire EDF : ces investissements, égaux aux trois quarts du coût de construction historique des centrales (72,9 milliards d'euros selon la Cour des comptes94(*)) se placent, en effet, dans la perspective de la prolongation des centrales nucléaires. M. Proglio a indiqué clairement aux membres de votre commission que « ces investissements comprennent une large rénovation, sorte de « grand carénage », indispensable à l'approche des trente ans de fonctionnement. Une fois cette rénovation réalisée, les centrales pourront fonctionner pendant trente nouvelles années, sans préjuger, bien sûr, des avis qui nous sont délivrés tous les dix ans par l'ASN. »

Ainsi ces travaux ne produiront-ils véritablement leur effet sur le plan économique qu'à condition que la durée d'exploitation des centrales soit effectivement prolongée au-delà de trente ans : il s'agit d'une forme de pari économique, l'Autorité de sûreté nucléaire ou l'autorité politique pouvant en décider autrement.

b) L'augmentation du coût de l'EPR : difficultés normales des « têtes de série » ou hausse structurelle des coûts de la filière nucléaire ?

Le second facteur potentiel de hausse du coût de production moyen de l'électricité nucléaire est le renforcement du parc de production par un nouveau type de réacteur : l'EPR (European Pressurized Reactor), dont un exemplaire est en cours de construction sur le site de Flamanville (Manche).

L'EPR : une évolution importante des réacteurs actuels

Conçu en partenariat entre la France et l'Allemagne, l'EPR est un réacteur à eau pressurisée, héritier des réacteurs français de type N4 (Chooz, Civaux) et des réacteurs allemands de type KONVOI (6 tranches en exploitation).

Il ne s'agit donc pas d'une rupture technologique au même titre que les futurs réacteurs à neutrons rapides de 4génération, mais d'une évolution importante qui intègre des améliorations de performance et de sécurité :

- une puissance de 1 650 MW ;

- des systèmes de sauvegarde conçus sur la base d'une quadruple redondance ;

- un économiseur axial dans chaque générateur de vapeur procurant un gain important en pression vapeur et contribuant ainsi à augmenter le rendement énergétique ;

- un coeur entouré d'un réflecteur de neutrons favorisant une meilleure utilisation du combustible et protégeant la cuve contre le phénomène de vieillissement dû à l'irradiation ;

- une coque externe, recouvrant le bâtiment réacteur, le bâtiment combustible, et 2 des 4 bâtiments de sauvegarde, assure une protection renforcée contre la chute d'un avion commercial lourd ou militaire ;

- un compartiment spécifique, situé à l'intérieur de l'enceinte de confinement, destiné à recueillir automatiquement le coeur fondu, en cas d'un accident grave ;

- un système de contrôle-commande numérique, une interface homme-machine conviviale et une salle de commande entièrement informatisée. 

(Source : Areva)

Quatre réacteurs de type EPR sont actuellement en construction : Olkiluoto 3 (Finlande, depuis 2005), Flamanville 3 (France, depuis 2007), Taishan 1 et 2 (Chine, depuis 2009). Les deux premiers chantiers ont connu des retards importants par rapport au calendrier prévu à l'origine. Un second projet d'EPR en France concerne le site de Penly.

(1) Un coût de l'électricité produite par le premier EPR a priori élevé

La Cour des comptes, faute d'éléments d'évaluation fiables qui permettraient de conduire une analyse précise, demeure à juste titre prudente au sujet du coût de l'électricité produite par le futur EPR de Flamanville 3.

Le coût de construction, estimé en 2008 par EDF à 4 milliards d'euros pour une durée de construction de 4 années et demie, a été révisé par l'exploitant à 5 milliards en 2010, puis à 6 milliards en juillet 2011 pour une mise en service en 2016 (soit une durée totale de neuf années environ avant première commercialisation de l'électricité produite).

Prenant en compte l'évolution de ces coûts, ainsi que l'augmentation des intérêts intercalaires qui résulterait de l'accroissement des délais, la Cour des comptes évoque donc le chiffre de 70 à 90 € / MWh pour le coût de production, ce qui placerait l'EPR de Flamanville dans une situation de coût comparable, sinon supérieur, à l'éolien terrestre. Mme Michèle Pappalardo, lors de son audition devant votre commission, a toutefois bien souligné qu'il ne s'agissait pas d'un chiffre validé par la Cour. Il se fonde sur l'hypothèse d'un taux d'utilisation de 90 % (contre 78 à 85 % environ pour le parc actuel, selon les années) et de coûts de production moins importants que ceux des centrales actuelles.

EDF a indiqué à votre rapporteur ne pas contester la fourchette avancée par la Cour des comptes, qui est cohérente avec le coût de construction et le planning de Flamanville 3, tout en précisant que ce coût ne représentait pas le coût de production d'un EPR « industrialisé ».

(2) Des interrogations sur la compétitivité à long terme de l'EPR

Dans la mesure où le coût prévu pour l'électricité produite par l'EPR de Flamanville, déjà élevé, est soumis à d'importantes incertitudes, il est nécessaire de s'interroger sur la compétitivité à long terme de la filière nucléaire, dans le cas où la technologie de l'EPR serait retenue pour remplacer à terme une part importante du parc nucléaire actuel.

Votre commission constate, par ailleurs, qu'au Royaume-Uni, les producteurs d'électricité nucléaire, en particulier EDF Energy, souhaitent entrer dans une logique de tarif d'achat garanti comparable à celui des énergies renouvelables, alors que la technologie est censée être mature et compétitive, et s'interroge sur le caractère très paradoxal de cette démarche.

Dans ce cadre, EDF, s'il est retenu, pourrait construire deux centrales de type EPR. Le prix, lorsqu'il sera fixé, sera le résultat d'une négociation commerciale et, comme l'a souligné M. Henri Proglio devant la commission d'enquête, ne correspondra donc pas directement au coût de production de l'électricité à partir d'EPR.

On peut toutefois estimer que, résultant d'un choix de l'autorité publique, il donnerait une indication sur la compétitivité de l'EPR par rapport à d'autres sources de production. M. Claude Turmes, député européen et rapporteur de plusieurs directives ou règlements relatifs au secteur de l'énergie, a considéré devant votre délégation que le prix garanti, demandé par les opérateurs dans le cadre de cet appel d'offres, pourrait être de l'ordre de 90 à 110 € / MWh, de sorte que les grandes installations photovoltaïques seraient dès lors quasiment compétitives. Ce prix garanti serait nécessaire pour les opérateurs en raison, notamment, du développement des énergies renouvelables : le retour sur investissement des centrales conventionnelles serait plus difficile parce que le réseau ferait moins souvent appel à elles. Un grand quotidien britannique a d'ailleurs indiqué que le coût de construction de deux EPR sur le site de Hinkley Point pourrait s'élever à 14 milliards de livres, ce qui renchérirait considérablement le coût de l'électricité produite95(*).

Votre commission n'est pas en mesure de conclure de manière définitive sur une question où les incertitudes seront encore longtemps nombreuses. Elle peut toutefois formuler quelques observations.


· En premier lieu, l'augmentation des coûts et des délais de construction de l'EPR de Flamanville résulte d'une prévision quelque peu optimiste à l'origine : les nouveautés techniques de l'EPR et l'intervalle assez long pendant lequel aucun chantier nucléaire n'avait été lancé en France, auraient pu faire comprendre dès le début qu'un tel chantier, de plus, contraint par un site géographique difficile entre falaise et mer, pourrait difficilement se réaliser en quatre années et demie.


· En second lieu, si la décision de construire un parc important d'EPR en France était prise, une baisse des coûts paraît pouvoir être attendue. C'est ce point qui est examiné dans le paragraphe suivant.

(3) La prise en compte des effets d'apprentissage

Selon les opérateurs, on peut effectivement escompter des gains de productivité substantiels pour d'éventuels autres EPR :

- le chantier actuel devrait aider à reconstituer le savoir-faire industriel nucléaire, après plusieurs années passées sans chantier de ce type en France ;

- l'une des causes majeures de retard du chantier a résidé dans les structures de génie civil spécifiques à l'EPR dont l'objectif est d'empêcher tout rejet radioactif à l'extérieur ou dans le sol en cas de fusion du coeur. L'ASN a ainsi dû arrêter à deux reprises le chantier en raison de problèmes de bétonnage96(*). Le retour d'expérience devrait permettre de faciliter la construction de ces structures à l'avenir ;

- certains coûts pourraient être économisés en construisant les EPR par paires sur un même site, comme cela a été fait de manière systématique pour le parc actuel de 58 réacteurs.

M. Luc Oursel, président d'Areva, a décrit les effets du retour d'expérience entre le premier chantier d'EPR, celui d'Olkiluoto en Finlande, et les derniers chantiers entamés à Taishan, en Chine : le nombre d'heures d'ingénierie dépensées sur la chaudière nucléaire aurait diminué de près de 60 %, tandis que la durée de fabrication des gros composants en Bourgogne était réduite de 40 % pour les générateurs de vapeur et de 25 % pour les cuves de réacteurs.

M. Oursel a justifié devant la commission d'enquête son estimation d'un coût de production de 50 à 60 € / MWh par plusieurs éléments : un taux de disponibilité de 92 % (des opérations de maintenance pourraient en effet être menées sans arrêter le réacteur), une puissance supérieure permettant un meilleur amortissement des coûts fixes d'exploitation, une consommation de combustible inférieure aux générations précédentes et une durée d'exploitation prévue dès l'origine pour 60 ans, contre 40 ans pour les derniers réacteurs construits.

Les retards du premier chantier d'EPR en Finlande

Dans le cadre de ses travaux, votre rapporteur a été amené à s'intéresser au chantier d'Olkiluoto 3 en Finlande, qui a été le premier projet d'EPR lancé dans le monde. Il a constaté que trois éléments en avaient retardé les travaux :

- l'adaptation au processus finlandais d'approbation des solutions prévues par le maître d'oeuvre ;

- des relations difficiles entre le consortium AREVA-Siemens et les sous-traitants ;

- les difficultés liées aux travaux de génie civil, notamment pour la production de béton.

Areva a ainsi annoncé une nouvelle dotation aux provisions de 220 millions d'euros en 2011 (après 367 millions d'euros en 2010), liée aux risques du chantier d'Olkiluoto97(*).

De plus, des contentieux opposent AREVA au consortium TVO, consortium finlandais qui a commandé l'EPR, ce qui pourrait entraîner des coûts supplémentaires à l'avenir.

Or, votre rapporteur note que certaines des difficultés rencontrées en Finlande se sont reproduites sur le chantier de Flamanville.

L'évolution du chantier de Taishan 1 démontre certes que, avec une maîtrise et une expérience du génie civil nucléaire telles que celles dont font preuve les entreprises chinoises, le respect des délais est possible. Votre rapporteur souligne toutefois que les retards subis dans l'approbation des documents techniques et, plus généralement, les relations avec l'autorité de sûreté nucléaire finlandaise, s'ils représentent un coût financier en termes de provisions, sont aussi le signe de l'attention très grande que porte la Finlande à la qualité des travaux et au respect des règles de sécurité. Il ne faut pas s'attendre, en France, à des économies sur le coût de la sûreté, l'ASN ayant, fort heureusement, déjà montré sur le chantier de Flamanville son haut niveau d'exigence en la matière.

À l'inverse, votre commission observe que la réévaluation des conditions de sécurité après l'accident de Fukushima, survenu alors que le chantier de l'EPR de Flamanville était déjà bien avancé, aura des conséquences sur le coût de construction de toute centrale nucléaire, et donc sur l'EPR de Flamanville et ses successeurs éventuels.


· Votre commission constate que la courbe d'évolution des coûts entre la « tête de série » et les réacteurs suivants est complexe.

Si l'on considère l'ensemble du parc existant, on constate que le coût du mégawatt installé a considérablement progressé au cours du temps. Inférieur à 1 000 000 € / MW installé pour les premiers réacteurs, il a atteint 1 400 000 € / MW pour les quatre derniers (Chooz et Civaux).

On peut, toutefois, considérer séparément chacun des paliers technologiques, puisqu'il s'agit d'étudier la différence de coût entre le premier EPR et les réacteurs suivants de même technologie. On constate alors que, si quasiment chaque palier a été plus coûteux que le précédent, on a bien constaté une baisse des coûts au sein de chacun d'entre eux, à l'exception du premier :

Palier

Coût des deux premiers réacteurs mis en service
(milliers € / MW)

Coût moyen des réacteurs suivants
(milliers € / MW)

CP0 (6 réacteurs)

836

893 (+ 7 %)

CPY (28 réacteurs)

1 191

1 078 (- 9 %)

P4 (8 réacteurs)

1 531

1 190 (- 20 %)

P'4 (12 réacteurs)

1 358

1 191 (- 22 %)

N4 (4 réacteurs)

1 635

1 251 (- 24 %)

Calculs Sénat, à partir des données fournies par la Cour des comptes, p. 22 et 23.

Le paramètre de base pourrait donc bien être le coût de construction complet du premier EPR.

Enfin, il convient de noter que le coût de construction de l'EPR de Flamanville n'a pas été intégré par la Cour des comptes dans le coût de production actuel de l'électricité nucléaire, car le coût courant économique, chiffré à 49,5 € / MWh, est construit à partir des coûts du parc de production actuel.

Toutefois, les frais sont déjà largement engagés et la mise en service commerciale devrait avoir lieu, sauf nouveau délai, en 2016. La Commission de régulation de l'énergie, considérant dans sa délibération du 5 mai 2011 la question de l'inclusion des travaux de renforcement de la sécurité98(*), estimait d'ailleurs que ces investissements devraient être répercutés dans le prix de l'électricité au fur et à mesure de leurs engagements.

Il pourrait donc être utile d'examiner à quel moment les coûts liés à l'EPR de Flamanville devraient être pris en compte dans le prix de l'électricité. Il s'agirait d'un choix à portée principalement pédagogique : l'impact sur le prix serait, en effet, limité puisque la production de l'EPR de Flamanville ne représentera qu'environ 3 % de la production nucléaire nationale.

c) Synthèse sur l'évolution des coûts

Votre rapporteur a souhaité, selon le principe de prudence, regrouper dans le tableau ci-dessous l'ensemble des coûts qui pourraient s'ajouter au coût de production électronucléaire calculé par la Cour des comptes, en retenant les hypothèses hautes, mais plausibles, qui pourraient se réaliser.

Votre rapporteur rappelle que ces coûts s'ajouteraient au coût de l'électricité nucléaire estimé par la Cour des comptes à 54 € / MWh environ, compte tenu du programme de maintenance annoncé par EDF.

Dans le cas du renouvellement du parc nucléaire, ces coûts s'ajouteraient au coût de l'électricité produit par EPR. En poursuivant un raisonnement fondé sur la réalisation des hypothèses hautes, ce coût de départ pourrait être de 90 € / MWh pour le premier EPR, soit 75 € / MWh pour les EPR suivants si l'on retient un effet d'apprentissage de 15 à 20 % comme pour les paliers précédents du parc nucléaire français (voir supra).

Les coûts à ajouter peuvent être regroupés en trois catégories :

 

Surcoût annuel en millions d'euros

Surcoût en € / MWh

Les coûts incertains :

Démantèlement (hypothèse d'un doublement du devis99(*))

+ 1 500 M€

+ 2,46 € / MWh

Gestion des combustibles usés et des déchets (hypothèse du dernier devis présenté par l'ANDRA)100(*)

+ 200 M€

+ 0,49 € / MWh

Les coûts inconnus :

Stockage des matières radioactives « valorisables »

(hypothèse d'un coût de quelques milliards d'euros réparti sur 10 ans)101(*)

de l'ordre de quelques dizaines de millions d'euros

impact sans doute faible

Externalités (environnement, santé humaine, géopolitique...)

non chiffrable

non chiffrable

Les coûts dont l'inclusion dans le prix de l'électricité dépendent de choix de politique publique ou des opérateurs :

Recherche publique102(*)

+ 2 900 M€

+ 7,11 € / MWh

Sécurité, sûreté, transparence (coûts publics)103(*)

+ 230 M€

+ 0,56 € / MWh

Assurance du coût d'un accident majeur104(*)

+ 4 010 M€

+ 9,83 € / MWh

Taux d'actualisation : hypothèse d'un passage de 5 % à 4 %105(*)

+ 162 M€

+ 0,40 € / MWh

Calculs Sénat

2. Énergies renouvelables : un développement rapide payé au prix fort

Comme cela a été exposé précédemment, la part de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelable a crû depuis le début des années 2000 et est appelée à croître encore sensiblement d'ici à 2020 (27 % au lieu de 15 % en 2010).

Le présent rapport ne saurait se dispenser de l'examen des conséquences financières de cette évolution.

Faute de temps et de moyens, votre commission n'a pu mener, pour chaque filière, un travail comparable à celui de la Cour des comptes sur la production nucléaire. Du reste, même si une telle démarche avait pu être engagée, la vitesse des mutations de certaines de ces filières aurait probablement rendu une telle étude caduque à brève échéance.

Dès lors, votre rapporteur s'est attaché, au cours de ses travaux, à croiser les sources et à dresser un état des lieux simple et pédagogique sur un sujet passionnel, que le débat public n'aborde souvent, hélas, que de manière superficielle voire caricaturale - alors même que les données chiffrées de base font relativement consensus.

Un distinguo doit évidemment être fait selon les différentes filières, celles-ci présentant des degrés de maturité différents.

a) Des régimes tarifaires éminemment instables

La base de l'analyse des coûts de ces énergies est, bien entendu, leur régime tarifaire.

Découlant des principes définis par l'article 10 de la loi n° 2000-08 du 10 février 2000 (codifié aux articles L. 314-1 à L. 314-13 du code de l'énergie), ces tarifs, fixés par arrêtés ministériels spécifiques par filières après avis du Conseil supérieur de l'énergie et de la CRE, doivent « assurer une rentabilité normale aux investissements » de production d'électricité d'origine renouvelable. Interrogé sur ce point par votre rapporteur, M. Philippe de Ladoucette, président de la CRE, a précisé que, lorsqu'il est saisi pour avis, le régulateur compare le taux rentabilité interne du capital investi après impôts (TRI projet) avec le coût moyen pondéré du capital, qui est estimé à 5,1 % sur la base du coût du capital moyen d'un échantillon d'entreprises du secteur des énergies renouvelables.

Les arrêtés tarifaires initiaux ont été pris en 2001, 2002 et 2003. De nouvelles conditions d'achat de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables ont été validées au cours des années 2006, 2007, 2009 et 2010 pour certaines filières.

Le tableau ci-après retrace les conditions actuellement applicables à chaque filière ainsi que, le cas échéant, les principales évolutions de ces dernières années.

Filières

Arrêtés régissant l'achat de l'électricité

Durée des
contrats

Exemples de tarifs pour les installations mises en service à la date de parution des arrêtés

Hydraulique

1er mars 2007

20 ans


· 6,07 c€/kWh
+ prime comprise entre 0,5 et 2,5 pour les petites installations + prime comprise entre 0 et 1,68 c€/kWh en hiver selon la régularité de la production


· 15
c€/kWh pour énergie hydraulique des mers (houlomotrice, marémotrice ou hydrocinétique)

25 juin 2001
(abrogé)

20 ans

5,49 à 6,1 c€/kWh (36 à 40 cF/kWh) selon la puissance + prime comprise entre 0 et 1,52 c€/kWh (10 cF/kWh) en hiver selon régularité de la production

Géothermie

Arrêté du 23 juillet 2010

15 ans


· Métropole : 20 c€/kWh, + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 8 c€/kWh


· DOM : 13 c€/kWh, + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 3 c€/kWh

10 juillet 2006
(abrogé)

15 ans


· Métropole : 12 c€/kWh, + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 3 c€/kWh


· DOM : 10 c€/kWh , + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 3 c€/kWh

13 mars 2002
(abrogé)

15 ans

7,62 c€/kWh (50 cF/kWh) + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh (2 cF/kWh)

Énergie éolienne

17 novembre 2008

 


· éolien terrestre : 8,2 c€/kWh pendant 10 ans, puis entre 2,8 et 8,2 c€/kWh pendant 5 ans selon les sites.


· éolien en mer : 13 c€/kWh pendant 10 ans, puis entre 3 et 13 c€/kWh pendant 10 ans selon les sites.

10 juillet 2006
(abrogé)

15 ans (terrestre)

20 ans
(en mer)


· éolien terrestre : 8,2 c€/kWh pendant 10 ans, puis entre 2,8 et 8,2 c€/kWh pendant 5 ans selon les sites.


· éolien en mer : 13 c€/kWh pendant 10 ans, puis entre 3 et 13 c€/kWh pendant 10 ans selon les sites.

8 juin 2001
(abrogé)

15 ans

8,38 c€/kWh (55 cF/kWh) pendant 5 ans, puis 3,05 à 8,38 c€/kWh (20 à 55 cF/kWh) pendant 10 ans selon les sites

Photovoltaïque

4 mars 2011

20 ans

Tarifs applicables aux projets dont la demande de raccordement a été envoyée avant le 1er juillet 2011 :


· installations intégrées au bâti : 46 c€/kWh, 40,6, 40,25 ou 35,2 selon l'usage du bâtiment et la puissance de l'installation


· installations intégrées simplifiées au bâti : 30,35 ou 28,85 c€/kWh


· autres installations : 12 c€/kWh

Tarifs applicables aux projets dont la demande de raccordement est envoyée entre le 1er juillet et le 30 septembre 2011 :


· installations intégrées au bâti : 42,55 c€/kWh, 37,23, 36,74 ou 31,85 selon l'usage du bâtiment et la puissance de l'installation


· installations intégrées simplifiées au bâti : 26,09 ou 27,46 c€/kWh


· autres installations : 11,688 c€/kWh 

31 août 2010
(abrogé)

20 ans


· installations intégrées au bâti : 58 c€/kWh, 51 c€/kWh ou 44 c€/kh selon l'usage du bâtiment et la puissance de l'installation


· installations intégrées simplifiées au bâti : 37 c€/kWh


· autres installations : DOM, Mayotte : 35.2 c€/kWh ; Métropole : 27.6 c€/kWh modulé de +0% à +20% selon l'ensoleillement moyen de la zone d'implantation.

12 janvier 2010

et arrêté modificatif du 15 janvier 2010
(abrogé)

20 ans


· installations intégrées au bâti : 58 c€/kWh ou 50 c€/kWh selon l'usage du bâtiment


· installations intégrées simplifiées au bâti : 42 c€/kWh.


· autres installations : DOM, Mayotte : 40 c€/kWh ; Métropole : 31.4 c€/kWh modulé de +0% à +20% selon l'ensoleillement moyen de la zone d'implantation.

10 juillet 2006
(abrogé)

20 ans


· Métropole : 30 c€/kWh, + prime d'intégration au bâti de 25 c€/kWh

 


· Corse, DOM, Mayotte : 40 c€/kWh, + prime d'intégration au bâti de 15 c€/kWh.

Cogénération

31 juillet 2001

12 ans

6,1 à 9,15 c€/kWh (40 et 60 cF/kWh) environ en fonction du prix du gaz, de la durée de fonctionnement et de la puissance

Déchets ménagers sauf biogaz

2 octobre 2001

15 ans

4,5 à 5 c€/kWh (29,5 à 32,8 cF/kWh) + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh (2 cF/kWh)

Combustion de matières non fossiles végétales et animales (biomasse)

27 janvier 2011

20 ans

4,34 c€/kWh auquel s'ajoute une prime comprise entre 7,71 et 12,53 c€/kWh attribuée selon des critères de puissance, de ressources utilisées et d'efficacité énergétique. Le niveau de la prime est calculé en fonction de cette dernière

28 décembre 2009
(abrogé)

20 ans

4,5 c€/kWh auquel s'ajoute une prime comprise entre 8 et 13 c€/kWh attribuée selon des critères de puissance, de ressources utilisées et d'efficacité énergétique. Le niveau de la prime est calculé en fonction de cette dernière

Combustion de matières non fossiles végétales (biomasse)

27 janvier 2011

20 ans

4,34 c€/kWh auquel s'ajoute une prime comprise entre 7,71 et 12,53 c€/kWh attribuée selon des critères de puissance, de ressources utilisées et d'efficacité énergétique. Le niveau de la prime est calculé en fonction de cette dernière

28 décembre 2009
(abrogé)

20 ans

4,5 c€/kWh auquel s'ajoute une prime comprise entre 8 et 13 c€/kWh attribuée selon des critères de puissance, de ressources utilisées et d'efficacité énergétique. Le niveau de la prime est calculé en fonction de cette dernière

16 avril 2002
(abrogé)

15 ans

4,9 c€/kWh (32,1 cF/kWh) + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et de 1,2 c€/kWh (7,8 cF/kWh)

Déchets animaux bruts ou transformés (farines animales)

27 janvier 2011

20 ans

4,34 c€/kWh auquel s'ajoute une prime comprise entre 7,71 et 12,53 c€/kWh attribuée selon des critères de puissance, de ressources utilisées et d'efficacité énergétique. Le niveau de la prime est calculé en fonction de cette dernière

28 décembre 2009
(abrogé)

20 ans

4,5 c€/kWh auquel s'ajoute une prime comprise entre 8 et 13 c€/kWh attribuée selon des critères de puissance, de ressources utilisées et d'efficacité énergétique. Le niveau de la prime est calculé en fonction de cette dernière

13 mars 2002
(abrogé)

15 ans

4,5 à 5 c€/kWh (29,5 à 32,8 cF/kWh) énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh

Biogaz issu des installations de stockage de déchets ménagers

19 mai 2011

15 ans

Tarif compris entre 8,121et 9,745 c€/kWh selon la puissance auquel s'ajoute une prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 4 c€/kWh

10 juillet 2006
(abrogé)

15 ans

entre 7,5 et 9 c€/kWh selon la puissance, + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 3 c€/kWh

3 octobre 2001
(abrogé)
(valable pour le biogaz de décharge uniquement)

15 ans

4,5 à 5,72 c€/kWh (29,5 à 37,5 cF/kWh) selon la puissance + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 0,3 c€/kWh (2 cF/kWh)

Biogaz issu d'autres sources (déchets organiques agricoles...)

19 mai 2011

15 ans

Tarif compris entre 11,19 et 13,37 c€/kWh selon la puissance auquel s'ajoutent une prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 4 c€/kWh et une prime pour le traitement d'effluent d'élevage comprise entre 0 et 2,6 c€/kWh

10 juillet 2006
(abrogé)

15 ans

entre 7,5 et 9 c€/kWh selon la puissance, + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 3 c€/kWh, + prime à la méthanisation de 2 c€/kWh.

13 mars 2002
(abrogé)

15 ans

4,6 c€/kWh (30,2 cF/kWh) + prime à l'efficacité énergétique comprise entre 0 et 1,2 c€/kWh (7,8 cF/kWh)

Autres installations de puissance inférieure à 36kVA

13 mars 2002

15 ans

7,87 à 9,60 c€/kWh (51,6 à 63 cF/kWh) issu du tarif « bleu » aux clients domestiques

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

Ce tableau fait apparaître un fort contraste entre des filières dont les degrés de maturité sont très différents, de même que leurs conditions d'équilibre économique. Ainsi, un site de production d'électricité par biomasse n'aura véritablement de sens que s'il produit également de la chaleur (cogénération), ce qui n'est pas le cas d'un champ d'éoliennes.

En particulier, l'éolien terrestre apparaît d'ores et déjà comme une filière mature, compétitive par rapport à la plupart des filières non renouvelables et dont les coûts n'excèdent pas ceux des réacteurs nucléaires EPR actuellement en construction en Europe.

b) Le cas de la filière photovoltaïque ou les désastreux effets de tarifs mal calibrés

De nombreuses personnes auditionnées par votre commission ont souligné, parfois avec force, les dommages de plusieurs ordres occasionnés par le caractère trop « généreux » des anciens tarifs de rachat d'électricité d'origine photovoltaïque. On relève que tel a notamment été le cas de représentants de la filière elle-même (comme M. Jean-Louis Bal, président du Syndicat des énergies renouvelables) ainsi que de représentants associatifs (comme M. Benoît Faraco, chargé des questions de l'énergie pour la Fondation Nicolas Hulot pour la nature et l'homme ou encore le CLER, comité de liaison des énergies renouvelables).

De fait, la fixation en juillet 2006, de tarifs de rachat très élevés (cf. supra, ces tarifs atteignaient 550 euros/MWh en incluant une « prime d'intégration au bâti ») et, davantage encore, leur non-révision pendant des années (et même leur augmentation début 2010) ont entraîné un très important « effet d'aubaine » sur la filière. Celui-ci a été renforcé par :

- d'une part, la possibilité, jusqu'en 2010, de cumuler ce mécanisme avec d'autres dispositifs fiscaux d'incitation à l'investissement106(*).

- d'autre part, la baisse des coûts d'investissement (non prise en compte dans les tarifs).

Ce dernier point est d'une importance particulière s'agissant d'une filière dans laquelle les coûts d'investissement sont très largement prépondérants, comme les données fournies à votre rapporteur par Enerplan, l'association professionnelle de l'énergie solaire, reprises dans les deux tableaux suivants, l'illustrent bien. Ils montrent que pour une production annuelle de 1,2 kWh/Wc (c'est-à-dire que les panneaux produisent chaque année 1,2 kilowatt-heure pour chaque watt-crête107(*) installé, soit un rendement un peu inférieur à 14 %), le total des charges d'exploitation annuelles de ces installations est compris entre 2 et 3 % des coûts d'investissement.

En €/Wc installé

Centrales au sol
(ex. 5MWc)

Centrales intégrées simplifiées (ex. 1MWc)

Centrales sur toitures (ex. 250kWc)

Centrales sur toitures particuliers (ex 9kWc)

Modules photovoltaïques

0,60

0,70

1,00

1,45

Structure

0,15

0,30

0,30

0,30

Lot électrique

0,40

0,50

0,50

0,50

Raccordement

0,15

0,15

0,25

0,25

Main d'oeuvre

0,30

0,35

0,50

0,50

Coût d'investissement

1,60

2,00

2,55

3,00

Source : Enerplan

En €/kWh produit

Centrales au sol
(ex. 5MWc)

Centrales intégrées simplifiées (ex. 1MWc)

Centrales sur toitures (ex. 250kWc)

Centrales sur toitures particuliers (ex 9kWc)

Charges de maintenance

0,02

0,04

0,03

0,02

Autres charges

0,01

0,02

0,04

0,04

Charges d'exploitation

0,04

0,06

0,07

0,06

Source : Enerplan

À l'inverse d'autres filières, la France a donc connu, pendant quelques années, une véritable « bulle » du photovoltaïque, objectivement favorisée par les pouvoirs publics.

Un tel développement a entraîné des conséquences de plusieurs ordres :

- du point de vue de la production d'électricité, l'essor du photovoltaïque est incontestable. Ainsi, selon Mme Michèle Bellon, présidente du directoire d'ERDF, « nous sommes d'ores et déjà bien au-delà de la programmation pluriannuelle des investissements ». Plus précisément, alors que la PPI était de 5 700 mégawatts de photovoltaïque en 2020, la dirigeante du distributeur prévoit que « nous sommes plutôt aujourd'hui sur une trajectoire de 8 000 mégawatts, [sans exclure] un engouement ou des mesures qui permettraient d'atteindre les 12 000 mégawatts ».

- du point de vue des tarifs, il est clair que cette augmentation aura des conséquences dans les années à venir, au fur et à mesure que la production correspondant aux contrats déjà signés montera en puissance. Interrogée par votre rapporteur, la CRE estime que « le coût déjà parti de la filière photovoltaïque en France continentale est de l'ordre de 1,8 milliard d'euros par an » (soit un coût d'achat de cette énergie de 2,1 milliards d'euros, dont il convient de déduire un coût évité de 300 millions d'euros au prix de marché), à rapporter à une production prévisionnelle de 4,6 TWh, soit 0,8 % de la production totale en 2011 ;

- du point de vue industriel enfin, l'essor soudain de la filière fin 2009 n'a pu être assumé par l'appareil productif national naissant, ce qui a favorisé l'arrivée de nouveaux producteurs sur le marché français, en particulier des Chinois108(*). La mise en place du moratoire a fortement déstabilisé ce secteur et plus particulièrement celui du marché des particuliers, constitué de très nombreuses petites entreprises et installateurs et représentant un très grand nombre d'emplois. On notera également la suspension par l'entreprise First Solar du projet de construction d'une usine de production à Blanquefort qui aurait permis la création de quelque 400 emplois.

Une brève histoire des dispositifs de rachat
de l'électricité d'origine photovoltaïque

Au vu de ce qui précède, votre rapporteur s'est penché sur le « cas d'école » que peut constituer l'histoire des dispositifs de rachat de production d'électricité photovoltaïque, où la volonté de trop bien faire, voire un « volontarisme » politique de court terme, a finalement conduit à la déstabilisation de toute une filière.

Les notes internes que votre rapporteur a pu examiner dans les bureaux de la Direction générale de l'énergie et du climat le 11 juin 2012, montrent que cette histoire s'est déroulée en plusieurs phases.

L'arrêté de juillet 2006 présentait une certaine logique afin de lancer une filière peu mature et répondant aux objectifs ambitieux que l'État venait de s'assigner au travers de la loi POPE de 2005.

Puis, assez vite, l'administration a envoyé des signaux de plus en plus insistants au ministre ou à son cabinet. En 2007 et en 2008, ces signaux visaient avant tout à prévenir la dénaturation du dispositif par l'utilisation habile de niches par certains opérateurs. Début 2009 cependant, le message s'est fait plus général et plus clair, une note de la DGEC en date du 10 avril soulignant que « l'emballement récent pour le photovoltaïque rend urgente la révision des tarifs ». Cette orientation n'est cependant pas immédiatement reprise par le niveau politique. Ainsi, le compte-rendu d'une réunion interministérielle du 7 mai 2009 montre que le représentant du ministère du développement durable avait plaidé pour une augmentation ou une modulation temporaire du tarif d'achat de l'électricité produite à partir du solaire.

Ensuite, une fois actée la nécessité de s'orienter vers une baisse du tarif de rachat, le processus de décision, de caractère relativement public, s'est révélé assez long. La préparation de l'arrêté tarifaire a débuté en septembre 2009, la transmission du projet à la CRE est intervenue en novembre. Enfin, plus d'un mois s'est écoulé entre la délibération du régulateur (3 décembre 2009), particulièrement claire quant à la nécessité de réduire la voilure et la signature de l'arrêté qui a procédé à une baisse uniforme des tarifs de 13 %, le 12 janvier 2010.

En conséquence, de nombreux professionnels, prévenus de la baisse à venir, ont concrétisé leur projet fin 2009, tout particulièrement en décembre, ce que montre le graphique suivant, tiré du rapport de l'inspection générale des finances dit « Charpin » et retraçant, en puissance, les demandes de contrats reçues par EDF obligation d'achat au titre du photovoltaïque entre 2006 et 2009.

Source : Inspection générale des finances

Une grande quantité de contrats a ainsi pu bénéficier, pour une durée de vingt ans, des derniers feux du tarif particulièrement attractif en vigueur jusqu'en janvier 2010.

Par la suite, le nouveau tarif, bien qu'initialement critiqué par les professionnels, n'a pu empêcher un nouveau gonflement des demandes en cours d'année 2010. C'est pourquoi, à la suite du rapport Charpin précité et pour éviter la formation d'une nouvelle bulle comparable à celle de décembre 2009, le Gouvernement de l'époque a prononcé, par un décret en date du 9 décembre 2010, un moratoire sur l'obligation d'achat d'électricité photovoltaïque.

Enfin, par un arrêté du 4 mars 2011, un nouveau cadre de régulation a été mis en place, visant à mieux contrôler les prix et les quantités des projets. Dans le détail :

- les installations de moins de 100 kW continuent de bénéficier d'un tarif d'achat régulé, mais ces tarifs ont été revus à la baisse et sont adaptés, chaque trimestre, en fonction du volume des demandes du trimestre précédent. À titre d'illustration, le tarif d'achat pour une installation de moins de 3 kWc intégrée au bâti et située sur un bâtiment à usage principal d'habitation est passé de 550 euros/MWh avant le 12 janvier 2010 à 370,6 euros/MWh depuis le 1er avril 2012 ;

- pour les installations de puissance comprise entre 100 kW et 250 kW, les projets sont sélectionnés selon une procédure d'appel d'offres simplifiée ;

- pour les installations de puissance supérieure à 250 kW, on applique une procédure d'appel d'offres classique.

L'enquête de la Cour des comptes annexée au présent rapport rend compte des résultats des premiers appels d'offres ainsi passés.

L'histoire du photovoltaïque français, qui n'est au fond pas pire que la situation qu'ont connue beaucoup de nos voisins (notamment l'Allemagne et l'Espagne) montre bien la nécessité de piloter de manière fine les dispositifs d'aide aux énergies renouvelables, notamment ceux qui fonctionnent à « guichet ouvert », comme les obligations d'achat à tarif préférentiel. Si ceux-ci sont indispensables pour faire émerger ces filières, une « générosité » mal contrôlée aboutit, in fine, à des à-coups sévères, dommageables à la fois aux professionnels et aux consommateurs

c) Le cas de l'éolien offshore : une opération a priori mieux maîtrisée

Ce panorama synthétique doit être complété par le résultat du récent appel d'offres relatif à l'éolien offshore.

Cet appel d'offres, lancé le 5 juillet 2011, portait sur une capacité maximale de 3 000 MW, répartie sur cinq lots de la façon suivante :

- Le Tréport (de 600 MW à 750 MW) ;

- Fécamp (de 480 MW à 500 MW) ;

- Courseulles-sur-Mer (de 420 MW à 500 MW) ;

- Saint-Brieuc (de 480 MW à 500 MW) ;

- Saint-Nazaire (de 420 MW à 750 MW).

En fin de processus, la CRE avait rendu un avis aux termes duquel quatre lots devaient être attribués à Éolien Maritime France, société dont les actionnaires principaux sont EDF Énergies nouvelles et le danois Dong Energy Power, le dernier devant être déclaré infructueux.

Au final, le Gouvernement de l'époque n'a bien attribué que quatre lots (le lot du Tréport n'ayant pas été attribué) : trois à Éolien Maritime France et le dernier (Saint-Brieuc) à Ailes Marines SAS, consortium détenu principalement par Areva et l'espagnol Iberdrola - l'exécutif justifiant son choix par des motifs industriels et économiques.

Les lots attribués représentent une puissance totale de 1 928 MW (assez loin des 3 000 MW envisagés, ce qui rend périlleux l'objectif de 6 000 MW installés d'ici à 2020).

Selon la CRE, le prix moyen de l'électricité résultant de ces appels d'offres sera de 226,5 euros/MWh en 2020.

Ce prix est très au-dessus des conditions pratiquées dans d'autres pays d'Europe. Ainsi, au Danemark, pays pionnier en matière d'éolien offshore, l'électricité produite par le parc éolien d'Anholt, qui doit voir le jour cette année, devrait être vendue par Dong à 140 €/MWh pour les 20 premiers TWh (soit environ douze années de production) avant d'être cédée au prix de marché, sans subvention. Si cet écart doit être relativisé du fait de la différence des sites, il pose néanmoins question.

d) L'éolien terrestre, une filière déjà compétitive

Ces exemples de technologies renouvelables encore coûteuses ne doivent pas occulter le fait que certaines filières proposent d'ores et déjà des prix sensiblement plus bas, en particulier la filière éolienne terrestre.

Comme rappelé précédemment, le tarif de rachat de l'électricité ainsi produite s'élève, aux termes de l'arrêté du 17 novembre 2008 toujours en vigueur :

- à 82 euros / MWh pour les dix premières années d'exploitation ;

- et à un tarif compris entre 28 euros / MWh et 82 euros / MWh pour les cinq années suivantes, en fonction de la « durée annuelle de fonctionnement de référence »109(*) des éoliennes. La formule précise est résumée dans le tableau ci-après.

Conditions d'achat en vigueur pour la filière éolienne terrestre

Durée annuelle de fonctionnement de référence

Tarif pour les dix premières années (€/MWh)

Tarif pour les cinq années suivantes (€/MWh)

2 400 heures et moins

82

82

Entre 2 400 et 2 800 heures

82

Interpolation linéaire

2 800 heures

82

68

Entre 2 800 et 3 600 heures

82

Interpolation linéaire

3 600 heures et plus

82

28

Source : arrêté du 17 novembre 2008 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent

Ce tableau montre bien que :

- dès à présent et même en début d'exploitation, l'électricité d'origine éolienne n'apparaît pas plus coûteuse que celle qui sera produite par le réacteur nucléaire de type EPR en construction sur le site de Flamanville (cf. supra) ;

- au bout de dix ans, pour les installations dont le rendement est le meilleur et la production la plus élevée, le tarif devrait baisser. Il n'est pas exclu que, dans certains cas, celui-ci puisse atteindre le niveau du prix de marché - évidemment difficile à prévoir à moyen et à long termes ;

au bout de quinze ans, l'équipement étant amorti, le producteur a vocation à s'insérer dans le marché. Le faible coût de l'exploitation devrait d'ailleurs l'y rendre compétitif.

De plus, à l'inverse de la filière nucléaire, dont l'augmentation régulière des coûts a été soulignée précédemment, des gains sont encore espérés à l'avenir, même si le potentiel est moindre sur une filière déjà mature comme l'éolien terrestre par rapport à d'autres technologies.

M. Jean-Louis Bal, président du syndicat des énergies renouvelables, n'a d'ailleurs pas caché à votre commission que le coût final de l'électricité d'origine éolienne dépend fortement de la durée de vie de ces installations - laquelle reste à confirmer à grande échelle. Ainsi, selon lui, le coût du mégawatt-heure éolien pourrait descendre à 70 euros si cette durée de vie était finalement de vingt ans.

Le tarif de rachat de l'électricité éolienne est-il juridiquement une aide d'État ?

Une affaire actuellement examinée par le Conseil d'État pourrait bouleverser le système tarifaire d'aide aux énergies renouvelables.

En effet, plusieurs parties opposées au développement de l'électricité éolienne, notamment l'association Vent de colère, ont déposé un recours afin que soit annulé l'arrêté du 17 novembre 2008 du ministre d'État, ministre de l'écologie, de l'énergie, du développement durable et de l'aménagement du territoire et de la ministre de l'économie, de l'industrie et de l'emploi d'alors fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent, ainsi que l'arrêté du 23 décembre 2008 le complétant.

Lors de l'audience du 12 mars 2012, le rapporteur public a conclu à l'annulation du système d'achat de l'électricité éolienne en raison de l'absence de notification à la Commission européenne au titre des aides d'État, en contravention avec l'article 107 du Traité sur le fonctionnement de l'Union européenne (ex-article 87 du traité CE).

Pour sa part, l'État a soutenu que l'arrêté tarifaire avait bien été communiqué à la Commission au même titre que les autres outils de soutien aux énergies renouvelables, notamment dans le cadre du Plan d'action national remis à l'été 2010.

Le 15 mai 2012, le Conseil d'État a sursis à statuer et saisi la Cour de justice de l'Union européenne (CJUE) afin qu'elle détermine si «compte tenu du changement de nature du financement de la compensation intégrale des surcoûts imposés à EDF et aux distributeurs non nationalisés (...), à raison de l'obligation d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent à un prix supérieur au prix de marché de cette électricité, ce mécanisme doit[...] désormais être regardé comme une intervention de l'État ou au moyen de ressources d'État ».

Votre rapporteur ne peut que souligner le fort enjeu entourant la réponse qui sera faite par la CJUE et le caractère préjudiciable de l'attente de la réponse de la Cour de Luxembourg.

Sans cadre clair et sécurisé, il est difficile d'espérer un fort développement de la filière éolienne au vu des investissements qu'elle exige, alors même qu'elle apparaît comme prometteuse pour l'avenir, y compris sur le plan tarifaire.

e) Au total, un renchérissement du prix de l'électricité dans le proche avenir...

Du point de vue du consommateur, il est clair que la politique de développement de la production d'électricité au moyen de source d'énergie renouvelable se traduira, dans un proche avenir, par une augmentation du prix unitaire de l'électricité, au travers d'une hausse de la CSPE.

En effet :

- d'une part, tous les tarifs d'achat demeurent, pour l'heure, supérieurs au prix de l'électricité sur le marché de gros, utilisé comme référence pour le calcul des charges de service public de l'électricité ;

- d'autre part, la loi de finances pour 2011 a prévu un mécanisme de rattrapage de la CSPE afin d'éviter que demeure l'écart constaté depuis cinq ans entre le niveau des charges et celui de la compensation. Votre rapporteur estime, d'ailleurs, qu'il n'est pas sain de faire peser sur un opérateur (EDF) des charges qui, aux termes de la loi, doivent être « intégralement » compensées.

En termes concrets, le chiffrage demeure un exercice difficile, ne serait-ce que parce que le niveau futur des prix de gros ne saurait être déterminé avec certitude.

Selon le tableau dressé par la Cour des comptes dans son enquête sur la CSPE réalisée à la demande de votre commission110(*), à partir des éléments que lui avaient fournis la CRE et la DGEC, l'évolution des charges et du déficit d'EDF pourrait être la suivante d'ici à 2020.

Estimation des charges et recettes de la CSPE

€ courant

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

CRE

Charges de l'année

2 686*

2 654

3 465

4 261

5 111

5 415

5 967

6 631

7 632

8 735

9 892

10 857

Contribution

4,5

4,5

8,1

9,7

13,5

16,5

19,5

19,5

19,5

20,4

23,4

26,4

Recettes de l'année

1 656

1 936

3 074

3 707

5 130

6 358

7 614

7 707

7 787

8 226

9 532

10 857

Déficit de l'année

1 031

719

391

547

-19

-943

-1 647

-1 076

-155

509

360

0

DGEC

Charges de l'année

2 661

2 654

3 741

4 237

4 740

4 903

5 262

5 656

6 249

7 121

8 398

9 935

Contribution

4,5

4,5

8,1

9,7

13,5

16,5

18,6

15,3

16

18,2

21,2

24,2

Source : ministère chargé de l'énergie, commission de régulation de l'énergie

* y compris les reliquats

- tous les chiffres sont en M€ sauf les lignes « contribution » qui sont en €/MWh

- les chiffres en italiques sont des estimations, les autres sont des réalisations

- charges de l'année : il s'agit des charges liées à la production d'électricité de l'année considérée

- le montant de la contribution est indiqué au 1er janvier de chaque année, sauf en 2011 et 2012 où il s'agit du montant moyen, compte tenu de l'augmentation de la contribution à 9 € au 1er juillet 2011 et à 10,5 € au 1er juillet 2012.

D'ici huit ans, les charges pourraient donc passer de 4,3 milliards d'euros (dont 2,2 milliards d'euros liés aux énergies renouvelables) à près de 10, voire 11 milliards d'euros (dont 7,5 milliards d'euros pour les renouvelables). Cela conduirait à une CSPE dont le montant serait compris entre 24 et 26 euros/MWh avant 2020.

Quant au déficit supporté par EDF, dont il faut rappeler qu'il n'a pas été causé par le développement des énergies renouvelables mais principalement par la solidarité envers les zones non interconnectées et par le soutien à la cogénération, la Cour relève qu'après avoir atteint son maximum en 2012, autour de 4 milliards d'euros et être resté stable à ce niveau jusqu'en 2014, il pourrait être résorbé sur les deux années 2015 et 2016.

f) Le prix à payer pour amorcer la transition énergétique

À ce stade, votre rapporteur tient néanmoins à souligner que ce facteur d'augmentation prévisible des coûts de l'électricité (qui n'est d'ailleurs pas le seul) ne se fait pas à fonds perdus - même s'il a été aggravé par la politique tarifaire erratique concernant la filière photovoltaïque.

En effet, il était indispensable d'amorcer la transition du mix électrique vers les énergies renouvelables par des incitations tarifaires susceptibles de donner un cadre d'investissement clair aux acteurs.

Or, les tarifs ont vocation à diminuer, cette tendance étant déjà largement amorcée pour l'éolien terrestre et étant en cours pour le photovoltaïque. À terme, une fois purgés les contrats de la première génération, ces filières ont vocation à trouver leur équilibre économique au prix de marché, en atteignant la « parité réseau ».

Les tendances haussières frappant les énergies de stock (par ailleurs épuisables) que sont les énergies fossiles et le nucléaire, étudiées par ailleurs dans le présent rapport, renforcent la nécessité de pouvoir s'appuyer, à l'avenir, sur des filières fortes, pour lesquelles, par ailleurs, les positions industrielles sont encore à conquérir au niveau mondial.

L'augmentation provisoire du prix de l'électricité due aux renouvelables, incontestable, doit donc être prise pour ce qu'elle est : un investissement nécessaire pour l'avenir.

Des coûts complets économiques de filières
qui devraient rapidement se rapprocher

Au final, afin d'aborder de manière objective la question des investissements à réaliser pour le parc de production électrique national sous l'angle des coûts, il conviendrait de comparer le coût courant économique (CCE) de chaque filière constituant une option a priori crédible dans l'état actuel des connaissances (réacteurs nucléaires de type EPR, hydraulique, éolien terrestre et maritime, photovoltaïque, hydraulique, etc.) ainsi que d'élargir cette démarche au coût complet économique des sources « d'électricité évitée » (ampoules basse consommation, effacement, etc.).

Comme cela a été souligné en introduction, les moyens et les délais impartis à votre commission d'enquête ne lui ont pas permis de procéder elle-même à ce type d'investigation. En outre, il est clair qu'une telle enquête risquerait de se heurter, s'agissant des énergies renouvelables, tant à la dispersion des acteurs (et au secret des affaires) qu'à l'évolution parfois rapide des coûts des technologies employées dans les différentes filières. Néanmoins, votre commission a noté avec grand intérêt la volonté de la Cour des comptes de se pencher sur cette question et d'essayer de dresser un tel panorama et attend avec impatience le résultat de ses travaux.

D'ici là, il reste possible de s'appuyer, avec les réserves d'usage, sur les analyses d'acteurs qui se sont essayés à l'exercice, en particulier M. Benjamin Dessus, président de Global Chance, dont le compte-rendu de l'audition et les documents lui ayant alors servi de support figurent dans le tome II du présent rapport.

D'après les calculs de M. Dessus, le CCE de l'EPR se situera, « au plus bas, aux environs de 72 ou 73 euros / MWh et, au plus haut, aux alentours de 86 ou 87 euros / MWh », ce qui n'est pas contradictoire avec les calculs de la Cour des comptes. S'agissant des éoliennes terrestres, en partant des coûts réels observés cette année et d'une hypothèse de baisse à venir de l'ordre de 10 %, il a estimé que « le coût le plus élevé s'élèverait également à environ 85 ou 86 euros / MWh, quand le coût le plus bas - si on est vraiment dans des bons sites, dans des conditions de vent excellentes - serait lui aussi de l'ordre de 70 à 72 euros / MWh ». En revanche, l'éolien maritime et le photovoltaïque resteraient significativement plus chers dans un futur proche. M. Dessus a conclu sa démonstration en livrant à votre commission ses calculs relatifs au CCE de différentes sources d'économie d'électricité. Ainsi, le coût courant économique pour l'éclairage économe d'une maison s'élèverait de 12 à 13 euros / MWh évité. Selon l'auditionné, « pour un réfrigérateur de classe A++, c'est-à-dire l'un des plus récents et des plus économes, l'ordre de grandeur change : le coût courant économique atteint une centaine d'euros par mégawatt-heure [évité] ». Toutefois, s'agissant d'électricité non consommée, la comparaison ne doit pas se faire avec un coût de production mais avec un prix de l'électricité TTC facturée au client, donc de l'ordre de 130 euros / MWh actuellement.

Si une telle analyse devait se confirmer, il s'agit là d'ordres de grandeur particulièrement intéressants, susceptibles d'éclairer utilement les pouvoirs publics, l'approche écologique ne s'opposant pas forcément à l'approche du meilleur coût financier pour la société.

3. Des coûts réseaux en croissance
a) Un réseau confronté à d'importants besoins d'investissements sous l'effet d'une triple nécessité
(1) Maintenir le réseau actuel à niveau

RTE a obtenu en 2011 le meilleur niveau constaté historiquement en termes de temps de coupure équivalent (TCE), c'est-à-dire en termes de continuité d'alimentation, illustrant ainsi le très bon état du réseau français de transport d'électricité.

Source : Données RTE (graphique Sénat)

Le TCE est l'indice qui caractérise l'ampleur des coupures en considérant le volume d'énergie non distribuée ramené à la puissance moyenne distribuée au cours d'une année. Comme le montre le graphique ci-dessus, il n'a été que de 1 min. 42 s. en 2011, hors évènement exceptionnel, et de 2 min. 02 s. au total.

En termes de répartition des coupures selon les sites, en 2010, 94 % des sites clients n'ont subi aucune coupure longue (plus de 3 minutes), 82 % aucune coupure brève (entre 1 seconde et 3 minutes), 0,9 % plus d'une coupure longue et 0,6 % plus de 5 coupures brèves.

Cette performance du réseau de transport de l'électricité pourrait venir justifier les propos tenus par M. Dominique Maillard, président du directoire de RTE, devant votre commission : « On a de plus en plus de mal à convaincre nos concitoyens de la nécessité de continuer à renforcer et à développer le réseau ». Elle ne doit cependant pas faire oublier la nécessité de renouveler le réseau de transport existant et de sécuriser l'alimentation électrique de certains territoires électriquement fragiles.

Sur ce premier point, M. Dominique Maillard rappelait à votre commission qu'au rythme actuel de renouvellement du réseau de transport - 1 000 km par an sur les 100 000 km que compte le réseau - il faudrait un siècle pour le renouveler entièrement. Cette situation ne pose pas de problème actuellement, notre réseau très haute tension à 400 kV ayant été mis en service dans les années 1980, il reste, à trente ans, un réseau jeune. Il n'en demeure pas moins que le rythme de renouvellement devra s'accentuer.

(a) Assurer la sécurité électrique des territoires les plus vulnérables

La répartition des moyens de production et des centres de consommation est loin d'être équilibrée. En 2009, selon le Commissariat général au développement durable, onze régions sur vingt-deux avaient une production électrique supérieure à leur besoin. Le taux de couverture des besoins variait de 9 à 418 %. Et cette situation évolue sans cesse, comme le rappelait M. Dominique Maillard à votre commission : « la géographie des points de consommation et des points de production de l'électricité [étant] en perpétuelle évolution ».

Cette réalité nécessite donc des investissements ponctuels. On peut, par exemple, citer le projet Cotentin-Maine - une nouvelle ligne électrique aérienne à 2 circuits 400 kV de 160 km - permettant le développement des capacités de production du Cotentin, au premier rang desquelles se trouvent naturellement l'EPR de Flamanville mais également un important développement éolien en mer.

Mais surtout, le réseau de transport est confronté à la nécessité de sécuriser l'approvisionnement en électricité de deux territoires particulièrement exposés au risque de coupure. Il s'agit de la région Bretagne et, au sein de la région Provence-Alpes-Côte d'Azur, des départements du Var et des Alpes-Maritimes. Ces régions ont en commun d'être déficitaires en moyens de production - en 2010, les moyens de production installés en Bretagne ne fournissaient que 9,5 % de la consommation - et géographiquement excentrées, ce qui les place en quasi-situation de « péninsule électrique ».

Elles connaissent, de plus, une croissance importante de leur consommation : ainsi, au cours des six dernières années, la consommation en Bretagne a augmenté de 20 % - 2,7 % par an - soit deux fois plus que la tendance nationale sur la même période. Cette croissance s'explique notamment par le dynamisme démographique de la région, et donc la croissance du secteur résidentiel et tertiaire, dont on sait que la consommation d'électricité connait une forte progression.

La croissance de la demande de pointe est également plus élevée en Bretagne que dans le reste du pays. Le même phénomène est observable en région PACA : « Là aussi, la consommation d'électricité croît plus vite qu'ailleurs » déclarait M. Dominique Maillard à votre commission.

Confronté à cette situation, RTE a lancé, avec les partenaires régionaux, l'ADEME et ERDF les initiatives « ÉcoWatt Bretagne » et « ÉcoWatt Provence Azur », qui consistent à adresser aux consommateurs volontaires, en général la veille pour le lendemain, une alerte les invitant à modérer leur consommation. Ces messages, envoyés par messagerie électronique ou par SMS, les informent de la survenue d'une période de pointe et sont assortis d'un certain nombre de conseils pour limiter la consommation ou la reporter à des heures moins chargées. En Bretagne, plus de 40 000 personnes ont adhéré à ce système et la contribution de ce dispositif à la réduction de la pointe est estimée à 40 MW.

Ces initiatives locales ne suffisent cependant pas à sécuriser l'approvisionnement en électricité de ces territoires. Compte tenu du déficit structurel entre production et consommation, la Bretagne est exposée à un risque généralisé d'écroulement de tension, du fait de l'éloignement entre centres de production et lieux de consommation. La partie nord de la région, et notamment le département des Côtes-d'Armor, verrait de plus son alimentation interrompue en cas d'indisponibilité de la ligne 400 kV Domloup-Plaine haute.

De même, l'alimentation des départements du Var et des Alpes-Maritimes repose sur la ligne 400 kV Tavel-Le Broc Carros et sur une ligne à 225 kV. Or, cet axe 400 kV arrive à saturation aux heures de pointe, avec un risque d'écroulement de tension. En cas d'avarie, l'ensemble du réseau 225 kV ne serait pas en mesure, à lui seul, d'assurer la totalité de l'alimentation de la zone, ce qui rendrait indispensable un délestage. Les grands feux de forêt de mai 2005 et juillet 2009 ont ainsi conduit à des coupures de courant dans 1,5 million et 1,2 million de foyers.

Afin d'améliorer la sécurité d'approvisionnement de la Bretagne, un « pacte électrique breton » a été conclu en 2010 avec l'État, la Région, l'ADEME et l'ANAH afin d'encourager des efforts importants de maîtrise de la demande d'électricité, de développer la production électrique à partir d'énergie renouvelable et, malgré tout, d'augmenter les capacités de production locale - réalisation d'une centrale dans la région de Brest - et de développer un « filet de sécurité breton », par la réalisation d'une liaison souterraine en 225 kV entre Saint-Brieuc et Lorient, pour un coût d'environ 200 millions d'euros.

En PACA, suite à l'annulation par le Conseil d'État en juillet 2006 de la déclaration d'utilité publique d'une nouvelle ligne 400 kV, RTE met en place un « filet de sécurité », à travers la construction de trois lignes à 225 kV, parallèlement à l'encouragement de la maîtrise de la demande et le développement de la production à partir d'énergie renouvelable.

(b) Garder à niveau un réseau dont la performance tend à se dégrader

Du côté du réseau de distribution d'électricité, on constate, en revanche, qu'après une nette amélioration de la qualité au cours des années 1980 et 1990, la performance du réseau s'est dégradée à partir du début des années 2000, comme le montre l'évolution sur le graphique ci-dessous du « critère B », c'est-à-dire de la durée moyenne annuelle de coupure par utilisateur des réseaux publics de distribution raccordé en basse tension.

Hors évènement exceptionnel - comme une tempête par exemple - ce temps est passé de 42 minutes en 2002 à 85 minutes en 2009. Il convient tout de même de rappeler que cet indicateur était à près de 400 minutes au début des années 1980.

Malgré cette évolution négative récente, la France reste bien placée en matière de continuité d'alimentation en Europe en termes de durée moyenne annuelle et de fréquence de coupures depuis 2001. C'est ce qui ressort du « quatrième rapport d'évaluation et de comparaison de la qualité de l'électricité en Europe » du CEER, le Conseil des régulateurs européens de l'énergie.

Depuis 2010, la tendance s'est à nouveau inversée : en 2011, le temps moyen de coupure s'est établi à 73 minutes toutes causes confondues, en baisse de 39 % par rapport à 2010.

(2) Développer les interconnexions avec les pays voisins avec trois objectifs

Le réseau de transport d'électricité français est interconnecté avec six pays : la Grande-Bretagne, la Belgique, l'Allemagne, l'Italie, l'Espagne et la Suisse. Les capacités d'échange avec chacun de ces pays sont limitées par les caractéristiques physiques du réseau et atteignent, au total 15,4 GW à l'exportation et 12 GW à l'importation.

Les capacités d'échange dépendent non seulement de la liaison entre les deux pays, mais également de la capacité des réseaux amont à injecter ou accueillir de la puissance. C'est pour cette raison que les valeurs des capacités d'exportation et d'importation ne sont pas forcément similaires. Par exemple, dans le cas de l'Allemagne, la nécessité de transporter l'électricité notamment renouvelable produite au nord vers les grands centres de consommation du sud tend à saturer l'axe électrique nord-sud : le gestionnaire de réseau de transport allemand doit donc prendre en compte cela, au-delà des capacités physiques de l'interconnexion, lorsqu'il fixe la capacité d'exportation vers la France, afin de ne pas risquer de saturer davantage la connexion nord-sud.

Capacités d'échange caractéristiques en hiver (en 2011)

 

Royaume-Uni

Belgique

Allemagne

Suisse

Italie

Espagne

Total

Exports

2,0 GW

3,6 GW

2,6 GW

3,2 GW

2,58 GW

1,4 GW

15,4 GW

Imports

2,0 GW

1,8 GW

3,6 GW

2,1 GW

1,16 GW

1,3 GW

12,0 GW

Source : RTE, projet de schéma décennal de développement du réseau, 2011

(a) Le renforcement de la sécurité de l'alimentation

Les interconnexions sont un moyen d'augmenter la sécurité de l'alimentation, dans la mesure où elles permettent au système électrique de mieux absorber les chocs auxquels il pourrait être soumis, en les mutualisant au niveau européen.

Lors de son audition, M. Dominique Maillard a exposé à votre commission l'exemple de l'arrêt brutal en France d'une tranche nucléaire de 1 000 MW. Si l'on raisonne uniquement sur le réseau français, cela représente, pour une puissance moyenne de 60 GW, une perte de puissance de 1,7 %. Si l'on raisonne au niveau d'un ensemble interconnecté comme l'est l'Europe continentale, cette même perte de puissance se faisant sur une puissance totale de production de 800 GW, la perte de puissance n'est plus que de 0,13 %.

Certains membres de votre commission ont pu s'inquiéter de la réversibilité de ce raisonnement, à savoir que si les interconnexions permettent de mutualiser les chocs auxquels la France serait soumise, elles nous exposent également aux chocs venus de l'extérieur. Ainsi, le dernier grand incident auquel a été soumis le système électrique français111(*), le 4 octobre 2006, a bien été « importé » : une erreur humaine commise en Allemagne a eu pour conséquence de brutalement couper en deux l'Europe de l'électricité. La partie ouest étant alors importatrice nette de 10 GW, elle a connu un délestage qui a concerné au total environ 15 millions de consommateurs, en France mais aussi en Belgique, en Espagne et jusqu'au Maroc, pays également interconnecté.

Malgré tout, M. Dominique Maillard a estimé que la balance était clairement positive : « Aujourd'hui, et de manière quotidienne, la synchronisation des réseaux permet, à l'insu du consommateur final, de compenser d'éventuelles variations : centrales qui s'arrêtent brutalement de fonctionner, sautes de vent pour la production éolienne, etc. Tous ces incidents sont absorbés par la synchronisation des réseaux : plusieurs fois par jour, des actions de solidarité permettent la continuité de l'alimentation. »

(b) La gestion optimale de l'intermittence des énergies renouvelables

Les interconnexions sont également un moyen de faciliter l'intégration dans le système électrique de la production d'origine renouvelable. En effet, ces énergies, en dehors de l'hydraulique, sont par définition soumises à une intermittence de leur production, qui dépend de facteurs météorologiques, difficilement totalement prévisibles, et non corrélés aux variables qui guident l'évolution de la demande.

Le développement des interconnexions est alors un moyen de pallier cette intermittence, en important de l'électricité lorsque la production à base d'énergie renouvelable est insuffisante ou s'arrête brutalement. Devant votre commission, M. Dominique Maillard a développé l'exemple du Danemark, pays dans lequel la puissance éolienne installée est plus que considérable : 3 100 MW installés pour une consommation en pointe de 5 000 MW. Pour s'adapter à l'intermittence de ses éoliennes, le Danemark a considérablement développé ses interconnexions, qui sont aujourd'hui égales à sa puissance de pointe. Le pays peut donc importer - ou exporter - la totalité de ses besoins - ou de sa production - électriques.

(c) Le souci de modérer les prix sur le marché français

Les interconnexions sont également un moyen de diminuer le prix de l'électricité sur le marché français. En effet, lorsqu'un producteur choisit d'importer de l'électricité, il ne prend cette décision que si, à ce moment-là, son prix est inférieur au coût de production en France. Ce raisonnement reste valable même si le prix moyen de l'électricité augmentait chez nos voisins - du fait par exemple de l'arrêt des réacteurs allemands.

(d) Plusieurs projets de développement des interconnexions en gestation

Aujourd'hui, les capacités d'échanges - 15,4 GW à l'exportation et 12 GW à l'importation - sont insuffisantes pour permettre de faire circuler les volumes d'énergie que les acteurs du marché aimeraient échanger. Pour départager les producteurs voulant exporter leur électricité, il a donc été mis en place un mécanisme de mise aux enchères des capacités d'exportation.

Il n'en demeure pas moins que le développement des interconnexions est difficile, comme le rappelait à votre commission lors de son audition, M. Philippe de Ladoucette, président de la CRE. Si un tel développement est complexe, ce n'est pas tant pour une question de financement, que « parce qu'il soulève une question d'acceptabilité de la construction d'infrastructures lourdes ».

Plusieurs projets ont, d'ores et déjà, été lancés ou sont à l'étude :

- sur l'axe France-Grande-Bretagne, un accord d'étude a été signé en novembre 2010 pour la mise en service, avant la fin de la décennie, d'une nouvelle interconnexion de 1 GW entre la Normandie et l'Angleterre. L'hypothèse d'un gigawatt supplémentaire pourrait être proposée dans le cadre du groupe de travail ;

- le paysage électrique de l'axe France-Benelux-Allemagne est susceptible de connaître des évolutions profondes, du fait de l'arrêt des réacteurs allemands. Le renforcement des capacités d'interconnexion est envisagé et des études sont en cours pour estimer les besoins de capacités ;

- l'axe France-Péninsule ibérique a été classé par le Conseil de l'Union européenne comme « projet prioritaire d'intérêt européen », témoignant ainsi de l'intérêt de cette nouvelle interconnexion. En effet, l'Espagne et le Portugal constituent aujourd'hui une « péninsule électrique » en Europe. La capacité d'échange d'énergie électrique maximale entre la France et l'Espagne est actuellement de 1 400 MW en hiver dans le sens France - Espagne : l'objectif est de porter la capacité d'échange à 2 800 MW dans un premier temps, puis à 4 000 MW dans un second temps. Cet investissement s'élève à 750 millions d'euros partagés entre le gestionnaire de réseau espagnol et le gestionnaire de réseau français, d'après M. de Ladoucette.

Dans les Alpes, c'est-à-dire vers la Suisse et l'Italie, le paysage électrique devrait également connaître des changements importants, avec le développement de STEP en Suisse et le développement rapide du parc photovoltaïque italien. Le principal projet en cours concerne la mise en service à l'horizon 2017 d'une liaison en courant continu entre la France et l'Italie (projet « Savoie-Piémont »), d'une capacité de deux fois 600 MW. Cette liaison serait souterraine, à travers la galerie de secours du tunnel du Fréjus. Le montant de l'investissement serait ici de 500 millions d'euros, d'après M. de Ladoucette.

Au total, M. Dominique Maillard a estimé lors de son audition que les capacités d'interconnexion devraient s'élever à 20 GW en 2025.

(3) Permettre le raccordement de la production d'origine renouvelable et le développement des nouveaux usages

Les énergies renouvelables ont ceci de particulier que leur implantation est liée à la présence de la ressource et ne coïncide donc pas spontanément avec la localisation des moyens classiques de production. C'est évidemment vrai pour l'éolien en mer, pour lequel il est nécessaire de développer un réseau de toutes pièces ; ça l'est également pour l'éolien terrestre, implanté dans les zones les plus favorables en termes de vent et où il fait l'objet d'une acceptation par la population. Ces contraintes rendent donc nécessaire un développement du réseau de transport.

(a) Des besoins de renforcement du réseau de distribution et plus ponctuellement de transport

Pour mémoire, le Grenelle de la mer prévoit d'implanter 6 GW d'éoliennes en mer à l'horizon 2020, tandis qu'en termes d'éoliennes terrestres - pour lequel la France possède le deuxième potentiel en Europe après la Grande-Bretagne - la puissance raccordée, aujourd'hui de 5,8 GW, devrait continuer à se développer au rythme actuel de 1 GW par an.

Le raccordement des fermes éoliennes se fait, certes, en très grande majorité (95 %) sur le réseau de distribution, mais l'évacuation de cette production sur le réseau amont nécessite d'importants renforcements et adaptations du réseau de transport, notamment dans le Nord et l'Est de la France, ainsi que dans le sud de l'Aveyron.

Le développement du parc photovoltaïque (0,8 GW par an), principalement dans le sud du pays, par son déploiement très diffus, ne devrait pas nécessiter d'adaptations pour le réseau 400 kV, mais uniquement des adaptations des réseaux régionaux.

Pour ERDF, l'essor des énergies renouvelables implique d'importants investissements : la loi NOME, à l'initiative du Sénat, et plus précisément de son rapporteur M. Ladislas Poniatowski, a mis à la charge des producteurs d'électricité l'intégralité des coûts de branchement et d'extension, mais les coûts de renforcement restent à la charge des gestionnaires de réseaux.

Au cours de son audition, Mme Michèle Bellon, présidente du directoire d'ERDF, a rappelé que « la quasi-totalité des installations de production d'énergie renouvelable est raccordée au réseau de distribution d'électricité ». Plus précisément, 95 % du parc éolien, pour un total de 6 063 mégawatts, et 99 % du parc photovoltaïque, pour un total de 2 321 mégawatts, sont raccordés au réseau de distribution. Au cours de l'année 2011, ERDF a mis en service 86 000 nouveaux sites de production d'énergie renouvelable.

Interrogée par votre rapporteur sur le détail des investissements nécessaires sur le réseau de distribution du fait du développement des énergies renouvelables, Mme Michèle Bellon a apporté des précisions supplémentaires :

« Nous avons créé quatre nouveaux postes sources en 2011 uniquement pour des grands champs de photovoltaïque et d'éolien, et nous nous apprêtons à en créer entre six et dix cette année. Un poste source, suivant sa conception et sa localisation, coûte entre 2 millions et 4 millions d'euros. Pour créer un poste source, qui est également un poste de transformation entre le réseau de transport et notre réseau, il faut amener l'électricité très haute tension sur ce poste source, ce qui implique des renforcements, qui représentent 40 millions d'euros en 2011 et 55 millions d'euros en 2012. »

« On estime entre 550 millions et 1,4 milliard d'euros [d'ici à dix ans] le coût du renforcement du réseau, et non du raccordement au réseau, suivant les hypothèses de développement du photovoltaïque. Alors que la PPI était, je le rappelle, de 5 700 mégawatts de photovoltaïque, nous sommes plutôt aujourd'hui sur une trajectoire de 8 000 mégawatts. Mais nous n'excluons pas un engouement ou des mesures qui permettraient d'atteindre les 12 000 mégawatts. »

Sur la question des coûts engendrés pour le gestionnaire du réseau de distribution par le seul raccordement du parc photovoltaïque, on retiendra cependant que lors de son audition, M. Philippe de Ladoucette avait indiqué à votre commission d'enquête l'existence d'un débat entre la CRE et ERDF sur ce point : « Il y a un débat sur le coût : ERDF penche pour 735 millions d'euros, nous l'estimons plutôt à 400 millions d'euros ».

(b) Des investissements supplémentaires à prévoir au titre des nouveaux usages

Mme Michèle Bellon a indiqué à votre commission qu'ERDF estimait le coût du développement des véhicules électriques à 1 000 euros par véhicule, en se basant sur l'hypothèse que « lorsqu'on possède un véhicule électrique, même si 80 % de la population fait moins de 40 kilomètres par jour, notamment en ville, il faut avoir une borne chez soi et une au travail ou sur la voie publique ».

b) Une augmentation des investissements réseau amenée à s'accélérer

Les différents besoins d'investissements sur le réseau que nous venons de voir ont conduit les gestionnaires du réseau à augmenter leurs prévisions d'investissements, ce qui signifiera logiquement une augmentation du TURPE.

(1) La poursuite de l'effort d'investissement de RTE

Au début des années 2000, les investissements de RTE se situaient autour de 500 à 600 millions d'euros par an (en euros courants). À partir de 2007, ils ont commencé à augmenter de façon régulière, de près de 14 % par an. En 2012, la prévision d'investissements atteint 1,38 milliard d'euros, soit plus du double par rapport à 2006, et représentent plus du tiers du chiffre d'affaires de RTE (4 milliards d'euros).

Source : RTE ; pour 2012, il s'agit de prévisions (graphique Sénat)

M. Dominique Maillard, président du directoire de RTE, a indiqué à votre commission qu'il considérait nécessaire de maintenir ce rythme d'investissement au cours des prochaines années, voire de l'accentuer légèrement : « Nous pensons qu'il faudra sans doute atteindre en euros courants des niveaux compris entre 1,5 milliard et 1,6 milliard d'euros d'ici à 2015 ».

Plus précisément, dans son projet 2011 de schéma décennal de développement du réseau, RTE proposait 10 milliards d'investissements au cours des 10 prochaines années, soit environ 1 milliard par an. Cette somme recouvre les principales infrastructures de transport, mais il faut y ajouter des investissements, qui ne sont pas pris en compte dans le schéma décennal, pour le renouvellement du réseau existant et les renforcements ponctuels sur le réseau de répartition, pour un montant dont l'ordre de grandeur tourne autour d'un demi-milliard par an.

Pour les trois années à venir, toujours hors renouvellement et renforcement ponctuel du réseau actuel, ce sont trois milliards d'euros qui sont proposés, soit 1 milliard d'euros par an également.

Cette somme se répartit ainsi :

- 21 %, soit 630 millions d'euros, pour les interconnexions internationales ;

- 27 %, soit 810 millions d'euros, pour la sécurité d'alimentation et la croissance de la charge ;

- 19 %, soit 570 millions d'euros, pour les raccordements et l'accueil de production ;

- 32 %, soit 960 millions d'euros, pour la sécurité du système.

(2) Les investissements de ERDF : un programme de grande ampleur pour accompagner la transition énergétique

Du côté du réseau de distribution, le début des années 2000 avait été, comme on l'a vu supra112(*) marqué par une baisse importante du niveau des investissements. Après avoir atteint 3 milliards d'euros en 1993, ils ont diminué jusqu'à un « plancher » de 1,4 milliard en 2003-2004. Cette diminution des investissements trouve son origine dans la baisse de plus de 25 % des tarifs en euros constants entre 1993 et 2005.

À partir de 2005, les investissements sont repartis à la hausse, et ont doublé entre 2005 et 2012, en euros courants, passant de 1,5 milliard à 3 milliards.

Comme le rappelait devant votre commission Mme Michèle Bellon, ERDF a investi « 2,3 milliards d'euros en 2009, 2,6 milliards d'euros en 2010 et 2,8 milliards d'euros en 2011, soit une croissance moyenne de 10 % par an. Cette croissance des investissements se poursuit au même rythme et atteindra 3 milliards d'euros en 2012.».

À ces investissements réalisés par ERDF, il faut ajouter les investissements réalisés par les autorités concédantes - en majorité en zones rurales - pour un montant d'environ 850 millions d'euros en 2011.

Pour ce qui concerne la période 2013-2016, ERDF a indiqué à votre rapporteur qu'il estimait les besoins d'investissements sur les réseaux de distribution à 14,1 milliards d'euros pour les quatre prochaines années, hors projet Linky, soit 3,53 milliards d'euros par an.

Ces investissements se répartissent ainsi :

- 48 %, soit 6,80 milliards, pour le raccordement des utilisateurs et le renforcement des réseaux consécutifs aux raccordements (dont 900 millions pour les énergies renouvelables et le véhicule électrique). Cette estimation repose sur les hypothèses du raccordement de 450 000 nouveaux clients par an, d'un développement des énergies renouvelables permettant d'atteindre d'ici 2020 8 GW pour le photovoltaïque et 12 GW pour l'éolien terrestre et une flotte de 500 000 véhicules électriques en 2020 ;

- 13%, soit 1,8 milliard, pour les obligations réglementaires, la sécurité des ouvrages et les obligations de voirie. Ces dépenses permettent la mise à niveau d'ouvrages pour raisons de sécurité, dans un contexte où les obligations réglementaires sont en hausse (décret « DT-DICT » précité notamment) ;

- 8 %, soit 1,1 milliard, pour le développement des outils de travail et des moyens d'exploitation, c'est-à-dire essentiellement les véhicules et engins d'exploitation (nacelles, moyens de travaux sous tension, groupes électrogènes...), les systèmes d'information pour la gestion clientèle ou l'amélioration du pilotage des interventions, ou encore les moyens de télécommunication ;

- 31 %, soit 4,4 milliards, pour les programmes visant à réduire la vétusté du réseau, améliorer la qualité et minimiser les instabilités croissantes du système. Il s'agit notamment du plan « Aléas climatiques » (enfouissement de lignes haute-tension), le renouvellement de réseaux d'anciennes technologies et le remplacement des composants obsolescents des postes sources, ou encore, du développement de démonstrateurs dans le cadre des « réseaux intelligents ».

Concernant les besoins d'investissements après 2016, la tendance devrait être à la hausse également. Dans les dix prochaines années, Mme Michèle Bellon considère que les besoins d'investissements se situeront entre 40 et 45 milliards d'euros, hors coût de déploiement du compteur Linky (cf. infra), soit entre 4 et 4,5 milliards d'euros par an.

Le montant de 40 milliards d'euros correspond à une hypothèse de développement des énergies renouvelables conforme à la programmation pluriannuelle des investissements, à une hypothèse de flotte de 500 000 véhicules électriques à l'horizon de 2020 et à législation constante. Le montant de 45 milliards d'euros serait atteint si le véhicule électrique devait voir son développement confirmé par rapport à l'hypothèse du Livret vert du sénateur Louis Nègre, c'est-à-dire si le nombre de véhicules électriques atteignait 2 millions. Cela représenterait alors pour ERDF 1,5 milliard d'euros d'investissements supplémentaires.

Mme Michèle Bellon a également insisté devant votre commission sur la nécessité d'éviter ce qu'elle a appelé « l'effet yo-yo » : « La dimension industrielle des réseaux électriques impose stabilité et visibilité. Le maintien d'une politique d'investissements régulière, avec les moyens techniques et humains qui permettent sa mise en oeuvre, est indispensable pour améliorer le réseau, préparer l'avenir et tendre vers un temps de coupure raisonnable ».

Évolution de la facture annuelle d'électricité
d'un ménage type entre 2011, 2016 et 2020

(Hors taxes mais CSPE comprise)

Source : CRE, graphique Sénat

Évolution de la facture annuelle d'électricité d'un ménage type ayant souscrit l'option heures pleines - heures creuses consommant 8,5 MWh par an (et donc a priori équipé d'un chauffage électrique).

Ces projections sont réalisées à législation constante, sans modification des comportements de consommation et sur la base des hypothèses suivantes :

- la part fourniture comprend l'ARENH, la part marché et les coûts commerciaux ;

- le prix de l'ARENH et le prix de marché de base évoluent en fonction de l'inflation ;

- le TURPE évolue de 2 % par an hors inflation jusqu'en 2016 puis de 3 % hors inflation ;

- l'évolution de la CSPE résulte de l'atteinte des objectifs de programmation pluriannuelle des investissements en matière de développement des énergies renouvelables à l'horizon 2020 ;

- l'inflation est de 2 % par an.

DEUXIÈME PARTIE - VERS UN NOUVEAU MODÈLE DÉCENTRALISÉ PRIVILÉGIANT LA SÉCURITÉ ET L'EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE

Dans la première partie du rapport, votre rapporteur a voulu souligner l'importance des investissements à réaliser dans les prochaines années, et donc l'ampleur des pressions à la hausse qui vont s'exercer sur le coût de l'électricité ; dans cette seconde partie, il s'agit d'évoquer la transition énergétique qui se profile même si l'on n'en connaît pas encore vraiment les contours, en insistant sur les décisions stratégiques à prendre, ainsi que sur les évolutions qui, quoi qu'il arrive, vont profondément transformer le paysage énergétique mondial.

Votre commission s'est contentée de recueillir des témoignages d'acteurs importants et d'en faire la synthèse pour montrer qu'une phase de notre histoire énergétique s'achève et que nous vivons une période de transition entre une organisation centralisée, issue de l'idéologie étatiste héritée du XIXe siècle et mise en oeuvre tout au long du XXe siècle, et un monde nouveau, a priori décentralisé, né de la convergence des nouvelles technologies de l'information et de l'énergie.

La conviction de votre rapporteur est que le coût de l'électricité est devenu une donnée éminemment fluctuante qui dépendra à la fois de variables économiques objectives mais aussi de facteurs plus politiques tels que les choix de société d'aujourd'hui ou le poids de l'Histoire - et il peut le regretter à titre personnel s'agissant de la filière nucléaire -, car un pays ne peut que difficilement faire table rase de son passé surtout dans un univers de très long terme comme celui de l'énergie.

C'est sur la base de cette toile de fond très générale, que votre commission s'est efforcée, revenant à des préoccupations très concrètes et plus immédiates, de traiter la question de l'imputation des coûts « réels » de l'électricité aux différents agents économiques, respectant ainsi la feuille de route qui lui avait été tracée. Des modalités de cette imputation, dépendent en fait la faisabilité des actions qui sous-tendent les différentes stratégies énergétiques envisageables et, partant, la crédibilité de ces stratégies elles-mêmes.

I. QUELLE STRATÉGIE POUR LES VINGT ANS À VENIR ?

Dans la phase de mutation actuelle, l'arbitrage entre les filières ne dépend pas simplement de considérations économiques. Certes, le coût au mégawatt-heure de chacune des filières est un paramètre fondamental dans cet arbitrage ; mais les considérations de principe sont d'autant plus importantes qu'elles conditionnent certains choix ex ante en matière de configuration des réseaux, dont on sait qu'ils constituent aussi une fraction appréciable du coût de l'électricité pour le consommateur final.

Au surplus, le caractère très évolutif des technologies et de leur coût ne permet pas de déterminer, avec un degré de certitude suffisant pour guider les choix d'investissement, celles des filières et, à l'intérieur de celles-ci, les technologies, qui se révéleront finalement les plus efficaces.

Dans cette perspective, il a paru raisonnable de fournir un cadre de réflexion stratégique en développant trois niveaux d'analyse : les nouvelles modalités d'ajustement de l'offre et de la demande, sachant qu'il était impératif de consommer mieux voire moins ; les différentes questions spécifiques que pose la filière nucléaire, compte tenu de son poids dans le bouquet énergétique français, dont les réponses conditionnent très directement, au travers de la durée de fonctionnement des centrales, le coût de l'électricité payée par les consommateurs ; enfin, à titre de cadrage, les scénarios du possible, en tenant compte des aléas résultants de l'évolution des marchés des combustibles fossiles et les perspectives à moyen terme d'équilibrage du marché européen de l'électricité.

La gestion d'une modification brutale du bouquet électrique :
l'exemple du Japon

Votre rapporteur a interrogé, par l'intermédiaire de la direction générale du Trésor, le service économique de l'ambassade de France au Japon au sujet des conséquences immédiates de l'arrêt progressif des réacteurs japonais consécutif à la catastrophe de Fukushima.

« 1. Comment a été géré l'arrêt - dans un temps très bref - de la quasi-totalité des réacteurs japonais à la suite de la catastrophe de Fukushima ?

En particulier :

- quelle part du mix électrique japonais représentaient les réacteurs arrêtés ?

- comment cette baisse de la production a-t-elle été compensée ?

- disposez-vous de chiffres permettant d'évaluer les économies d'électricité réalisées au Japon à la suite de la catastrophe de Fukushima ? Comment ces économies ont-elles été incitées ?

- quelles ont été les conséquences de l'arrêt des réacteurs sur les prix de l'électricité ? En cas de hausse, comment ont été impactés les consommateurs particuliers et les entreprises ?

État des lieux

En 2010 l'énergie nucléaire représentait au Japon113(*) environ 10,7 % du bouquet énergétique et 31 % de la production d'électricité grâce à 54 réacteurs nucléaires exploités par neuf opérateurs régionaux et un producteur indépendant.

Avant le 11 mars 2011, le Japon disposait d'une capacité installée totale de 228,5 GW, pour un pic de consommation d'environ 180 GW atteint en août 2010114(*), soit une réserve de 48,5 GW ou 27 % par rapport au pic115(*). Cette réserve de capacité pouvait même être supérieure en prenant en compte les moyens de production captifs. La capacité nucléaire installée au Japon est de 49 GW, et les producteurs arrivent au mieux à mobiliser environ 35 GW simultanément (en 2010 le facteur de charge moyen était de 62 %).

La fermeture du parc nucléaire pouvait donc être en théorie compensée par la mise en route de capacités thermiques. Plusieurs facteurs viennent toutefois nuancer ce premier calcul. Premièrement, des capacités thermiques ont été endommagées ou détruites le 11 mars. Deuxièmement, certains opérateurs sont plus nucléarisés que d'autres, donc plus sensibles à l'arrêt des centrales nucléaires. Ainsi, 30 % des capacités de Kansai EPCO sont nucléaires. Troisièmement, les capacités thermiques ont elles aussi besoin de périodes de maintenance. Quatrièmement, une marge de capacité est nécessaire pour pouvoir opérer un réseau électrique correctement. Des efforts au niveau de la demande sont donc impératifs.

Effort de réduction de la consommation

Pendant l'été 2011, alors qu'il restait encore 15 GW de capacité nucléaire en ligne au Japon, les régions de Tokyo et de Tohoku ont du faire des efforts très importants pour faire correspondre offre et demande. Du côté de l'offre, de nouvelles capacités de production, essentiellement des turbines à gaz, ont été mises en place par les opérateurs116(*). Les capacités thermiques endommagées le 11 mars ont été réparées, et des capacités anciennes, essentiellement au pétrole mais également au charbon, ont été remises en service. Des efforts ont également été faits via le pompage nocturne dans les retenues d'eau et les transferts entre régions. Dans la région de Tokyo, le pic de demande a pu être réduit de 15 %, équitablement réparti entre industries, tertiaire et particuliers. La réduction était obligatoire pour les industriels, elle a demandé des efforts importants d'organisation (production nuit et week-end notamment) et a entrainé des coûts supplémentaires et une baisse de production. Chez les particuliers, des économies très substantielles ont pu être réalisées, grâce au haut sens civique de la population japonaise, sur l'éclairage, la climatisation, et dans le résidentiel en général. On note en 2011 une diminution de la consommation par rapport à 2010 de 8,2 % chez TEPCO, démontrant que des gisements d'économie d'énergie peuvent être exploités même au Japon.

L'hiver 2011-2012, s'il n'en demeurait pas moins critique, n'a néanmoins pas connu de problème majeur d'approvisionnement en électricité. Même s'il ne restait plus que 5 GW de capacité nucléaire en ligne au mois de janvier, le pic hivernal est moins important que le pic estival, et les mesures de réduction de la consommation ont fait leurs preuves. Kyushu EPCO et surtout Kansai EPCO, fortement nucléarisés, ont demandé à leurs clients une réduction volontaire de la consommation entre décembre et mars, de 5 % dans le Kyushu et de 10 % dans le Kansai.

Sur une base annuelle, l'écart de production d'électricité pour la période comprise entre mars et février des années 2010 et 2011 est de 66 TWh, soit -7,09 % par rapport à 2010 (cf. annexes pour un détail mensuel par type d'énergie). Si ce chiffre donne une idée de la contrainte générale exercée sur la consommation, il faut également prendre en compte l'effort sur une base quotidienne et hebdomadaire comme détaillé plus haut qui relève en réalité plus d'une réduction des pics que d'un effort constant.

Impact sur le coût de l'électricité

Le recours accru à la génération thermique pour suppléer au déficit de capacité électronucléaire induit une hausse considérable des importations de combustibles fossiles dans un contexte international déjà tendu. Cet accroissement est nettement visible sur les chiffres de la balance commerciale japonaise et est responsable pour moitié du déficit commercial en 2011.

Ces importations ont également un impact important sur l'équilibre financier des opérateurs d'électricité qui devraient, semble-t-il, être tous dans le rouge pour l'année fiscale 2011. Ceux-ci sont légitimement tentés de répercuter cette hausse de leurs coûts sur les consommateurs. La libéralisation du marché de l'électricité ne s'étendant toutefois pas à l'ensemble des consommateurs - seules les hautes et très hautes tensions sont concernées - la tarification des particuliers doit toujours faire l'objet d'une approbation gouvernementale. L'opérateur du Kanto, TEPCO, a d'ores et déjà relevé de 17 % ses tarifs pour les consommateurs industriels depuis le 1er avril, mais cette décision doit faire l'objet d'un accord commun entre le client et le fournisseur, ce qui n'a presque pas été le cas. D'autres opérateurs devraient suivre en l'absence de redémarrage des réacteurs nucléaires. Une hausse des tarifs pour les petits consommateurs de l'ordre de 10 % est à l'étude mais est intimement liée au redressement financier de TEPCO et notamment à la participation de l'État japonais dans son capital. »

(Source : direction générale du Trésor, contributions des services économiques, en réponse à un questionnaire de votre rapporteur)

A. TROUVER UN NOUVEL ÉQUILIBRE ENTRE PRODUIRE PLUS ET CONSOMMER MOINS

L'augmentation annoncée du coût de l'électricité ne permet plus de rester dans un schéma « produire plus pour consommer plus », mais invite, d'une part, à privilégier les économies d'énergie et, d'autre part, à imaginer de nouveaux schémas permettant de « produire mieux ».

1. Donner une nouvelle impulsion aux économies d'énergies :

Dans un contexte où l'énergie était encore bon marché il y a peu - le baril de pétrole était sous les 20 dollars à la fin des années 1990 - et où l'électricité en France reste encore moins chère que chez nos voisins européens117(*), les économies d'énergie ont pu ne pas être considérées comme une priorité, oubliant que le mégawatt-heure le moins cher et le moins polluant est celui que l'on ne consomme pas.

Les choses ont évolué sur ce point. En janvier 2008, le paquet énergie-climat a posé l'objectif d'une réduction de 20 % de la consommation d'énergie en Europe, à l'horizon 2020, par rapport à une situation de référence. Le respect de cet objectif semble possible, au moins pour la France, si l'on se réfère à la direction générale de l'énergie et du climat, que votre commission a auditionnée. Ses représentants118(*) lui ont assuré que la France était sur une trajectoire de réduction de la consommation d'énergie estimée par le ministère entre 19,7 et 21,4 %.

Le 15 juin dernier, le Conseil a approuvé un accord entre la Commission, le Parlement et le Conseil sur le projet de directive sur l'efficacité énergétique. Ce compromis est moins ambitieux que les propositions initiales de la Commission et de la commission ITRE (industrie, transports, énergie) du Parlement, mais contient malgré tout des avancées importantes : le texte prévoit ainsi la mise en place dans chaque État membre d'un mécanisme équivalent à celui des certificats d'économie d'énergie, qui imposeront aux sociétés d'énergie de réaliser des économies d'énergie pour un volume équivalent à 1,5 % des ventes annuelles d'énergie aux consommateurs finaux (hors transports) ; par ailleurs, a été introduit un objectif de 3 % de rénovation annuelle des bâtiments des États ; enfin, chaque État devra élaborer une feuille de route sur l'efficacité énergétique dans le bâtiment à l'horizon 2050. Ce texte doit encore être adopté définitivement par le Parlement européen.

Les certificats d'économies d'énergie

Le dispositif des certificats d'économies d'énergie (CEE), créé par les articles 14 à 17 de la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique (loi POPE), constitue l'un des instruments phares de la politique de maîtrise de la demande énergétique.

Ce dispositif repose sur une obligation de réalisation d'économies d'énergie imposée par les pouvoirs publics aux vendeurs d'énergie appelés les « obligés » (électricité, gaz, chaleur, froid, fioul domestique et nouvellement les carburants pour automobiles). Ceux-ci sont ainsi incités à promouvoir activement l'efficacité énergétique auprès de leurs clients : ménages, collectivités territoriales ou professionnels.

Un objectif triennal est défini et réparti entre les opérateurs en fonction de leurs volumes de ventes. En fin de période, les vendeurs d'énergie obligés doivent justifier de l'accomplissement de leurs obligations par la détention d'un montant de certificats équivalent à ces obligations. Les certificats sont obtenus à la suite d'actions entreprises en propre par les opérateurs ou par l'achat à d'autres acteurs ayant mené des opérations d'économies d'énergie. En cas de non respect de leurs obligations, les obligés sont tenus de verser une pénalité libératoire de deux centimes d'euro par kWh cumac119(*) manquant.

Les certificats d'économies d'énergie sont attribués, sous certaines conditions, par les services du ministère chargé de l'énergie, aux acteurs éligibles (obligés mais aussi d'autres personnes morales non obligées) réalisant des opérations d'économies d'énergie.

Suite au succès de la première période (mi 2006 - mi 2009) pour laquelle l'obligation d'économies d'énergie était de 54 TWh cumac, le Gouvernement a souhaité proroger le dispositif pour une seconde période triennale. Celle-ci a débuté le 1er janvier 2011 et l'objectif d'économies d'énergies correspondant est de 345 TWh cumac.

Source : DGEC

Dans ce contexte nouveau de la recherche de l'efficacité énergétique, la consommation d'électricité sera évidemment mise à contribution.

a) Les usages domestiques de l'électricité recèlent d'importants gisements d'économies d'électricité
(1) Les possibilités offertes au niveau des équipements relevant de la consommation dite « spécifique »

Comme on l'a vu précédemment120(*), la consommation d'électricité spécifique représente la moitié de la consommation du secteur résidentiel et croît à un rythme soutenu : plus 85 % entre 1990 et 2009. Agir sur ce poste de consommation permettrait donc d'obtenir des résultats significatifs, d'autant plus rapidement que les appareils concernés ont une durée de vie moyenne relativement brève - une dizaine d'années - qui permet d'envisager un remplacement relativement rapide du parc.

L'association Global Chance a évalué les économies d'électricité qui pourraient être réalisées en 2020 par rapport à 2007 pour différents équipements121(*).

Le passage de 50 % des réfrigérateurs et des congélateurs en classe « A » permettrait d'économiser près de 5 TWh par an, tout comme le remplacement systématique des lampes à incandescence par des lampes basse consommation. Le basculement vers des téléviseurs plus économes pourrait pour sa part permettre d'économiser plus de 3 TWh par an.

À ces économies s'ajoutent celles dans les équipements informatiques, dans le poste « lavage », dans les veilles des appareils et dans différents équipements, si bien que Global Chance estime que le potentiel total d'économies d'électricité pour les usages spécifiques dans le secteur résidentiel est de 20,35 TWh en 2020, par rapport à 2007.

Une étude du CEREN pour l'ADEME et RTE retenait un ordre de grandeur voisin, avec un gisement d'économie d'électricité spécifique dans le résidentiel de 24,7 TWh par an en 2020, par rapport à 2001.

(2) L'information du consommateur : un étiquetage à faire évoluer

Le premier levier d'action pour inciter les consommateurs à acheter des équipements économes en énergie consiste à améliorer leur information sur la consommation de ces équipements.

C'est ce à quoi s'est attachée la directive 92/75/CEE du 22 septembre 1992, en instaurant un étiquetage énergétique selon le modèle représenté ci-contre, les appareils étant classés sur une échelle de A à G selon leur consommation. Cet affichage a été rendu obligatoire dès 1995 pour le poste « froid », puis progressivement étendu aux appareils du poste « lavage », aux fours et aux climatiseurs, ou encore aux ampoules (1998).

La directive a été revue en 2010 pour introduire des classes « A+ », « A++ » et « A+++ », ainsi que pour afficher la consommation annuelle. Elle va être progressivement étendue à d'autres produits et notamment aux téléviseurs, chaînes Hi-Fi et consoles de jeu.

Cet étiquetage est aujourd'hui connu et compris : d'après une étude de l'ADEME en 2007, 81 % des consommateurs connaissent cet étiquetage énergie et parmi leurs critères de choix, celui-ci arrive en deuxième position, après le prix mais avant la marque.

Si votre commission ne peut que se réjouir de cette meilleure information du consommateur, elle s'inquiète du risque d'obsolescence auquel est confrontée cette échelle. Une étude menée en 2010 par l'UFC-Que Choisir122(*) faisait ainsi remarquer que les réfrigérateurs-congélateurs de classe « A » étaient, de façon contre-intuitive, devenus les plus énergivores à la vente, aucun appareil des catégories B à G n'étant plus proposé en rayon. La nécessité apparaît donc de mettre à jour régulièrement cette échelle, sous peine d'envoyer un mauvais signal au consommateur.

On peut également reprocher au système de l'étiquetage énergie de rester trop virtuel. Dans son rapport « Pour une consommation durable » de janvier 2011, le Centre d'analyse stratégique rappelait la difficulté pour le consommateur à traduire cette information sur la consommation électrique en critère de décision rationnel, c'est-à-dire à comparer le surcoût à l'achat aux économies réalisées grâce à une consommation moins importante. La possibilité de faire apparaître une traduction monétaire de la consommation annuelle aurait probablement un impact positif, mais se heurte à la difficulté du choix du prix du kilowatt-heure à retenir, celui-ci pouvant varier de façon importante selon le consommateur et selon le pays.

(3) L'envoi du bon signal-prix au consommateur
(a) L'intérêt d'un bonus-malus

Dans son étude, l'UFC-Que Choisir faisait également apparaître que « le surcoût pour l'achat d'un appareil économe en énergie n'est pas amorti avec les économies d'électricité ». Pour reprendre l'exemple d'un réfrigérateur-congélateur, le surcoût à l'achat d'un appareil de catégorie « A+ » par rapport à un appareil de catégorie « A » n'était que tout juste compensé au bout de dix ans ; il ne l'était qu'à 60 % - toujours au bout de dix ans - pour un appareil de catégorie « A++ » par rapport à un appareil de catégorie « A ».

C'est pourquoi votre commission s'est interrogée sur l'opportunité de mettre en place un mécanisme de bonus-malus, inspiré de celui existant pour le secteur automobile, afin d'envoyer le bon signal-prix au consommateur.

Lors de son audition, M. Benjamin Dessus, président de l'association Global Chance, a défendu cette idée : « Aujourd'hui [...] l'acquéreur d'un home cinéma avec un écran de 1 m² est totalement inconscient du fait qu'il consommera, à technologie constante, à peu près dix fois plus que le propriétaire d'une télévision de 30 par 30 centimètres - tout simplement parce que la surface de son écran est dix fois plus grande. [...] Il faut donc lui envoyer un signal, lui faire comprendre que, s'il choisit cet équipement, il devra payer une forte taxe à l'achat ».

Cette idée était également défendue par l'UFC-Que Choisir dans son étude précitée et avait également été avancée dans le cadre du Grenelle par le comité opérationnel n° 23 « consommation », sans qu'il y soit pour autant donné suite.

Votre commission soutient ce mécanisme de bonus-malus, qui permettrait de donner un avantage compétitif aux produits énergétiquement vertueux, sans pour autant peser sur les finances publiques : à condition d'être correctement calibré et fréquemment mis à jour, le dispositif s'autofinancerait, le bonus accordé étant financé par le malus appliqué aux appareils moins efficaces.

À titre personnel, votre rapporteur considère que, si la mise en place d'un tel mécanisme de bonus-malus s'avérerait trop difficile à gérer pour des biens extrêmement nombreux et dont la valeur unitaire reste relativement faible, il pourrait être utilement remplacé par une taxe sur les produits concernés, dont le taux croîtrait progressivement avec leur consommation électrique.

(b) La nécessité de développer l'horo-saisonnalité des tarifs

L'horo-saisonnalité des tarifs consiste à faire varier leur montant en fonction de la saison et de l'heure de consommation. En France, cette question n'est pas totalement nouvelle, puisque les contrats différenciant les heures creuses des heures pleines ont été mis en oeuvre par EDF dès les années 1960.

L'option heures pleines / heures creuses permet de payer moins cher l'électricité au cours des heures creuses (par exemple entre 23 heures et 6 heures), en contrepartie d'un prix plus élevé au cours des heures pleines : 5,67 c€/kWh contre 9,16 c€/kWh (hors taxes) pour un client résidentiel en tarif bleu au 1er juillet 2011123(*), contre 8,31 c€/kWh en option de base (au-dessus de 6 kVA de puissance souscrite).

Le prix de l'abonnement est en revanche plus élevé que l'abonnement de base : 92,52 € (hors taxes) par an contre 74,52 €, dans le même cas de figure, pour une puissance souscrite de 9 kVA, soit près d'un quart de plus.

Fin 2011, 43 % des sites résidentiels au tarif réglementé avaient souscrit à l'option heures creuses, soit 11,7 millions de sites sur 27 millions. S'y ajoutaient 400 000 sites non résidentiels au tarif bleu. Ce type d'option heures pleines / heures creuses est disponible chez la plupart des fournisseurs.

L'horo-saisonnalité des tarifs prend également la forme, chez EDF, du tarif EJP - effacement jour de pointe -, qui consiste à facturer plus cher l'électricité par rapport au tarif « de base » ou « heures pleines/ heures creuses » aux clients ayant souscrit cette option les jours de grande consommation, et plus précisément pendant 22 jours entre novembre et mars, fixés par le fournisseur en fonction des tensions sur le système électrique. Les consommateurs sont prévenus la veille grâce à un boîtier à diodes, et donc incités à s'effacer.

Les tarifs EJP sont en cours d'extinction : il n'est plus possible aujourd'hui d'ouvrir un tel abonnement et seuls les particuliers y ayant souscrit avant 1998 en bénéficient encore. Ils sont remplacés chez EDF par l'option « Tempo », qui reprend la même logique, mais combine à la fois trois types de jours (300 jours bleus « économiques », 43 jours blancs « normaux » et 22 jours « jour de pointe ») et un système heures pleines / heures creuses.

D'un point de vue tarifaire, au 1er juillet 2011, pour un abonnement de 89,88 € par an (hors taxes), l'option « tempo » permet de bénéficier d'un kilowatt-heure à 4,02 c€ (hors taxes) en heures creuses les jours bleus, contre 39,72 c€ en heures pleines les jours rouges.

Fin 2011, 900 000 sites résidentiels au tarif bleu sur 27 millions, soit un peu plus de 3 %, avaient souscrit l'option « tempo » ou EJP. S'y ajoutaient 200 000 sites non résidentiels sur 3,5 millions, 7 000 sites au tarif jaune sur 321 000 et plus de 4 000 sites au tarif vert sur plus de 100 000.

Répartition par option tarifaire des clients d'EDF au tarif réglementé

Tarif

Option

Nombre de sites

Bleu résidentiel

Base

14 400 000

Heures creuses

11 700 000

EJP

600 000

Tempo

300 000

Sous-total

27 000 000

Bleu non résidentiel

Base

2 300 000

Heures creuses

600 000

Eclairage public

400 000

EJP

100 000

Tempo

100 000

Sous-total

3 500 000

Jaune

Base

314 000

EJP

7 000

Sous-total

321 000

Vert

A5 Base

93 900

A8 Base

3 000

A mod

60

A5 EJP

3 500

A8 EJP

640

B&C Base

19

B&C EJP

6

Sous-total

101 125

Source : EDF

Votre commission regrette que la capacité d'effacement que permettaient les tarifs EJP ait diminué de moitié en une dizaine d'années. EDF pouvait alors, lorsque l'effacement jouait à plein, effacer un peu plus de 6 GW ; ce n'est plus que la moitié aujourd'hui.

En cohérence avec son objectif d'un prix de l'électricité reflétant réellement son coût, votre commission est favorable à l'horo-saisonnalité des tarifs, afin de prendre en compte les problèmes posés par la pointe de consommation électrique et d'inciter aux économies d'énergie, et considère que son développement sera facilité par le déploiement des réseaux intelligents (cf. infra).

En revanche, elle souligne que cette différenciation des tarifs doit se faire de façon claire et lisible pour le consommateur, et sans donner naissance à une véritable « jungle tarifaire » aussi complexe que ce qui existe actuellement pour la téléphonie par exemple.

b) L'amélioration de la performance énergétique des bâtiments

À la différence du cas que nous venons d'étudier, les bâtiments se distinguent par leur très longue durée de vie, qui implique que l'amélioration de leur performance énergétique repose à la fois sur l'amélioration de la performance des logements neufs, mais également sur la rénovation du parc existant.

(1) La réglementation dans les logements neufs : quel impact pour la RT 2012 ?

Une nouvelle réglementation thermique (RT) a été adoptée en octobre 2010 pour prendre la suite de la réglementation thermique 2005 : la réglementation thermique 2012 ou RT 2012.

La RT 2012 vient renforcer les exigences concernant la performance de tous les bâtiments neufs dont le permis de construire aura été déposé après le 1er janvier 2013. Elle s'applique depuis le 28 octobre 2011 pour les bâtiments publics, tertiaires et les logements construits en zone ANRU. Elle prévoit pour ces bâtiments une consommation d'énergie primaire de 50 kWhep124(*)/m²/an maximum, couvrant le chauffage, le refroidissement, l'éclairage, la production d'eau chaude sanitaire et d'auxiliaires. Ce maximum est modulé selon la localisation géographique, l'altitude, le type d'usage, la surface moyenne des logements et les émissions de CO2.

Énergie primaire et énergie finale

Une source d'énergie primaire est une source d'énergie qui est disponible dans la nature et qui se situe au début de la chaîne de transformation de l'énergie. C'est le cas du charbon, du pétrole, du gaz naturel et de la biomasse. Pour l'électricité nucléaire, on compte en énergie primaire (dont la source initiale est l'uranium) la chaleur produite dans les réacteurs nucléaires. Pour l'hydraulique, l'éolien et le photovoltaïque, on compte directement en énergie primaire l'électricité produite.

À la fin de la chaîne de transformation de l'énergie, l'énergie finale est celle effectivement mise à disposition du consommateur.

Entre énergie primaire et énergie finale, pour certaines sources d'énergie, des transformations ont lieu avec des taux de pertes plus ou moins importants selon le procédé. Ainsi, la production nucléaire a un rendement électrique nettement plus bas que celle d'une éolienne par exemple, du fait que les deux tiers de l'énergie produite sont perdus sous forme de chaleur. C'est pourquoi, la RT 2012, afin de prendre en compte la part prépondérante du nucléaire dans notre mix électrique, a retenu un coefficient de conversion énergie finale/primaire de 2,58 pour l'électricité : 1 kWh d'énergie finale consommée a nécessité 2,58 kWh d'énergie primaire.

Votre commission a entendu les doutes qui existaient quant à savoir si cette nouvelle réglementation était défavorable au chauffage électrique, comme le lui a rappelé M. Franck Lacroix, président de Dalkia: « Les modalités de la réglementation thermique découragent le recours au chauffage électrique. Cette volonté claire est assumée par les pouvoirs publics. »

Cette appréciation trouve son origine dans le fait que l'exigence de consommation finale maximale - le seuil des 50 kWhep/m²/an - porte sur l'énergie primaire et non sur l'énergie finale, celle que le consommateur utilise directement. Ce choix implique pour le chauffage électrique la prise en compte des différentes pertes de rendement liées à la production et au transport de l'électricité notamment. La RT 2012 prend cela en compte à travers un coefficient énergie finale/primaire de 2,58.

À l'inverse, Mme Virginie Schwarz, directrice exécutive des programmes de l'ADEME, nous a, pour sa part, assuré de la neutralité de la RT 2012 : « Je le dis de façon nette : toutes les études et concertations auxquelles nous avons participé, tous les travaux que nous avons reçus nous incitent à penser que la RT 2012 est équitable par rapport aux sources d'énergie, aussi équitable qu'une réglementation peut l'être. Un travail approfondi de quantifications et de scénarios a été mené pour vérifier que, sur chaque type de logements, une solution pouvait être trouvée avec chaque type d'énergie à un coût acceptable et qu'aucune énergie n'était systématiquement favorisée ou défavorisée. Des dérogations ont même été mises en place, lorsque des difficultés ont été constatées ».

Il n'entrait pas dans le cadre de l'objet de votre commission de se prononcer sur l'éventuel désavantage que représente la RT 2012 pour le chauffage électrique. En revanche, elle tient à rappeler la responsabilité de ce mode de chauffage dans la thermosensibilité de la pointe électrique française125(*).

En tout état de cause, elle se réjouit que - d'après le ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie126(*) - la mise en oeuvre de la RT 2012 puisse permettre de réduire la consommation d'énergie finale - dans le seul secteur résidentiel - de 0,41 Mtep en 2016 et 1,15 Mtep en 2020127(*).

(2) L'amélioration de la performance énergétique des bâtiments existants

L'amélioration de la performance énergétique des bâtiments existants constitue un enjeu majeur : le Grenelle de l'environnement a fixé un objectif de réduction de 38 % de leur consommation d'énergie d'ici à 2020.

Pour atteindre ce résultat, le Grenelle décline plusieurs objectifs : la rénovation de 400 000 logements par an à compter de 2013, la rénovation des 800 000 logements sociaux les plus énergivores d'ici 2020 et le lancement de la rénovation énergétique de tous les bâtiments de l'État et de ses établissements publics dès 2012.

Votre commission s'est interrogée sur les moyens qui pourraient favoriser l'accomplissement de l'objectif de réduction de 38 %. Les différents dispositifs fiscaux destinés à favoriser les actions d'efficacité énergétique seront étudiés ultérieurement128(*), mais d'autres moyens pourraient être mis en oeuvre, nécessitant que des mesures réglementaires soient prises.

(a) Sanctionner l'inaction en matière d'efficacité énergétique

Réagissant à l'objectif d'une diminution de 38 % de la consommation d'énergie des bâtiments existants d'ici 2020, Mme Maryse ARDITI, pilote du réseau énergie de l'association France Nature Environnement, s'inquiétait en ces termes auprès de votre commission : « Nous en sommes très loin ! Nous n'y arriverons pas si nous laissons au seul marché libre le soin d'essayer d'atteindre cet objectif : des mesures réglementaires doivent être prises ».

Le dispositif qu'elle a proposé à votre commission, défendu également par M. Denis BAUPIN, adjoint au maire de Paris, chargé du développement durable, de l'environnement et du plan climat, consisterait à interdire à la vente ou à la location les résidences ou locaux tertiaires ne répondant pas à une certaine exigence en matière d'efficacité énergétique. Cette exigence augmenterait progressivement : à partir d'une année donnée, tous les bâtiments de classe G seraient concernés, puis ultérieurement les bâtiments de catégorie F, et ainsi de suite.

Comme le faisait lui-même remarquer M. Baupin, un tel dispositif devrait être accompagné de mesures de financement, nombre de propriétaires se révélant incapables de financer de tels travaux. Votre commission s'est particulièrement intéressée au mécanisme du « tiers payeur », via des sociétés de services énergétiques (cf. 3 infra).

De son côté, l'ANODE, l'Association nationale des opérateurs détaillants en énergie, à travers la voix de son président, M. Fabien Choné, a défendu auprès de votre commission l'idée de la création d'une contribution, payable avec la taxe foncière, dont le montant dépendrait du diagnostic de performance énergétique, qu'il serait alors nécessaire de généraliser, afin d'inciter les responsables de l'inefficacité énergétique - les propriétaires - à entreprendre des travaux de rénovation. Le produit de cette taxe viendrait alimenter un fonds destiné justement à soutenir les propriétaires dans cet objectif.

(b) Lever certains obstacles dans le cas des copropriétés et des locations

L'attention de votre commission a également été portée sur le fait que les dispositifs existants s'adressaient avant tout aux possesseurs de pavillons. Une ville comme Paris, quasiment exclusivement constituée de copropriétés est confrontée à des problèmes particuliers et notamment au fait que les travaux sont décidés à l'unanimité des copropriétaires. Comme l'expliquait à votre commission M. Baupin à partir de son expérience parisienne, « entre le moment où l'on commence à sensibiliser les copropriétaires et celui où une copropriété réunit la majorité nécessaire pour engager les travaux, plusieurs années peuvent s'écouler ». Des aménagements à la règle de l'unanimité pourraient donc être envisagés.

Enfin, dans le cas des logements en location, plusieurs personnes auditionnées par votre commission ont attiré son attention sur le fait que le système ne pouvait fonctionner si le propriétaire supportait l'investissement et le locataire en bénéficiait sur sa facture d'électricité. M. Franck Lacroix, président de Dalkia, a rappelé l'avancée que constituait la loi n° 2009-323 du 25 mars 2009 de mobilisation pour le logement et la lutte contre l'exclusion, qui a permis au propriétaire de mettre à la charge du locataire une participation exceptionnelle au coût des travaux. Il a néanmoins appelé à ce que soit réalisée une évaluation de ce dispositif et notamment de sa connaissance par les propriétaires et les professionnels de l'immobilier.

c) Des efforts d'efficacité énergétique à poursuivre dans l'industrie et les administrations

Avec plus de 110 TWh en 2010, le secteur industriel représente le quart de la consommation finale d'électricité en France et constitue un important gisement d'économies d'énergie, que l'association Global Chance a étudié en détail dans son cahier de janvier 2010 précité.

D'après le SOeS, en 2009, l'électricité était utilisée dans le secteur industriel à 14 % dans des usages thermiques et à près de 75 % comme force motrice, c'est-à-dire dans des moteurs.

(1) Un potentiel de gains significatif

Des gains d'efficacité électrique des systèmes motorisés pourraient donc engendrer des gains significatifs en termes de consommation d'électricité. Le programme européen « Motor Challenge » évalue à 20 TWh par an le potentiel technique d'économies. Reste que la diffusion des moteurs performants est assez faible en Europe, comme le faisait remarquer l'Agence internationale de l'énergie : de l'ordre de 10 % en Europe contre 70 % aux États-Unis et au Canada, grâce à l'introduction de standards de qualité élevée.

L'éclairage et le chauffage électrique, tout comme dans le secteur résidentiel et tertiaire (cf. supra), peuvent permettre grâce aux ampoules basse consommation et aux pompes à chaleur des gains de performance que Global Chance évalue à 3,5 TWh.

En ce qui concerne les procédés électriques dans l'industrie lourde (sidérurgie, métallurgie, chimie, ciment,...), ils représenteraient un potentiel d'économies de 3 TWh environ, grâce à la diffusion d'avancées technologiques.

Enfin, Global Chance estime que la récupération de chaleur dans l'industrie, en se substituant à l'usage thermique actuel de l'électricité, pourrait permettre d'économiser 15 TWh par an.

Au final, Global Chance estime que le potentiel d'économies d'électricité dans l'industrie est de 36 TWh par an.

(2) L'apparition de sociétés de services énergétiques

Si le fonctionnement classique du marché tend à considérer l'électricité comme une commodité, le passage à une logique de service pourrait avoir tout son sens. En effet, le consommateur achète des kWh mais son véritable besoin est un besoin de lumière par exemple, qui est indépendant du nombre de kWh avec lequel il l'obtient.

C'est dans cette logique que s'inscrivent les sociétés de services énergétiques, ou ESCo selon l'acronyme anglais - energy service company.

Au-delà de la compétence qu'elles peuvent amener, ces sociétés jouent un rôle en matière de financement. Comme on l'a vu précédemment, les bâtiments existants abritent un gisement important d'économies d'énergie. Et comme le rappelait à votre commission M. Baupin, de telles économies peuvent être rentabilisées sur une longue période : « il peut être fort probable que les travaux de rénovation thermique d'un bâtiment donné seront amortis sur les cinquante prochaines années par les économies d'énergie réalisées et par la valorisation du patrimoine ». Le problème qui se pose alors est celui du financement.

C'est là que peuvent jouer un rôle les sociétés de services énergétiques, en permettant d'externaliser l'endettement. C'est le mécanisme du « tiers payeur ».

La société de services énergétiques étudie les économies d'énergie potentielles, s'engage contractuellement sur un certain niveau d'économies - par exemple au moyen d'un contrat de performance énergétique -, finance la réalisation des travaux et se rémunère sur les économies réalisées. Ainsi, l'opération est neutre pour le propriétaire.

La société Dalkia, filiale de Veolia et d'EDF spécialisée dans les services énergétiques, dont votre commission a auditionné le président, M. Franck Lacroix, décrivait ainsi un contrat de ce type conclu avec le conseil général de la Manche : « [dans le] contrat de performance énergétique que nous avons signé avec le conseil général de la Manche, nous avons pris l'engagement de réduire les consommations énergétiques, toutes énergies confondues, d'une vingtaine de collèges et de trois musées et d'aboutir à 32 % d'économies d'énergie, pourcentage garanti par la mise en place d'un plan d'action et par l'exploitation des installations pendant quinze ans ».

Des initiatives publiques existent également : M. Baupin a présenté à votre commission la mise en place dans le cadre du conseil régional d'Île-de-France une société d'économie mixte de tiers investissement, dénommée « Energies Posit'if ».

Ces sociétés, en résolvant le problème du financement, peuvent s'avérer un moyen fondamental pour le développement des économies d'énergie, notamment dans le bâti existant.

Le Green Deal britannique

Le Green Deal est la mesure phare de la politique du Gouvernement britannique en faveur de l'efficacité énergétique des bâtiments et repose sur le principe du « tiers payeur ».

Le Royaume-Uni possède l'un des parcs immobiliers les plus anciens et mal isolés d'Europe. Trois-quarts de l'énergie utilisée dans les habitations servent au chauffage, produisant 13 % des émissions, tandis que les bâtiments professionnels sont responsables de 20 % des émissions. Le coût annuel des pertes énergétiques serait de 2 à 3 milliards de livres. Les objectifs climatiques ambitieux du gouvernement nécessitent, entre 2008 et 2022, une réduction de 29 % des émissions des logements et de 13 % de celles des bâtiments.

Dans ce contexte, le gouvernement de David Cameron a lancé le Green Deal, qui repose sur les principes suivants : des installateurs agréés réalisent des travaux d'efficacité énergétique dans les logements et sont rémunérés par une part de la facture énergétique des occupants, dont le montant devra être inférieur aux économies d'énergie réalisées. Le dispositif sera donc neutre pour l'occupant. Il permettra en outre de pallier l'absence d'incitation des propriétaires à isoler leurs logements mis en location. Le gouvernement estime que le montant des travaux devrait être inférieur à 10 000 £, sans cependant que celui-ci soit plafonné.

Le Gouvernement s'est donné pour objectif de rénover 14 millions de logements d'ici 2020 et 25 millions - près de la totalité du parc - d'ici 2030. 2 millions de PME et locaux commerciaux devraient aussi en bénéficier.

Le Green Deal repose sur un certain nombre de principes :

- la « règle d'or » : les économies générées par les travaux doivent être supérieures ou égales aux coûts imputés sur la facture énergétique pour le remboursement des travaux ;

- les travaux doivent être recommandés par des organismes et bureaux d'études agréés, et réalisés par des professionnels agréés ;

- l'entreprise fournisseur du Green Deal doit respecter la loi sur le crédit à la consommation, en informant et donnant des conseils appropriés aux ménages, et recevoir l'accord du locataire si les travaux sont décidés par le propriétaire ; la dette étant attachée aux logements et non aux personnes, en cas de changement de locataire ou de propriétaire, l'existence d'un Green Deal devra faire l'objet d'une information appropriée auprès des futurs redevables ;

- les fournisseurs d'énergie doivent collecter et transmettre la part du Green Deal en respectant les règles de protection des consommateurs les plus vulnérables, notamment pour le recouvrement.

Schéma détaillant le mécanisme du Green Deal

2. Assurer une juste rémunération de la capacité et de l'effacement

Produire à la marge et réduire ponctuellement sa consommation sur demande sont deux voies d'effet équivalent pour faire face à la pointe électrique. Celles-ci ont en commun, en outre, de supposer l'instauration de modes de financement spécifiques car, si les activités auxquelles elles correspondent sont mises en oeuvre sur des laps de temps a priori très brefs, elles mobilisent des moyens en hommes et en capital ou s'accompagnent d'effets qui doivent bien être rémunérés ou compensés.

a) La mise en place imminente d'un mécanisme de capacité
(1) Une obligation à la charge des fournisseurs

Comme on l'a vu précédemment129(*), la croissance de la pointe électrique française fait peser sur le réseau un risque de défaillance, qui résulterait de l'impossibilité, à certains moments d'équilibrer l'offre et la demande. On a également vu que la mise en place de nouveaux moyens de production, destinés à ne fonctionner qu'un faible nombre d'heures par an, était difficilement un investissement rentable.

Le merit order

Le merit order ou « ordre de mérite » est un classement, en ordre croissant, des moyens de production électrique selon leur coût marginal de production. Ces moyens de production sont appelés dans cet ordre, selon l'évolution des besoins de production, de façon à ce que les moyens de production ayant les coûts marginaux les plus faibles soient appelés en premier, ce qui permet de minimiser le prix.

Le coût marginal

Le coût marginal est le coût de production d'une unité supplémentaire, ou, autrement dit, dans le cas qui nous intéresse, le coût de production du dernier mégawatt-heure produit.

Pour pallier ce risque, la loi NOME a prévu l'instauration, d'ici à 2015-2016, d'un mécanisme d'obligation de capacité à la charge des fournisseurs.

Le mécanisme d'obligation de capacité, défini aux articles L. 335-1 et suivants du code de l'énergie, impose aux fournisseurs de présenter des garanties prouvant qu'ils disposent :

- soit de capacités de production ;

- soit de capacités d'effacement (sur ce point voir infra).

Ces capacités doivent être en quantité suffisante pour que l'équilibre offre-demande soit globalement satisfait.

Les fournisseurs peuvent acquérir ces garanties en construisant eux-mêmes des unités de production ou en obtenant de leurs clients des garanties d'effacement. Ils peuvent aussi s'adresser à des tiers, tels que des producteurs d'électricité ou des agrégateurs d'effacement. Il est ainsi prévu que se constitue, comme dans le cas des permis d'émission de gaz à effet de serre, un véritable marché de capacités, de manière à ce que les capacités soient créées de la manière optimale sur le plan économique. Les garanties de capacité seront échangeables et cessibles.

(2) Un mécanisme décentralisé

La DGEC a indiqué à votre commission que le décret relatif au mécanisme d'obligation de capacité était actuellement prêt et n'attendait plus que d'être signé. Il a fait l'objet d'une concertation avec les acteurs du secteur, suite à un rapport présenté le 1er octobre 2011 par RTE sur les modalités de mise en place de ce mécanisme130(*).

Le rapport de RTE propose un mécanisme « décentralisé », dans lequel chaque fournisseur a un rôle actif dans la couverture de ses obligations, à l'opposé du modèle « centralisé » dans lequel un acheteur unique (qui peut être le gestionnaire de réseau) assurerait l'équilibre en lançant des appels d'offre plusieurs années à l'avance.

Les débats postérieurs au rapport de RTE ont, en outre, privilégié l'instauration d'un mécanisme centralisé qui viendrait compléter le mécanisme décentralisé en cas de nécessité. Ce mécanisme de « bouclage » reposerait sur l'action du gestionnaire de réseau lui-même.

Les garanties de production ou d'effacement feront l'objet d'une certification et l'obligation pesant sur chaque fournisseur sera calculée en fonction de la consommation de leurs clients en période de pointe. Les fournisseurs qui ne disposeront pas des garanties suffisantes feront l'objet de sanctions.

Les interconnexions avec les pays voisins seront prises en compte par une diminution des obligations pesant sur les fournisseurs, en attendant la mise en place éventuelle d'un marché de capacité commun avec d'autres pays.

Le mécanisme place la production et l'effacement sur le même plan, mais la maturité insuffisante des mécanismes d'effacement risquerait de limiter leur participation au marché de capacité. En conséquence, RTE prévoit, pendant une période transitoire d'ici à 2015, de procéder à des appels d'offre destinés spécifiquement aux offres d'effacement.

b) L'effacement : un apport insuffisamment rémunéré
(1) Le principe : mieux gérer les « pointes » comme les « creux »

En matière électrique, l'effacement est le comportement d'un utilisateur qui, sur demande extérieure, renonce à consommer de l'électricité à un moment donné afin de faciliter l'établissement de l'équilibre entre l'offre et la demande sur le réseau. Il ne s'agit pas nécessairement d'une économie d'énergie, car le client peut consommer cette électricité à un autre moment, lorsque le réseau est moins tendu. L'effacement volontaire doit permettre d'éviter la solution extrême du délestage, par lequel le gestionnaire de réseau supprime l'alimentation d'un ou de plusieurs consommateurs sans les consulter.

Votre commission d'enquête s'est particulièrement intéressée au mécanisme de l'effacement, dans la mesure où cet outil lui a semblé très prometteur, par sa contribution à la sécurité du réseau mais également par les économies d'investissement dans de nouvelles capacités de production et par les économies d'émissions de CO2 qu'il permet, ainsi que par la source de revenus complémentaires qu'il peut représenter pour certaines entreprises fortement consommatrices. Votre rapporteur a également apprécié de voir une application concrète du principe consistant à donner une valeur à une non-consommation, afin de prendre en compte l'externalité positive qu'elle représente.

Afin de mieux appréhender le mécanisme de l'effacement, votre commission a auditionné M. Pierre Bivas, président de Voltalis, société spécialisée dans l'effacement diffus, et s'est déplacée le 21 mai 2012 près de Chambéry au siège d'Energy Pool, société spécialisée dans l'effacement industriel, pour visiter ses locaux et rencontrer son président, M. Olivier Baud.

(a) L'effacement diffus

Au cours de son audition, M. Bivas a ainsi indiqué que son entreprise installe un boîtier électronique connecté, d'une part, au tableau électrique afin de commander l'alimentation des appareils électriques concernés au compteur afin de comptabiliser le niveau d'effacement et assurer de ce fait l'ajustement et, d'autre part, à un système d'information qui permet la centralisation des informations concernant l'ensemble du parc des boîtiers installés et qui constitue l'interface avec RTE.

Dans ce cas, c'est la masse agrégée de petits consommateurs qui ne prennent pas de décision de coupure et pour qui la coupure est même insensible, qui présente un intérêt pour le gestionnaire de réseau.

Le bénéfice pour le consommateur réside essentiellement dans l'allègement de sa facture d'électricité que lui procure sa non-consommation à des moments critiques pour l'équilibre du réseau. En outre, le boîtier est susceptible de lui fournir des informations précises sur sa consommation et ses différents postes.

(b) L'effacement industriel

L'intérêt pour le système électrique réside dans la possibilité de « couper » un certain nombre de gros consommateurs, présentant en eux-mêmes un effet de masse précieux pour la gestion de la pointe ou de l'extrême-pointe.

Au vu de l'enjeu industriel de la question de la coupure pour les consommateurs en question, la démarche de l'agrégateur consiste à examiner avec précision le processus de son client industriel. L'analyse porte, machine par machine et processus par processus, sur ce qu'il est possible d'arrêter rapidement, dans quelles conditions et à quel coût.

À partir de ces éléments, il peut moduler, à partir de son centre de pilotage la consommation de ses clients, à la demande de RTE. Les consommateurs eux-mêmes sont rémunérés au titre du service qu'ils rendent au réseau.

L'effacement peut apporter une plus-value considérable au système électrique de plusieurs façons :

- les pics de consommation : sur la base du scénario de référence RTE 2011 et en tenant compte des capacités nouvelles mises en place d'ici 2020 et des centrales à charbon déclassées, Energy Pool estime que la France risque de manquer de 11 GW en puissance de pointe. On a vu que les investissements sur des moyens de production en pointe étaient coûteux - de l'ordre de 1 milliard d'euros le GW -, sans garantie de rentabilité et fortement émetteurs de CO2. L'effacement peut constituer une partie de la réponse, son potentiel en France étant estimé à une vingtaine de GW par Energy Pool (dont 9 GW d'effacement diffus dans le secteur résidentiel), sans nécessiter des investissements aussi lourds que la construction d'une centrale ;

- les creux de consommation : M. Baud a souligné le problème des creux de consommation, qui, s'ils ne posent pas de problème au réseau électrique en termes de sécurité, constituent un véritable gaspillage, en l'absence de moyens suffisants de stockage de l'électricité. Energy Pool estime que cet excédent pourrait être compris entre 2 et 5 GW à l'horizon 2020 et monter occasionnellement autour de 13 GW du fait de la production intermittente éolienne. Dans ces moments de creux, l'entreprise de M. Baud pourrait rémunérer des acteurs pour qu'ils anticipent leur consommation, contribuant ainsi à une meilleure efficacité du système électrique.

On notera que l'action sur les creux de consommation dépasse le strict cadre de l'effacement, et introduit une notion de « pilotage de la demande », qui correspond bien à la logique du futur système électrique. Elle ne correspond, en revanche, à aucun « marché de la modulation électrique », qui viendrait rémunérer l'utilisation de l'énergie excédentaire.

- la sûreté du réseau : en termes de sûreté du réseau, Energy Pool estime que la moitié des besoins pourrait être fournie par l'effacement, libérant ainsi 1,6 GW de production nucléaire et hydraulique.

(2) La rémunération de l'effacement

La rémunération de l'effacement repose tout d'abord sur une rémunération classique, au même titre que la production d'une centrale, sur le marché d'ajustement, qui permet à RTE d'équilibrer le système : « à chaque fois que l'on efface un mégawatt-heure, on se fait payer comme une centrale lorsqu'elle produit un mégawatt-heure. Nous représentons une alternative » expliquait à votre commission M. Pierre Bivas lors de son audition. 

Ainsi, à l'heure actuelle, une centrale à effacement diffus est rémunérée comme une centrale de production, dans le cadre du mécanisme d'ajustement de RTE. Il est à souligner que ce système ne fonctionne pas qu'au moment des pointes. Le président de Voltalis a ainsi précisé que, la nuit précédant son audition (soit du 9 au 10 avril 2012), sa société avait produit des effacements, de l'ordre de 20 mégawatts pendant une demi-heure, soit environ 10 MWh, acquis par RTE pour contribuer à l'équilibre offre-demande. Ainsi, à tout instant, et pas seulement en pointe, le fait de réduire la consommation représente une alternative à la production pour équilibrer le système.

De son côté, M. Baud précisait que le coût marginal d'un mégawatt-heure effacé est assez proche de celui d'un mégawatt-heure produit par une turbine à combustion - entre 80 et 160 euros selon le client hors compensation de l'énergie (cf. infra) - mais reste plus cher que celui d'un cycle combiné gaz (60-70 euros). Il s'inquiétait que l'effacement soit aujourd'hui en concurrence avec la production des groupes électrogènes, largement amortis, et qui bénéficient donc de coûts marginaux très bas. Il appelait donc de ses voeux la mise en place, le plus rapidement possible, du mécanisme de capacité, afin que les agrégateurs d'effacement disposent d'une autre source de rémunération.

Il s'inquiétait également de l'obligation faite à l'agrégateur d'effacement de compenser au fournisseur l'énergie non consommée, c'est-à-dire de payer au fournisseur le prix de cette électricité qu'il ne pourra facturer à son client du fait de l'effacement, ce qui vient renchérir le prix du mégawatt-heure effacé d'une cinquantaine d'euros.

En effet, le mécanisme de l'effacement consiste à ce qu'un déséquilibre offre/demande d'électricité soit corrigé par une diminution de la demande, ce qui a une double implication : d'une part, le client effacé ne consomme pas d'électricité et, d'autre part, le fournisseur du client effacé maintient sa production.

Or, si le fournisseur en question n'était pas le responsable du déficit de production ayant nécessité de recourir à l'effacement, il se retrouve à produire de l'électricité pour satisfaire les besoins des clients d'un concurrent, qu'il ne pourra donc pas facturer. Il est confronté à un manque à gagner, qui doit être compensé.

Reste à savoir par qui il doit être compensé. Les agrégateurs d'effacement considèrent que cela incombe au fournisseur « déficitaire » tandis que la CRE a estimé dans une décision de juillet 2009 que ce ne devait pas être le cas, dans la mesure où ce fournisseur a déjà payé auprès de RTE, outre le surcroît d'électricité, une pénalité.

Juridiquement, la CRE a considéré que le respect de l'ordre de préséance économique - imposé par l'article 15 de la loi NOME - impliquait un classement des offres d'ajustement en fonction de leur contribution économique au « surplus social », lequel rend nécessaire que soit mise à la charge de l'opérateur des effacements diffus l'obligation de rémunérer les fournisseurs dont les clients ont fait l'objet d'effacements temporaires.

Cette décision de la CRE a été annulée par le Conseil d'État dans sa décision du 3 mai 2011, suite à un recours de Voltalis. La haute juridiction a considéré que la loi ne prévoyait pas que l'appréciation économique d'une offre d'ajustement puisse porter sur ses effets indirects sur la collectivité dans son ensemble.

Il s'est donc créé une situation de vide juridique, préjudiciable à l'essor de l'effacement. Pour répondre à ce vide juridique, en décembre 2011, le Sénat a adopté, dans le cadre de l'examen du projet de loi renforçant les droits, la protection et l'information des consommateurs, un amendement inscrivant dans la loi la possibilité pour la CRE de prendre en compte le « surplus social ». Mais ce texte n'est pas allé au bout de la navette et est toujours en attente d'une deuxième lecture à l'Assemblée nationale.

À l'avenir, les opérateurs d'effacement ont vocation à participer au futur marché de capacités sur les mégawatts disponibles à la pointe mis en place par la loi NOME. Les capacités d'effacement, parfaitement substituables aux capacités de production, pourront donc être acquises sur le marché au bénéfice des opérateurs concernés.

Pour votre rapporteur, l'effacement est un mécanisme intéressant, tout particulièrement dans un pays qui, comme la France, connaît des pointes extrêmes et croissantes.

Simplement, la taille réduite des acteurs actifs sur ce marché ne permet pas d'agir de manière significative pour la sécurité du système dans son ensemble. Seul un changement d'échelle peut faire de l'effacement une alternative crédible à la construction de nouvelles capacités de production coûteuses et émettrices de gaz à effet de serre.

Votre commission tient sur ce point à affirmer la nécessité de valoriser la non-consommation et l'utilité publique de l'effacement. Il appelle par conséquent à la mise en oeuvre d'une véritable politique publique de l'effacement, alors que ce potentiel n'est aujourd'hui développé qu'à travers des initiatives privées et éparses.

3. Mettre en oeuvre aussi vite que possible les technologies qui permettent la régulation de flux désormais complexes

Consommer moins, c'est bien surtout en période de pointe ; mais consommer « mieux », c'est-à-dire d'être en mesure d'ajuster en temps réel l'offre à la demande, c'est tout aussi impératif, au moment où les flux énergétiques deviennent du fait de leur intermittence - de leur variabilité, préfèrent dire certains - plus complexes. Les nouvelles technologies peuvent contribuer à une régulation fine - « fine tuning » pourrait-on dire en anglais - tant au niveau des réseaux que du développement de possibilités de stockage.

a) Les perspectives en matière de réseau : les « smart grids » ou « réseaux intelligents »
(1) Qu'est-ce qu'un « réseau intelligent » ?

Traditionnellement, le système électrique français a été conçu de façon centralisée pour évacuer la production des grandes centrales thermiques ou hydrauliques vers les centres de consommation, au moyen d'un réseau de transport et de distribution à la structure arborescente, prévu pour fonctionner de façon unidirectionnelle de la centrale vers le consommateur. Le pilote du réseau - en l'occurrence RTE - s'assure de l'équilibre du système en jouant sur le levier de l'offre, qu'il ajuste en temps réel à la demande, le consommateur étant pour sa part réduit à un rôle relativement passif.

Le concept de smart grids - ou « réseaux intelligents » en français - désigne l'émergence d'un nouveau modèle de système électrique, résultant notamment de l'intégration des technologies de l'information et de la communication qui permettent d'échanger en temps réel un flux important d'informations. Il doit permettre de répondre aux évolutions auxquelles est confronté le système traditionnel, qui sur certains points a atteint ses limites.

(a) Mieux piloter une énergie désormais intermittente et multidirectionnelle

On a vu précédemment que le réseau était confronté à la difficulté d'intégrer la production d'origine renouvelable. Celle-ci a pour première particularité d'être fortement dispersée - 86 000 nouveaux sites de production d'énergie renouvelable ont ainsi été raccordés en 2011 par ERDF : il faut donc passer d'un réseau conçu pour acheminer l'électricité à un réseau qui doit également la collecter et fonctionner dans les deux sens.

Cette production d'origine renouvelable a également pour caractéristique d'être intermittente et donc d'avoir une production difficilement maîtrisable. Cela fait courir au système le risque d'être soit en sous-production si les conditions météorologiques sont particulièrement défavorables, soit en surproduction dans le cas inverse. L'exemple de l'Allemagne est particulièrement éclairant, avec des variations de prix très importantes en fonction de la production éolienne, allant jusqu'à des prix négatifs.

Les nouvelles technologies peuvent répondre en partie à cette question, comme a pu le constater une délégation de votre commission lors de son déplacement à l'Institut national de l'énergie solaire (INES), installé au sein du Technolac de Savoie sur la commune du Bourget-du-Lac, près de Chambéry. Elle a pu visiter le centre de pilotage de la production des installations photovoltaïques de l'Institut, réparties en divers points du territoire français, et a pu constater l'efficacité du logiciel développé par le CEA pour l'INES afin d'évaluer, à partir des données météorologiques, la production des panneaux, estimée un jour à l'avance puis quart d'heure par quart d'heure. Elle a également observé sur place le système de stockage mis en place par l'INES - à partir de piles à combustion - qui lui permet de lisser dans le temps la quantité d'électricité qu'elle injecte sur le réseau.

Ainsi, votre commission a pu voir concrètement comment le développement des nouvelles technologies permettait de faciliter l'intégration des énergies renouvelables : il ne s'agit plus d'injecter passivement son électricité sur le réseau ; il est possible en temps réel - et avec une certaine prévisibilité - d'informer le gestionnaire de réseau de la quantité d'électricité injectée.

Cette nécessité de mieux piloter la production est particulièrement vraie pour les énergies renouvelables, mais se retrouve dans les productions traditionnelles centralisées. La capacité à être flexible deviendra de plus en plus importante et valorisée. Les producteurs eux-mêmes auront besoin de cette flexibilité, afin de vendre leur production au moment le plus opportun.

(b) Renforcer la sécurité des réseaux

Les nouvelles technologies peuvent également permettre de répondre à un impératif de sécurité du réseau. Il s'agit par exemple de mettre en place des mécanismes de protection extrêmement rapides, permettant d'isoler les sections de réseau connaissant une perturbation et de piloter à distance la reconfiguration des branches du réseau concernées.

Le réseau français est déjà équipé de dispositifs de ce type, comme le rappelait à votre commission Mme Bellon, présidente du directoire d'ERDF, « le réseau de distribution [français] est déjà doté de systèmes technologiques évolués et bien plus smart [...] que la plupart des réseaux de distribution européens : agences de conduite régionales, réseaux auto-cicatrisants, les exemples ne manquent pas. Avec les nombreux démonstrateurs de réseaux intelligents qu'ERDF pilote en France, ou le projet européen Grid4EU, le distributeur français investit déjà pour les réseaux du futur. »

D'autre part, les réseaux intelligents, à travers une multitude de capteurs et d'appareils de mesures, mettront à disposition des gestionnaires de réseau - de transport ou de distribution - une multitude d'informations, et ce en temps réel, mettant ainsi fin à la relative cécité à laquelle ils sont parfois confrontés. ERDF n'a ainsi aucune visibilité au-delà du poste source : il pourra demain piloter le réseau jusqu'au compteur du consommateur.

L'essor des réseaux intelligents repose également sur l'émergence d'un « consom'acteur », qui sera examinée infra.

Au final, on peut retenir la définition des réseaux intelligents des experts de la « Taskforce for Smart Grids » de la Commission européenne : « un réseau électrique intelligent est un réseau qui est capable d'intégrer au meilleur coût les comportements et les actions de tous les utilisateurs qui y sont reliés : producteurs, consommateurs ainsi que ceux qui sont les deux à la fois. L'objectif est d'assurer au système électrique d'être durable et rentable, avec des pertes faibles et avec des niveaux élevés de sécurité, de fiabilité et de qualité de la fourniture ».

(2) Les perspectives de mise en place en France de « réseaux intelligents »

La nécessité d'intégrer les technologies des réseaux intelligents est bien présente dans la réflexion menée sur le système électrique français, comme en témoignent les nombreux rapports disponibles sur la question131(*), et a bien été intégrée par les différents acteurs. On peut citer par exemple l'activité de la CRE sur ce sujet, qui organise régulièrement des colloques sur la question depuis 2010 et qui a mis en place un site Internet entièrement dédié aux réseaux intelligents132(*), afin de permettre les échanges entre les différents acteurs impliqués et de fournir une information détaillée, à la fois à l'attention du grand public et des professionnels du secteur. Il permet également de faire connaître les nombreuses expérimentations menées en France et dans le monde.

Interrogé par votre rapporteur sur les questions que posait la perspective d'un développement des réseaux intelligents, la CRE a notamment identifié la question de son coût. En effet, l'European Electricity Grid Initiative (EEIG) a estimé à 15 milliards d'euros pour la France des besoins d'investissements dans les réseaux intelligents (480 milliards au niveau européen). Se pose également le problème du mode de financement, et plus particulièrement de l'allocation des coûts entre les différents bénéficiaires, dans la mesure où les réseaux intelligents génèrent des bénéfices sur l'ensemble de la chaîne de valeur. Les controverses suscitées sur les fonctionnalités et le mode de financement du déploiement du compteur Linky (traité en détail infra), illustrent bien cette difficulté.

Au-delà de la question du déploiement de Linky, votre rapporteur a souhaité approfondir la question de la diffusion en France des réseaux intelligents et entendre le point de vue des industriels du secteur, notre pays ayant la chance de disposer d'une filière de pointe sur ce sujet. Il a ainsi auditionné des représentants du Gimelec - groupement des industries de l'équipement électrique, du contrôle-commande et des services associés - qui rassemble 230 entreprises fournissant des solutions électriques et d'automatismes sur les marchés de l'énergie, du bâtiment, de l'industrie et des infrastructures.

Ces industriels lui ont confié que de leur point de vue, il existait encore de nombreux freins au développement de ces technologies et des modèles économiques qui y sont associés. Ils ont notamment attiré l'attention de votre rapporteur sur le manque de visibilité dont souffrait le marché des réseaux intelligents : « Les industriels de l'efficacité énergétique et du smart grids sont suspendus à l'attente d'un décret de la loi Nome pour la structuration du marché de l'effacement et à la consultation en cours du Turpe 4 sur le fléchage des investissements critiques en matière des REI133(*) en région ».

Ils ont également regretté que la France, si elle conserve une certaine avance en Europe, soit plus en retrait par rapport aux États-Unis ou à l'Asie, en termes d'investissements.

b) Les enjeux du stockage de l'électricité, contrepartie de l'intermittence des énergies renouvelables

Les situations de surproduction sont appelées à devenir de plus en plus fréquentes avec le développement des énergies renouvelables, et notamment éoliennes, dont la production n'est pas corrélée à la consommation.

(1) Les possibilités actuelles : les STEP

Principe général de fonctionnement d'une STEP

Schéma EDF

Les STEP (stations de transfert d'énergie par pompage) sont des installations hydroélectriques qui ont la particularité d'être équipées d'un système de pompage permettant de transférer l'eau d'un bassin inférieur vers un bassin supérieur. Le réservoir supérieur est alimenté soit exclusivement par ce système de pompage (STEP « pure ») et fonctionne alors en circuit fermé, soit par un mixte entre l'écoulement naturel et l'apport du système de pompage (STEP « mixte »).

En phase de stockage de l'énergie, la station utilise de l'électricité pour remonter l'eau du bassin inférieur vers le bassin supérieur, tandis qu'en phase de turbinage, elle fonctionne comme une centrale hydroélectrique classique. Le taux de rendement est estimé par EDF à 75 % pour les installations existantes : en utilisant 100 d'électricité pour remonter l'eau l'installation sera capable d'en produire 75 en phase de turbinage.

La rationalité économique de ce système tient au fait que l'électricité ne se stockant pas, le coût marginal de production - et donc le prix - varie fortement au cours d'une journée ou d'une période de temps donné, entre les périodes de pointe (vers 19 heures par exemple) et entre les périodes creuses (heures de nuit par exemple). La STEP tire sa rémunération du différentiel de prix entre ces deux phases.

Les STEP constituent le moyen le moins cher de stocker de façon massive de l'électricité. Energypool a estimé le coût du mégawatt-heure produit par une STEP entre 75 et 250 euros, à comparer à une fourchette de 300 à 500 euros le mégawatt-heure pour le stockage dans une batterie électrochimique. Elles jouent un rôle important en période de pointe et sont un élément fondamental de sécurité du réseau dans la mesure où leur production est mobilisable en quelques minutes.

(a) L'existence d'un potentiel de développement des STEP en France

La France dispose d'une puissance de STEP installées de 5 GW. La seule STEP de Grand'maison a une puissance de 1 790 MW, soit plus qu'un réacteur de type EPR (mais sur une durée beaucoup moins longue). Ces 5 GW installés produisent environ 5 TWh par an en moyenne selon EDF. Une délégation de votre commission s'est rendue à la STEP de Revin, dans les Ardennes, afin de mieux étudier ce mode de stockage de l'énergie.

Séduite par les atouts des STEP (réactivité, faible coût marginal), votre commission a souhaité savoir s'il existait en France un potentiel de développement, sachant que de nombreux projets sont à l'étude en Europe, notamment en Suisse.

La réponse à cette question ne peut être apportée de façon absolument précise. En effet, la remise en concurrence des concessions hydrauliques incite les producteurs à ne pas communiquer sur leurs projets de STEP, ceci concernant la plupart du temps des installations déjà existantes, afin de ne pas dévoiler leurs offres à leurs concurrents.

Néanmoins, M. Pierre-Franck Chevet, directeur général de l'énergie et du climat au ministère de l'écologie, du développement durable, des transports et du logement, a confirmé à votre commission qu'il espérait que dans le cadre de la remise en concurrence des concessions hydrauliques, des projets de STEP puissent venir sur la table.

Cette hypothèse s'est trouvée confirmée plus tard devant votre commission. M. Frédéric de Maneville, président de Vattenfall France, déclarait ainsi lors de son audition : « il y a du potentiel de STEP en France. Le problème, c'est que nous attendons tous depuis maintenant quatre ans le lancement d'appels d'offres pour le renouvellement des concessions hydrauliques, qui n'est toujours pas planifié. Et il ne faut pas forcément jeter la pierre à l'opérateur historique. Quel opérateur historique dont le contrat de concession se termine dans un an ou deux ans investirait dans une STEP ? ».

Au final M. de Maneville estima qu'il existait un potentiel de 2 GW de STEP en France, soit une augmentation de 40 % de la puissance installée. Certains projets sont déjà bien identifiés, tel celui de Redenat, sur la Dordogne, dont le potentiel est évalué à plus de 1 000 MW avec des retombées économiques importantes pour le territoire. Une valorisation appropriée de l'énergie hydraulique du point de vue, notamment, de son apport à l'équilibrage du réseau et à la gestion de la pointe à travers un cadre économique et juridique plus favorable, ne pourra que faciliter la mise en oeuvre de tels projets.

(b) Un modèle économique nécessitant des évolutions

EDF a indiqué à votre commission que le cadre économique actuel des STEP « ne permettait pas d'envisager leur multiplication ». L'opérateur historique a rappelé que le coût de construction d'une STEP était important : de l'ordre de 1 000 €/kW, soit pratiquement le double de celui d'une turbine à combustion. Il a surtout souligné que la fiscalité et les coûts d'accès au réseau représentaient une part prépondérante des charges d'exploitation des installations : 44 % pour la fiscalité et 22 % pour le TURPE, soit les deux tiers des charges d'exploitation totales.

M. Luc Poyer, directeur d'EON France, a abondé dans ce sens en s'interrogeant sur l'opportunité d'aménager le TURPE pour les STEP : « Si vous payez à la fois quand vous soutirez et quand vous injectez et que votre modèle économique, c'est l'entrée/sortie, cela peut très vite être peu économique ».

M. de Maneville a également abordé la question d'un développement d'un marché de services. « Les STEP, que vous voyez se multiplier en Autriche, en Suisse ou en Allemagne, mais non en France [...] disposent d'un modèle économique qui repose avant tout sur la fourniture de services système aux réseaux. »

Concrètement, chaque jour, RTE doit acheter aux producteurs des services système - réserves primaires, secondaires et tertiaires - permettant de gérer l'équilibre du réseau en temps réel. Il s'agit de l'achat d'électricité parfois à l'échelle de quelques minutes. M. de Maneville d'ajouter : « à l'heure actuelle, nous sommes quasiment le dernier pays de l'Union européenne à ne pas disposer d'un mécanisme de marché permettant à RTE d'acheter ces services aux producteurs : nous fonctionnons toujours selon une prescription définie par décret, alors que partout ailleurs les opérateurs de réseaux acquièrent ces services auprès des producteurs selon des mécanismes d'enchères, qui, soit dit en passant, constituent en général le modèle économique sous-jacent du développement des STEP. »

(2) Les perspectives offertes par le stockage de l'électricité grâce à l'hydrogène

Un autre moyen de mieux ajuster l'offre à la demande et, en particulier, de gérer l'intermittence est de chercher à mettre en oeuvre les techniques ou à développer les technologies nouvelles de nature à pallier le caractère essentiel de l'énergie électrique qui est de ne pas être stockable.

Le stockage de l'électricité grâce à l'hydrogène est une voie prometteuse mais dont le degré de maturité est encore difficile à apprécier. Elle consiste à utiliser l'énergie électrique pour alimenter un électrolyseur, qui décompose l'eau en oxygène et en hydrogène, selon l'équation suivante :

2 H2O  2H+ O2

Le bilan carbone de cette opération, qui utilise de l'eau et rejette de l'oxygène, dépend de la source d'énergie utilisée. Si cette énergie est entièrement décarbonée - production éolienne par exemple - les émissions de carbone sont nulles.

Le rendement total des électrolyseurs est évalué par Air Liquide, dont votre rapporteur a auditionné plusieurs représentants, à 60-65 % actuellement, et devrait pouvoir atteindre 70 % en 2020.

· Les avantages du stockage de l'énergie grâce à l'hydrogène

L'hydrogène ainsi produit a pour particularité d'être facilement stocké et transporté, que ce soit sous forme liquide, mais surtout désormais sous forme gazeuse.

L'hydrogène sous forme gazeuse peut être stocké en grande quantité, à l'intérieur de cavités naturelles, permettant éventuellement d'accumuler un excédant de production d'énergie renouvelable, pendant des semaines voire des mois. À titre d'exemple, Air Liquide a indiqué à votre rapporteur qu'elle évaluait en Allemagne la capacité de stockage nécessaire pour faire face à un déficit de production renouvelable pendant plusieurs jours du fait de conditions météorologiques défavorables à 1 000 GWh. Cette production représente 70 % de la capacité de stockage par hydrogène de la seule caverne de Nüttermoor, actuellement utilisée pour le stockage du gaz naturel. À titre de comparaison, la capacité des STEP installées en Allemagne est de 40 GWh par an.

Le stockage par l'hydrogène permet donc de stocker des quantités beaucoup plus importantes qu'à travers des batteries chimiques, qui ne peuvent contenir que quelques dizaines de kWh, et de s'affranchir des limites d'implantation des STEP, très performantes mais contraintes par le relief.

L'hydrogène peut également être stocké de façon diffuse, par exemple au sein de véhicules électriques utilisant de l'hydrogène comme carburant.

· L'utilisation de l'hydrogène

La production d'électricité à partir d'hydrogène afin de la réinjecter sur le réseau n'est pas forcément la vocation première de l'hydrogène ainsi produit. Il pourrait être utilisé pour ses qualités en termes de transport et de stockage pour l'alimentation de sites isolés (relais télécoms par exemple) ou comme moyen de stockage diffus à travers des véhicules électriques utilisant l'hydrogène comme combustible.

Schéma Sénat, commission d'enquête sur le coût réel de l'électricité

On constate sur le schéma ci-dessus que l'hydrogène peut également être directement injecté dans le réseau existant de gaz naturel, à hauteur de 5 % maximum pour l'instant, ce seuil pouvant être repoussé autour de 20 % à l'horizon 2020.

Néanmoins, de par l'objet de son enquête, votre commission s'est particulièrement intéressée aux possibilités que l'hydrogène offre en termes de réinjection de courant sur le réseau, afin d'utiliser l'électricité produite en excédent, du fait par exemple d'une abondance de la production renouvelable.

Il existe trois moyens de réinjecter de l'électricité sur le réseau à partir de l'hydrogène stocké :

- le premier consiste à alimenter une pile à combustible ;

- le deuxième à synthétiser du méthane - du gaz naturel - selon l'équation CO+ 4H CH+ 2 H2O. Il s'agit de la méthanation. Ce gaz peut ensuite être injecté directement dans le réseau de gaz existant ou alors, ce qui nous intéresse, alimenter une centrale à gaz « classique », produisant de l'électricité ;

- le troisième, enfin, consiste à utiliser l'hydrogène directement dans une centrale à gaz spécialement conçue à cet effet, afin de fabriquer de l'électricité.

On constate sur le schéma ci-dessus que le rendement global reste assez bas : entre 30 et 35 %. Il convient néanmoins de rappeler que la logique de ce système est d'utiliser l'électricité excédentaire renouvelable, produite donc à un coût marginal nul, voire négatif, à partir d'une ressource inépuisable. L'intérêt de cette solution technique doit donc être apprécié sur l'ensemble de la chaîne.

D'après une étude134(*) citée par Air Liquide devant votre rapporteur, le coût du mégawatt-heure réinjecté sur le réseau à partir d'un stockage de l'énergie sous forme d'hydrogène pourrait descendre à 90 € dans les 10 ou 20 ans à venir. Il s'agit là du seul coût de stockage et de restitution de l'énergie, qui ne comprend pas le coût de l'électricité consommée pour produire de l'hydrogène.

Concrètement, plusieurs projets sont en cours pour valider ces technologies, notamment en Allemagne et au Danemark. Siemens a ainsi développé un catalyseur d'une puissance de 100 MW destiné à utiliser l'électricité d'une ferme éolienne. D'ici à 2020, ces projets sont avant tout des projets de démonstration, mais on peut attendre les premières références commerciales dans les années 2020-2030 et la maturité industrielle de cette filière autour de 2050, d'après Air liquide.

En France, on peut citer le projet MYRTE (Mission hYdrogène-Renouvelable pour l'inTégration au réseau Electrique) qui vise à coupler la centrale solaire photovoltaïque de Vignola (Corse) dont la production d'électricité atteint 550 kW, à une chaîne à hydrogène. Ce projet a été lancé en 2007 via le Pôle de Compétitivité CAPENERGIES qui en assure le pilotage.

Lors de son audition devant votre commission, M. Bernard Bigot, administrateur général du CEA, a affirmé son optimisme quant aux perspectives du stockage de l'énergie : « Aujourd'hui, on estime que le coût d'usage du stockage du kilowatt-heure est de l'ordre de 50 centimes d'euro et notre ambition est de réduire ce coût, avant 2020, à 5 centimes, voire à 3 centimes ».

B. DÉBATTRE SANS A PRIORI DE TOUS LES ASPECTS DE LA QUESTION DU NUCLÉAIRE

Après la décision de l'Allemagne d'abandonner le nucléaire et celle du Japon d'arrêter de fait quasiment tous ses réacteurs, il faut admettre que la donne a changé en matière d'énergie électrique. La question du nucléaire ne doit plus être un tabou.

Trois sujets, d'inégale urgence, peuvent, selon votre rapporteur, être « mis sur la table », compte tenu de leurs enjeux en termes d'investissement et donc d'impact sur le coût réel de l'électricité :

- la prolongation de la durée de fonctionnement des centrales actuelles, au sujet de laquelle il convient de prendre rapidement des décisions explicites - ainsi que nous y invitait la Cour des comptes - ;

-  la gestion des déchets, qui nous amène à nous projeter à un horizon multiséculaire ;

- la gestion du risque nucléaire, enfin, dont il est clair qu'il ne peut être supporté in fine que par l'État et constitue donc un engagement hors-bilan à prendre en compte.

Longtemps, le choix nucléaire de la France a été considéré comme une donnée. Aujourd'hui, il y a, incontestablement, débat.

D'un côté, il y a ceux qui considèrent que la France a fait la preuve de sa capacité à maîtriser une technologie décarbonée qui reste compétitive, tout en se montrant exemplaire en matière de sécurité ; de l'autre, on trouve ceux qui estiment que cette filière peut être abandonnée sans dommage, tant pour les risques qui lui sont attachés que pour des raisons économiques, compte tenu des incertitudes et de l'importance des coûts de toute nature à prendre en considération.

Dans le nouveau contexte créé par l'accident de Fukushima et l'inquiétude diffuse qu'il a suscitée, et par l'engouement croissant de l'opinion pour les énergies renouvelables, force est de constater, selon votre rapporteur, que le débat tend à se déplacer pour aboutir à une question simple : faut-il « sortir du nucléaire » ou seulement « sortir du tout nucléaire » ?

La prolongation des centrales actuelles est un enjeu important, ne serait-ce qu'en raison de l'importance des investissements en cause.

Votre commission n'a pas cherché à aboutir à un consensus entre ceux qui veulent abandonner le plus vite possible la filière nucléaire et ceux qui voient dans la prolongation des centrales une façon somme toute économique - sauf dans le cas où l'autorité de sûreté déciderait de fermer des centrales récemment rénovées - de satisfaire aux besoins de la France en énergie électrique en attendant l'arrivée à maturité des nouvelles technologies.

1. La prolongation de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires

La Cour des comptes met en avant, dans la conclusion générale de son rapport de janvier 2012, le caractère stratégique de la durée de fonctionnement des centrales nucléaires.

On pourrait pourtant se demander si la décision concernant cette prolongation n'est pas d'ores et déjà prise.

En effet, la durée de 30 ans, sur laquelle avait été calculé l'amortissement des centrales lors de leur construction135(*), a d'ores et déjà été dépassée par certaines centrales136(*) et une prolongation au-delà de 40 ans est même prévue explicitement par la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) de production d'électricité137(*).

La Cour des comptes indique d'ailleurs avec force que, compte tenu des délais de réalisation des projets (processus d'autorisation, construction des centrales et adaptation des réseaux), « ne pas prendre de décision revient à faire un choix, celui de faire durer le parc actuel au-delà de 40 ans ».

a) L'effet génération : le « papy boom » des centrales françaises

La construction du parc actuel de 58 réacteurs a constitué l'une des plus grandes sagas de l'histoire industrielle française : la majorité des chantiers se sont déroulés, de leur commencement à leur livraison, sur une vingtaine d'années seulement, des années 1970 au début des années 1990.

En contrepartie, ces centrales vieillissent à la même vitesse et leur fin d'exploitation, si elle n'est pas lissée dans le temps, surviendra également de manière rapprochée.

Ainsi, 46 réacteurs arriveront à l'âge de 40 ans138(*) entre début 2017 et fin 2027, soit plus de 4 réacteurs par an en moyenne pendant une période de plus de onze années.

Dans le cas où il serait décidé d'arrêter les centrales à ce stade de leur exploitation, la perte de puissance du parc de production électrique serait très rapide, dès les dernières années de la décennie actuelle.

Évolution de la puissance nucléaire installée du parc nucléaire
pour une durée d'exploitation de 40 ans

Source : données CEA - Enecluc. Graphique Sénat.

Ce « papy boom » pose des difficultés certaines, compte tenu du poids prépondérant de l'électricité nucléaire dans le bouquet électrique.

Plusieurs dizaines de gigawatts d'unités de production ou d'économies d'énergie devraient alors être réalisés en l'espace de quelques années. L'effort à fournir serait comparable à un effort de guerre, pour reprendre la formule employée lors de son audition par M. Gilles-Pierre Lévy, président de la deuxième chambre de la Cour des comptes. Or, les délais de réalisation des projets ne permettent de répondre à ce défi que si des décisions d'investissement sont prises très rapidement.

Une prolongation de l'ensemble du parc ne supprimerait pas ce « papy boom », qu'il repousserait simplement à une échéance ultérieure. Un tel délai permettrait, toutefois, de lisser dans le temps les arrêts de réacteurs afin de rendre l'effort plus soutenable pour les industriels, de réaliser plus d'économies d'énergie (notamment dans le bâtiment, soumis à une forte inertie) et de construire de nouvelles unités de production soit nucléaire, soit renouvelable, soit fossile avec les installations associées : réseau, stockage...

b) Un avantage qui a été monétisé dans d'autres pays mais qui permet de financer les investissements de sécurité et de jouvence

Comme il a été souligné devant votre commission, la prolongation des centrales nucléaires a fait l'objet, dans certains pays, d'une taxe spéciale sur les marges perçues par les exploitants.

En Belgique, le Gouvernement a conclu le 22 octobre 2009 un protocole d'accord avec le groupe GDF Suez, prévoyant la prolongation de 10 ans de la durée d'exploitation des centrales Doel 1, Doel 2 et Tihange 1. En échange a été prévu un investissement de 500 millions d'euros de GDF Suez dans les énergies renouvelables, ainsi que le paiement d'une taxe d'un montant annuel compris entre 215 et 245 millions d'euros entre 2010 et 2014. Ce montant a été porté par la suite à 550 millions d'euros.

Cette taxe est liée selon l'autorité de régulation belge139(*) :

- d'une part, à l'amortissement accéléré sur 20 ans dont a bénéficié l'ensemble du parc de production nucléaire belge, avant l'introduction de la libéralisation. Le parc nucléaire belge est donc intégralement amorti et les producteurs reçoivent des bénéfices qui devraient être compensés pour les consommateurs en retour de leurs efforts passés ;

- d'autre part, à la prolongation de la durée de vie des trois réacteurs, constitutive d'un profit nouveau pour l'exploitant.

En Allemagne, avant l'accident de Fukushima et la décision de sortir du nucléaire, le gouvernement allemand avait signé le 6 septembre 2010 un contrat avec les fournisseurs d'énergie et les exploitants des centrales nucléaires, prévoyant la prolongation de 8 à 14 ans de la durée de vie de ces centrales.

En échange, les exploitants s'engageaient à verser, à proportion de leur production résultant de la prolongation, une cotisation à un fonds fédéral spécial. Les exploitants devaient verser un montant total de 200 à 300 millions d'euros par an jusqu'en 2016.

Cette situation ne peut être transposée telle quelle en France, où les centrales nucléaires ont été amorties au départ sur 30 ans, puis sur 40 ans à partir de 2003. De plus, l'exploitant écoule en France une grande partie de sa production au tarif réglementé de vente (ou désormais à l'ARENH), qui est inférieur aux prix de marché, et ne bénéficie donc pas des mêmes marges qu'en Belgique.

Il n'est toutefois pas exclu qu'une situation similaire à celle constatée en Belgique survienne à l'avenir, notamment lorsque les centrales seront entièrement amorties, ce qui nécessiterait un traitement réglementaire spécifique. Les seuls mécanismes de marché ne peuvent, en effet, pas réduire la rente nucléaire : si, dans d'autres secteurs économiques, l'apparition de coûts de production faibles entraîne une augmentation de l'offre et donc une réduction du prix, la production nucléaire ne peut évidemment pas s'accroître librement, en raison des contraintes réglementaires et des difficultés d'acceptabilité sociale concernant la construction de nouvelles centrales.

Au total, la prolongation de la durée d'exploitation des centrales au-delà de 40 ans, en France, serait source de revenus pour l'exploitant qui rentabiliserait mieux l'investissement de départ, mais aussi de coûts importants : EDF a chiffré à 50, puis 55 milliards d'euros le programme d'investissements qui aura pour fonction principale de permettre une telle prolongation.

Ces dépenses sont d'ores et déjà intégrées dans le prix de l'ARENH fixé par le Gouvernement et devraient donc, aux termes de la loi NOME, être explicitement prises en compte dans les tarifs réglementés de vente d'ici à la fin 2015.

Le mode de fixation de l'ARENH devrait donc garantir la prise en compte, à hauteur des coûts de production et compte tenu de l'amortissement déjà réalisé, des coûts comme des bénéfices liés pour l'exploitant à la prolongation de la durée de vie de ses centrales et à leur mise en conformité avec les normes de sûreté telles qu'elles ont été réévaluées à la suite de l'accident de Fukushima.

c) Un risque économique réel de gaspillage de ressources en cas de non-prolongation par décision de l'ASN ? Ou une solution d'attente qui permet de « voir venir » ?

La prolongation des réacteurs présente plusieurs avantages sur le plan économique, énumérés par la Cour des comptes dans la conclusion générale de son rapport de janvier 2012 :

- en apportant des années d'exploitation supplémentaire, alors que les centrales seront intégralement amorties au bout de quarante années d'exploitation, il accroît tout simplement la rentabilité des centrales nucléaires ;

- la prolongation de la durée d'exploitation des réacteurs éloigne dans le temps la survenance des charges qui seront liées à leur arrêt : démantèlement et construction de nouveaux moyens de production, certainement plus coûteux.

Au total, la commission « Énergies 2050 » a évalué à 1 milliard d'euros le coût de l'arrêt à l'âge de 40 ans, au lieu de 60 ans, d'un réacteur de 900 MW mis en service aux alentours de 1980. Ce coût serait assez nettement inférieur si les coûts de jouvence étaient supérieurs aux prévisions ou si une électricité de substitution pouvait être achetée à un prix inférieur à 70 € / MWh (prix estimé pour une électricité produite par une centrale à gaz).

La prolongation présente également des risques ou des inconvénients :

- en premier lieu la prolongation de centrales initialement prévues pour une durée de fonctionnement de 30 ans nécessite, comme on l'a vu, des travaux de jouvence coûteux. Le programme d'investissements annoncé par EDF représente 950 millions d'euros par réacteur ou 870 000 euros par mégawatt de puissance installée ;

- le vieillissement des centrales pourrait diminuer leur sûreté et la survenance d'un éventuel accident majeur annulerait de loin tous les avantages économiques du nucléaire. Les contrôles de l'ASN ont toutefois pour objectif non seulement que le niveau de sûreté ne diminue pas, mais qu'il s'accroisse avec le temps grâce à la réalisation de travaux de maintenance exigés par des normes de plus en plus strictes. L'autorisation de prolongation n'est en effet donnée que si la centrale remplit les normes de sûreté actuelles ;

- la prolongation des centrales maintient la prépondérance du parc nucléaire actuel, avec le risque potentiel que comporte tout système hautement dépendant envers une technologie unique : une panne technique ou une faille de sécurité affectant un composant générique pourrait entraîner l'arrêt ou la diminution de performance de l'ensemble de l'outil de production. Les économies obtenues par la prolongation seraient alors rapidement annulées par le choc subi par l'ensemble de l'économie et par les particuliers ;

- la prolongation retarde l'application de décisions éventuelles de politique énergétique telles qu'une sortie du nucléaire, une limitation de son poids ou le remplacement du parc existant par des réacteurs de 3génération.

Votre rapporteur souligne que la prolongation à 60 ans repose sur un pari industriel puisqu'aucune centrale nucléaire n'a encore fonctionné pendant une telle durée, la durée maximale d'exploitation d'un réacteur étant jusqu'à présent de 47 ans140(*).

L'aspect financier ne peut toutefois être que l'un des critères de choix d'une politique énergétique et tout particulièrement nucléaire, qui doit également englober les aspects d'environnement, de sécurité et d'éthique.

Sur un plan plus stratégique, la prolongation des centrales actuelles retarde la mise en oeuvre du renouvellement des centrales, ce qui a plusieurs conséquences.


· D'une part, si le choix du nucléaire est confirmé, il pourrait être souhaitable, sur le plan industriel, de lancer un programme de réalisation de centrales de nouvelle génération sans attendre l'obsolescence du parc actuel, afin de profiter des compétences existantes en matière de construction de centrales et d'assurer une « soudure » entre les deuxième et troisième générations du nucléaire.

Un tel programme ferait bénéficier les acteurs de la filière d'un retour d'expérience accru et renforcerait leur crédibilité dans les appels d'offres internationaux.


· D'autre part, dans la perspective du développement des énergies renouvelables, la prolongation des centrales actuelles peut retarder la mise en oeuvre d'un effort massif de recherche, de développement et d'investissement dans la transition énergétique et faire manquer à la France le tournant vers les énergies vertes en l'accrochant à un modèle révolu.

On pourrait toutefois considérer, à l'inverse, que la prolongation des centrales permettrait d'attendre l'arrivée à maturité des technologies permettant le développement des énergies renouvelables (unités de production, mais aussi solutions de stockage et de gestion intelligente des réseaux) et de dégager une « rente nucléaire » qu'il serait possible d'utiliser pour développer des moyens de production de remplacement à base d'énergies renouvelables.

La prolongation des centrales apparaît donc comme une solution d'attente et de moindre coût, mais la frontière entre les bénéfices de l'attente et le coût de la non-action demeure délicate à tracer.

L'exemple des États-Unis : jusqu'à 60 ans, voire au-delà ?

Votre rapporteur a interrogé, par l'intermédiaire de la direction générale du Trésor, le service économique de l'ambassade de France aux États-Unis sur les conditions de la prolongation des centrales nucléaires dans ce pays, où de nombreux réacteurs ont d'ores et déjà reçu l'autorisation de fonctionner au moins jusqu'à l'âge de 60 ans.

« 1. Comment a été prise la décision de prolongation de la durée de vie des centrales américaines ?

Le processus réglementaire de délivrance de licence pour les centrales actuellement exploitées aux États-Unis dépend de l'« Atomic Energy Act ». La « Nuclear Regulatory Commission » (NRC) a délivré des licences d'exploitation pour une durée initiale de 40 ans pour les réacteurs commerciaux. À l'époque cette durée avait été choisie pour des raisons économiques et liées à l'organisation de la concurrence, il ne s'agissait pas d'une limitation d'ordre technique, mais uniquement de l'estimation de la durée d'amortissement de l'investissement en capital.

Par la suite, la NRC a lancé des études sur les effets du vieillissement des réacteurs nucléaires pour arriver à la publication de la procédure « 10 CFR Part 54 » réglementant le renouvellement d'une licence d'exploitation pour une durée maximale de 20 ans. Cette autorisation est accordée réacteur par réacteur, il n'y a pas de restrictions sur le nombre de renouvellements possibles dans l' « Energy Atomic Act ». En 2009, Oyster Creek (New Jersey) fut la première centrale à atteindre les 40 ans d'exploitation. Sur les 104 réacteurs que compte le parc américain, 71 étaient autorisés en août 2011 à être exploités pour 20 ans supplémentaires, 15 autres réacteurs ont demandé un renouvellement de leur autorisation et 17 devraient le faire prochainement. Par le passé, la NRC a déjà déclaré qu'une demande de renouvellement était insuffisante et en a rejeté une autre. La NRC a aussi interrompu le processus d'examen le temps que des informations manquantes lui soient fournies.

Le processus de renouvellement de licence nécessite entre 22 et 30 mois d'instruction pour aboutir à une décision positive ou négative. L'exploitant doit déposer sa demande (entre 500 et 2 000 pages de documentation) auprès de la NRC au maximum 20 ans et au minimum 5 ans avant l'expiration de sa licence et doit fournir :

Un examen de la sûreté (« 10 CFR Part 54 ») où l'exploitant identifie les systèmes, les structures et les composants qui pourront être touchés par le vieillissement de la centrale et indique à la NRC les moyens qui seront mis en oeuvre pour gérer ces aspects techniques. Cet examen porte sur les composants à longue durée de vie, on peut citer, entre autres, la cuve du réacteur, les générateurs de vapeur, la tuyauterie, etc.

Un examen de l'impact environnemental d'un tel renouvellement de licence (« 10 CFR Part 51 ») (conséquences sur la qualité de l'eau et la température de celle-ci pour les espèces animales, etc.). Par ailleurs, cette étude doit donner des informations sur l'impact du transport des déchets à haute activité vers le site de stockage de Yucca Mountain (Nevada).

La NRC étudie et vérifie ensuite les informations fournies par l'exploitant. Un programme d'inspection est mis en place par la NRC avant l'approbation de la demande afin d'apprécier si l'exploitant a respecté les exigences des différentes réglementations. Ces inspections permettent aussi à la NRC de vérifier ses analyses préliminaires. Les inspections testent les méthodes utilisées par l'exploitant pour identifier les structures et les composants susceptibles de vieillir, et vérifient leur état sur place. Après avoir donné son accord pour un renouvellement d'autorisation, la NRC réalise de nouvelles inspections, puis, finalement, d'ultimes inspections avant le début des 20 années supplémentaires d'exploitation. En règle générale, la NRC envoie entre 5 et 8 inspecteurs, trois fois, juste avant et juste après le début de la durée additionnelle d'exploitation. Ces inspections durent 2 semaines chacune, et permettent de vérifier que l'exploitant a respecté ses engagements.

Un examen indépendant de la demande est aussi réalisé par l'« Atomic Committee on Reactor Safeguards » (ACRS) de la NRC, et va fournir des recommandations à la NRC.

Le coût total de la préparation des documents par l'électricien et de l'examen par les services de la NRC est estimé à 20 millions $ US. Il est à la charge de l'exploitant, qui rembourse au Trésor le coût de l'examen effectué par les services de la NRC.

La participation du public dans le processus de renouvellement de licence se fait à plusieurs niveaux, lors de réunions, et les informations fournies par l'exploitant sont par ailleurs rendues publiques.

En outre, la NRC a mis en place en 1989 un nouveau système de licence de construction et d'exploitation combinée, appelée COL, dans un souci de simplification. Les COLs sont réglementées par la procédure « 10 CFR Part 52 ». Comme pour la procédure « 10 CFR Part 54 », ces licences sont valables pour une durée de 40 ans et peuvent être renouvelées, sans limitation, pour 20 ans supplémentaires.

Aux États-Unis, de nombreuses recherches sont actuellement réalisées au sein de l'Administration (Département à l'Énergie, NRC) et de l'industrie pour déterminer si les réacteurs actuels pourront être exploités après 60 ans. Pour l'instant, aucun problème technique n'a été mis à jour susceptible d'interdire la poursuite d'exploitation au-delà de 60 ans.

2. Comment ont été financés les investissements nécessaires au prolongement de la durée d'utilisation des centrales ?

Concernant le financement des investissements nécessaires au prolongement de la durée d'utilisation des centrales, il n'y a pas de chiffres globaux aux États-Unis. Ces informations ne sont généralement pas rendues publiques par les industriels. Néanmoins, on peut extrapoler certains éléments.

La centrale de Fort Calhoun (REP de 476 MWe) située dans le Nebraska dont le renouvellement de l'autorisation d'exploitation a été accordé en novembre 2003, pour la période 2013 - 2033. Les travaux de remise à niveau de la centrale ont commencé en septembre 2006, et se sont étalés sur 85 jours. Ces travaux ont été évalués à 417 millions $ US. L'exploitant a remplacé entre autres les générateurs de vapeur, la tête de cuve, le pressuriseur. L'exploitant avait déjà réalisé une partie des travaux avant le démarrage de la remise à niveau (installation d'un simulateur pour fournir des outils de formation pour le remplacement des composants du système primaire, mise en place d'un site d'entreposage à sec, et le remplacement des condensateurs et des ensembles de séchage).

La centrale d'Oconee (REP 3 x 846 MWe) située en Caroline du Sud. Les autorisations initiales devaient expirer en 2013 et 2014, le renouvellement a été autorisé en mai 2000. Un programme de mise à niveau a été réalisé par l'exploitant, pour un coût estimé à 1 milliard $ US. Les générateurs de vapeur et les têtes de cuves ont été remplacés, ainsi que de nombreux autres équipements.

Il n'y a pas de taxe spécifique sur le renouvellement de l'autorisation d'exploitation. En moyenne, aux États-Unis, une centrale nucléaire génère par an 16 millions $ US en taxes au niveau local et de l'État, et 67 millions $ US en taxes fédérales. Sur les 20 ans d'exploitation supplémentaires, ces sommes sont de 320 millions $ US au niveau local et 1,4 Md USD au niveau fédéral. »

(Source : direction générale du Trésor, contributions des services économiques,
en réponse à un questionnaire de votre rapporteur)

2. La gestion des déchets ou la prise en compte du temps long du nucléaire

On a vu précédemment141(*) que le coût des solutions de stockage des déchets est l'objet d'incertitudes importantes, mais que leur impact devrait demeurer limité sur le prix de l'électricité au kilowatt-heure.

S'agissant toutefois de la gestion à long terme des déchets les plus dangereux, ces incertitudes supposent acquis le principe selon lequel ces déchets seraient enfouis en couche géologique profonde, probablement dans le secteur de Bure, sous réserve des décisions à venir.

Votre commission s'est interrogée sur le niveau de maturité de ce projet et ses modalités de réalisation. Le Parlement, dans les prochaines années, sera en effet amené à se prononcer sur la mise en oeuvre effective du stockage géologique, décision de très long terme sur laquelle il sera difficile de revenir. Une délégation de membres de votre commission s'est rendue sur le site de Bure, dont elle a visité les installations.

Votre rapporteur tient à souligner que les élus locaux et les riverains rencontrés ont manifesté leur extrême prudence lors du lancement du débat public préalable à l'enfouissement.

a) Quelle est la maturité du projet d'enfouissement définitif ?

Le Parlement a été fortement impliqué dans la définition de la politique de gestion des déchets nucléaires, alors que le programme nucléaire lui-même, aussi bien civil que militaire, est resté une initiative du Gouvernement depuis les origines.

Deux lois successives ont tracé le cadre actuel de la gestion des déchets radioactifs : la loi « Bataille » du 30 décembre 1991 et la loi « Birraux » du 28 juin 2006142(*). L'Office parlementaire d'évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) a joué un rôle reconnu dans l'élaboration et le suivi de la mise en oeuvre de cette politique.

Il s'agit toutefois d'un processus très progressif.

Le cadre législatif et réglementaire du stockage des déchets à haute activité et
à moyenne activité et vie longue

La loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 a prévu le développement d'axes de recherche sur la réduction du volume et de la toxicité des déchets, sur le stockage des déchets en couche géologique profonde et sur l'étude de procédés de conditionnement et d'entreposage de longue durée des déchets.

Un important débat public s'est tenu en 2005-2006 : pour la première fois, la Commission nationale du débat public menait un débat sur une question de politique générale dans le domaine de l'environnement et non sur un projet d'infrastructure concret.

La loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 a ensuite posé le principe du traitement des combustibles usés (et non leur stockage direct), qui permet de réduire leur quantité et leur nocivité, et celui du stockage réversible en couche géologique profonde pour les déchets radioactifs les plus dangereux.

Cette loi a également fixé le cadre législatif et réglementaire qui gouvernera la création éventuelle du centre de stockage en couche géologique profonde :

- dans un premier temps, un laboratoire souterrain doit étudier les caractéristiques de la couche géologique envisagée : c'est la mission remplie actuellement par le laboratoire souterrain de Meuse - Haute-Marne à Bure ;

- un débat public doit être organisé en 2013 sur la base d'un dossier réalisé par l'ANDRA. Doivent également être consultées la CNEF143(*), l'Autorité de sûreté nucléaire et les collectivités territoriales concernées ;

- la demande de création du centre de stockage doit ensuite être évaluée par l'OPECST ;

- le Gouvernement doit alors présenter un projet de loi définissant les conditions de la réversibilité du stockage. La loi pose, en effet, le principe de la réversibilité sans la définir précisément ;

- ce n'est qu'après la promulgation de cette loi, à l'horizon 2015, et la tenue d'une enquête publique, que peut être accordée l'autorisation de création du centre de stockage en couche géologique profonde, qui serait mis en exploitation en 2025.

L'ensemble du processus recouvre donc plusieurs décennies, alors que le temps législatif est d'ordinaire beaucoup plus rapide. La loi n° 91-1381 du 30 décembre 1991 prévoyait le dépôt par le Gouvernement, avant la fin de 2006, d'un projet de loi « autorisant, le cas échéant, la création d'un centre de stockage des déchets radioactifs à haute activité et à vie longue ». En fait, si le calendrier du dépôt du projet de loi a été respecté, seul le principe du stockage des déchets à haute activité a été inscrit dans la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006, l'autorisation de la création du centre étant, pour sa part, repoussée d'une dizaine d'années.

Compte tenu des délais envisagés, le débat public devrait donc se tenir dès 2013. L'ANDRA constituera d'ici là le dossier qui en sera le support, ce qui suppose qu'elle soit en mesure de conclure scientifiquement sur la faisabilité et les modalités concrètes du stockage sur le site de Bure.

Or, la sûreté du stockage en couche géologique profonde repose sur des paramètres géologiques et physico-chimiques complexes :

- les matières radioactives doivent demeurer confinées et récupérables tant que le centre de stockage n'est pas fermé. Il est donc impératif, dans une zone argileuse profonde où la pression des parois tend à refermer les cavités, de les conditionner et de renforcer les galeries de stockage ;

- le conditionnement des déchets ne peut à lui seul retenir les matières radioactives sur le très long terme (plusieurs milliers d'années). Les propriétés physiques de l'argile doivent donc garantir que ces matières radioactives ne se diffuseront dans l'environnement que sur un rythme extrêmement lent. Ces matières ne doivent pouvoir atteindre le niveau du sol ou les zones souterraines sensibles (nappes phréatiques...) qu'à une échéance telle que la décroissance naturelle de la radioactivité aura supprimé tout danger, en tenant compte également de la dispersion géographique des matières lors de leur diffusion dans le sol.

Analyser les qualités d'un sol et en tirer des conclusions assorties d'un haut degré de certitude pour la capacité de ce sol à retenir les matières radioactives pendant des milliers, voire des centaines de milliers d'années, est un défi scientifique considérable. Les expérimentations portent, par exemple, sur le comportement de la roche suite au creusement des galeries ou face au réchauffement induit par la présence des déchets, sur les propriétés de diffusion et de rétention des éléments et sur la caractérisation de l'eau contenue dans la roche.

Tout en étant favorablement impressionnés par le haut niveau de la recherche menée dans le laboratoire souterrain de Bure, certains membres de votre commission ont constaté lors de leur visite que de nombreux projets de recherche étaient toujours en cours, malgré la proximité des échéances, et que toutes les interrogations n'étaient pas encore levées.

Votre commission, tout en prenant acte du calendrier prévu par le législateur, souligne donc la nécessité incontournable de disposer d'un dossier le plus complet possible sur le plan scientifique afin que, sur un sujet aussi complexe et porteur d'enjeux fondamentaux de très long terme, le débat public puisse se tenir sur des bases solides et incontestables.

b) La réversibilité conçue comme une « assurance-stockage »

Lors de son audition devant votre commission, Mme Marie-Claude Dupuis, directrice générale de l'ANDRA, a rappelé l'incident qui a affecté un centre de stockage de déchets radioactifs installé dans une ancienne mine de sel à Asse, en Basse-Saxe :

« Au départ, cela devait d'ailleurs être une simple expérimentation. Le sel présente des caractéristiques intéressantes, car il est hydrophobe et permet un bon confinement, mais les Allemands ont négligé le fait que cette mine avait tellement été exploitée à fond que la paroi isolant les déchets radioactifs du reste de la couche, qui n'est pas du sel, était devenue si fine qu'il a suffi qu'un peu d'eau s'introduise par une fissure pour dissoudre le sel. Maintenant, les déchets radioactifs baignent dans l'eau... »

À présent, les autorités allemandes pourraient être contraintes de retirer les déchets stockés sur ce site, ce qui devrait entraîner des dépenses considérables parce que le retrait des déchets n'a pas été prévu au départ.

Deux leçons doivent être tirées de cet incident :

- la première est bien entendu qu'il faut approfondir les études afin de limiter au maximum les risques d'erreurs de conception. Mme Dupuis a ainsi indiqué que le projet de Bure veille à abîmer le moins possible la couche d'argile afin de préserver ses qualités ;

- la deuxième est que, toute erreur ne pouvant être évitée dans un projet industriel, il est nécessaire de définir dès le début une solution de repli pour le cas où surviendrait un incident. C'est la philosophie qui prévaut désormais pour la gestion des accidents nucléaires : une centrale devrait pouvoir résister à la perte de ses sources de refroidissement, même si toutes les précautions sont prises par ailleurs pour éviter ce risque144(*). C'est ce qui justifie d'appliquer le principe de réversibilité au stockage des déchets nucléaires.

(1) La réversibilité, un principe inscrit dans la loi

La réversibilité est, selon les termes de M. Claude Birraux, alors député, dans son rapport sur la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006, la possibilité de reprendre les colis de déchets en cas de problème ou de nouvelles possibilités techniques145(*).

L'ANDRA précise qu'il s'agit non seulement d'une possibilité technique (récupérer les colis), mais également d'un processus décisionnel : « La gestion réversible du stockage implique que des décisions seront prises, aux différents stades de l'exploitation, dans le sens d'une poursuite du processus de stockage (mise en exploitation de nouveaux modules de stockage, mise en place progressive des équipements de sûreté passive), d'un maintien en l'état ou d'un retour en arrière »146(*).

Alors qu'aucun choix n'a été fait en 1991, le principe de la réversibilité est posé de manière très ferme par la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006, qui précise que « l'autorisation fixe la durée minimale pendant laquelle, à titre de précaution, la réversibilité du stockage doit être assurée. Cette durée ne peut être inférieure à cent ans. ».

Une définition précise de la réversibilité et de ses conditions ne sera toutefois inscrite dans la loi qu'en 2015, en tenant compte des travaux de l'ANDRA, du débat public et de la consultation des collectivités territoriales.

(2) Une contrainte supplémentaire pour ménager l'avenir

La réversibilité est une contrainte importante sur les travaux. Les alvéoles, longs de plusieurs dizaines de mètres, dans lesquels sont stockés les conteneurs de déchets à haute activité doivent être chemisés d'acier afin de résister pendant un siècle à la pression exercée sur les parois des cavités : la couche d'argile creusée par l'homme a, en effet, tendance à « cicatriser » toute seule, pour reprendre l'image utilisée devant votre commission par M. François-Michel Gonnot, président de l'ANDRA. Des matériels permettant le retrait des colis doivent également demeurer en place et en état de fonctionnement.

À cela s'ajoutent des coûts de surveillance du site : le site doit être instrumenté afin que les équipes de surveillance puissent vérifier à distance que la radioactivité et les autres paramètres physico-chimiques du sol argileux demeurent conformes aux prévisions.

Le choix de la réversibilité entraîne donc un surcoût potentiel et des difficultés techniques que l'on ne saurait négliger.

Il faut toutefois voir dans cette contrainte, non une charge superflue pour des déchets qui ne seront peut-être jamais retirés du centre de stockage, mais une forme d'assurance contre les aléas de toutes sortes qui pourraient affecter l'exploitation du site à partir du moment où, vers 2025, les premiers déchets nucléaires seront stockés dans les alvéoles.

L'ANDRA, s'appuyant sur les travaux des sciences humaines et sociales, a ainsi constaté que la flexibilité, sur un projet qui ne peut s'appuyer sur aucun précédent, permet d'améliorer le processus d'apprentissage et pourrait même être finalement source d'économies, chaque étape bénéficiant du retour d'expérience des travaux déjà menés.

Il est également apparu, lors de la préparation de la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006, que la réversibilité était une condition importante de l'acceptabilité du stockage en couche géologique pour les populations environnantes.

Pour autant, il est important de savoir que la réversibilité est limitée dans le temps. Les contraintes techniques permettront de l'assurer pendant un siècle, peut-être plus, le temps de vérifier que les prévisions scientifiques se vérifient sur les premières décennies, mais le site devra être fermé un jour ou l'autre, notamment pour des raisons de sûreté.

La réversibilité du stockage suppose donc la plus grande transparence des autorités publiques et de l'exploitant, ainsi qu'un dialogue constant avec les populations locales, non seulement à l'occasion du débat public, mais sur le long terme, sur le modèle des commissions locales d'information instituées autour des sites nucléaires.

Votre commission confirme donc la nécessité de maintenir, de manière ferme, le principe de la réversibilité du stockage géologique des déchets radioactifs ultimes, afin de préserver la capacité des générations futures à modifier ou orienter le processus de stockage, voire à agir en réponse à des incidents survenus sur le site de stockage.

3. La question à long terme du risque nucléaire

Parmi les coûts qu'il n'est pas possible de chiffrer précisément, l'enjeu le plus important concerne certainement celui d'un éventuel accident nucléaire.

a) Le coût d'un accident nucléaire majeur, de plusieurs dizaines à plusieurs centaines de milliards d'euros

Le calcul d'une prime d'assurance consiste, en principe, à multiplier une probabilité de survenance d'un dommage par le montant de ce dommage. Cette méthode est toutefois difficile à appliquer au risque d'accident nucléaire en raison de la difficulté de calculer de manière réaliste aussi bien la probabilité de l'accident que son coût.

(1) Quelle est la probabilité de survenance d'un accident nucléaire ?

Selon les résultats des études probabilistes de sûreté menées dans les centrales nucléaires, le risque d'accident entraînant un rejet radioactif important dans l'atmosphère serait de l'ordre de 1 pour 1 000 000 réacteur-an147(*). Ce risque peut paraître relativement faible, même si on le multiplie par le nombre de réacteurs en France (58) et la durée d'exploitation prévisible (30 à 60 années).

Il s'agit, toutefois, d'une estimation théorique, qui mesure la fréquence de fusion du coeur d'un réacteur résultant de défaillances internes. Or, les accidents graves ou majeurs148(*) constatés dans la réalité résultent plutôt d'une série d'événements impliquant souvent des erreurs humaines ou des phénomènes extérieurs sous-estimés.

Il paraît donc difficile d'estimer la « probabilité » réelle de survenance d'un accident nucléaire, tant celle-ci dépend de facteurs humains (erreurs, voire terrorisme) et extérieurs (catastrophes naturelles) qui ne se plient pas à l'analyse probabiliste des ingénieurs.

L'estimation théorique est essentielle pour le constructeur et l'exploitant de la centrale, qu'elle incite à améliorer la fiabilité interne du réacteur, mais elle ne donne qu'une vision insuffisante du risque réel de survenance d'un accident majeur.

Les discours tendant à considérer qu'un accident nucléaire majeur serait impossible en France ne peuvent donc être acceptés. Le président de l'Autorité de sûreté nucléaire, M. André-Claude Lacoste, a ainsi souligné à plusieurs reprises, et notamment lors de son audition devant votre commission, que « personne ne peut garantir qu'il n'y aura jamais d'accident nucléaire en France ».

Il est donc nécessaire d'étudier, hors de toute étude probabiliste, l'hypothèse de la survenance d'un accident nucléaire majeur dans une centrale nucléaire française et d'évaluer son coût.

(2) Un coût difficile à évaluer, mais certainement très élevé

L'IRSN a tenté l'exercice en prenant l'hypothèse d'un rejet contrôlé de substances radioactives, donc d'un accident relativement modéré, en prenant en compte non seulement le coût des dégâts sur le site accidenté, mais aussi les effets sur la population de la contamination radiologique, le coût des territoires décontaminés et les coûts indirects. Le chiffrage obtenu serait de 70 milliards d'euros.

Dans le cas d'un accident très grave tels que ceux de Tchernobyl ou Fukushima, l'IRSN a avancé, en revanche, un coût de l'ordre de 600 à 1 000 milliards d'euros.

L'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), pour sa part, mène depuis 2005, dans le cadre du comité directeur pour la gestion de la phase post-accidentelle (CODIRPA), une réflexion de grande ampleur sur les conséquences d'un accident nucléaire et la gestion post-accidentelle. S'agissant du coût de l'accident, le président de l'ASN a indiqué à votre commission qu'il avait souhaité passer commande d'une étude complémentaire de celle de l'IRSN, mais n'avait pu trouver de soumissionnaire.

La difficulté d'estimation de ce coût tient à plusieurs causes. S'il est possible dans une certaine mesure d'évaluer les coûts directs pour le site (décontamination, perte de revenus due à l'arrêt temporaire ou définitif de l'activité...) et ceux qui résultent des actions d'urgence (évacuation et relogement de la population dans un certain périmètre) ou de la décontamination des territoires, il est beaucoup plus difficile d'estimer le coût des autres conséquences d'un accident nucléaire :

- les conséquences sanitaires d'une contamination radiologique pour la population peuvent survenir à long, voire très long terme ; de plus, il est difficile d'établir un lien certain, chez un sujet, entre la survenance d'une maladie et une exposition à des radiations survenue plusieurs années, voire plusieurs dizaines d'années plus tôt149(*) ;

- l'accident nucléaire a de nombreux effets économiques induits difficiles à évaluer avec précision : perte d'attractivité du territoire, voire du pays entier ; désorganisation de filières économiques reposant sur des fournisseurs ou des gros clients installés en zone contaminée150(*) ; baisse du tourisme ; impact sur la filière industrielle électronucléaire et ses perspectives d'exportation151(*)...

On peut donc considérer que le coût d'un accident nucléaire majeur en France, de gravité comparable à celui de Fukushima, n'est pas connu avec précision, mais qu'il atteindrait probablement un ordre de grandeur de plusieurs dizaines, voire plusieurs centaines de milliards d'euros.

b) Faut-il mettre effectivement à la charge des opérateurs une fraction substantielle des risques ?

Le régime de responsabilité civile applicable au risque nucléaire est fortement dérogatoire du droit commun puisqu'il prévoit une forte limitation de la responsabilité civile des exploitants pour les risques les plus importants causés par les installations dont ils ont la garde.

Ce régime est fondé sur la Convention de Paris du 29 juillet 1960, complétée par la Convention de Bruxelles du 31 janvier 1963 et mis en oeuvre en France par la loi n° 68-943 du 30 octobre 1968 relative à la responsabilité civile dans le domaine de l'énergie nucléaire.

Un système d'indemnisation par tranches a été mis en place, sans toutefois que l'ensemble du risque soit couvert :

un montant d'indemnisation d'au moins 5,75 millions d'euros152(*) est à la charge de l'exploitant. En France, la loi du 30 octobre 1968 a mis à la charge de l'exploitant un montant supérieur, pouvant aller jusqu'à 91,5 millions d'euros par accident survenant sur une installation nucléaire. Cette responsabilité est dite « sans faute » : l'exploitant est engagé, dès lors qu'un accident survient sur son exploitation, sans qu'il y ait besoin d'examiner si cet accident résulte de sa faute ou de celle d'un tiers ;

un montant complémentaire peut être versé, le cas échéant, par l'État où se situe l'installation nucléaire, de manière à atteindre une indemnisation cumulée de 201,25 millions d'euros ;

une troisième tranche est à la charge des États ayant contracté la convention de Bruxelles et permet d'atteindre une indemnisation totale de 345 millions d'euros. Cette tranche est répartie entre ces États en fonction de leur produit national brut et de la puissance thermique nucléaire installée sur leur territoire.

Deux commentaires doivent être apportés :

- d'une part, le montant des trois tranches cumulées est très inférieur au coût réel d'un accident nucléaire majeur tel que ceux de Tchernobyl ou de Fukushima ;

- d'autre part, la responsabilité civile de l'exploitant lui-même, telle qu'elle est prévue par ces conventions, paraît étonnamment basse.

Un protocole signé le 12 février 2004 - et non encore entré en vigueur -prévoit une augmentation substantielle de ces niveaux de responsabilité :

- la responsabilité de l'exploitant pourra être engagée à hauteur de 700 millions d'euros ;

- la part de l'État atteindra 500 millions d'euros et celle des États parties 300 millions d'euros supplémentaires, soit une indemnisation totale pouvant aller jusqu'à 1,5 milliard d'euros.

Ce protocole n'est pas encore ratifié par l'ensemble des États signataires153(*). Le Gouvernement a toutefois déposé sur le bureau du Sénat, le 21 mars dernier, un projet de loi154(*) qui porte au niveau français à 700 millions d'euros le montant de responsabilité de l'exploitant.

Ces montants sont certes significatifs. Ils ne correspondent toutefois qu'au coût d'accidents de portée limitée et en aucun cas à celui d'un accident majeur, qui pourrait atteindre comme on l'a vu plusieurs dizaines ou centaines de milliards d'euros.

Certains pays, tels que l'Allemagne, soumettent l'exploitant d'installations nucléaires à un régime de responsabilité illimitée. Il n'est pas aisé de déterminer le meilleur choix. Quelques pistes de réflexion peuvent toutefois être tracées :

un régime de responsabilité illimitée, qui conduirait l'exploitant à payer sur ses fonds propres la totalité du coût d'un accident nucléaire majeur, est en fait illusoire. Les coûts considérés étant bien plus élevés que les capacités financières d'un exploitant, quel qu'il soit, un tel régime aurait pour conséquence la mise en liquidation de celui-ci et, par conséquent, l'absence d'indemnisation des victimes ;

un régime de responsabilité restreinte, tel que celui qui est actuellement en vigueur en France, peut toutefois paraître comme contraire au principe pollueur-payeur et serait difficile à justifier le jour où surviendrait un accident nucléaire de grande ampleur. Serait-il supportable, pour la société, que l'exploitant d'une centrale qui a été le lieu d'un tel accident ne soit responsable légalement qu'à hauteur de 91 millions, ou même 700 millions d'euros155(*) ? Il est intéressant de constater, comme le fait la Cour des comptes dans son rapport de janvier 2012, que l'opérateur Tepco, exploitant de la centrale de Fukushima, aurait pu, légalement, s'exonérer de sa responsabilité civile en raison du caractère exceptionnel du tsunami : or le président de l'entreprise a fait savoir, face au mécontentement de l'opinion, qu'il n'invoquerait pas cette clause.

Il convient donc de regarder avec attention la manière dont la prise en charge des coûts de l'accident est assurée au Japon. Le régime de la responsabilité illimitée de l'exploitant, institué dans ce pays, a dû être aménagé après l'accident de Fukushima, sans pour autant être remplacé par un régime de responsabilité restreinte tel que celui qui est prévu par les Conventions de Paris et de Bruxelles.

Un organisme d'aide à l'indemnisation des dommages nucléaires, qui regroupe le gouvernement et les compagnies électriques japonaises, apporte désormais un soutien financier à Tepco afin d'éviter la faillite de l'opérateur. Le principe de la responsabilité de l'opérateur demeure en vigueur et celui-ci devra verser de manière durable des contributions exceptionnelles qui reviennent à une forme de tutelle très stricte. Ainsi, devrait-il être amené à supporter de manière certes partielle, mais dans toute la mesure du possible, les conséquences financières de l'accident nucléaire156(*).

Le régime de responsabilité civile mis en place par les Conventions de Paris et de Bruxelles et précisé par Loi n° 68-1250 du 31 décembre 1968 relative à la prescription des créances sur l'État, les départements, les communes et les établissements publics, présente d'autres inconvénients qui ont été soulignés, après le rapport de la Cour des comptes, par les représentants du pool d'assureurs Assuratome reçus par votre rapporteur : les dommages corporels doivent, en principe, être indemnisés en priorité, mais ils surviennent souvent bien après les dommages matériels, les effets d'une contamination radiologique pouvant se manifester après plusieurs années. L'arbitrage serait donc particulièrement délicat dans le cas où le montant des dommages risquerait de dépasser le plafond d'indemnisation.

c) L'État assureur implicite en dernier ressort ? Un engagement au sens de la LOLF non chiffré

D'autres catégories de risques bénéficient d'une couverture illimitée, par l'intermédiaire d'une garantie de l'État.

La Caisse centrale de réassurance (CCR) bénéficie de la garantie de l'État :

- pour pratiquer les opérations de réassurance des risques résultant de catastrophes naturelles (article L. 431-9 du code des assurances) ;

- pour pratiquer les opérations d'assurance ou de réassurance des risques résultant de faits à caractère exceptionnel (états de guerre, atteintes à l'ordre public, troubles populaires, conflits du travail...), lorsque ces risques naissent de l'utilisation de moyens de transport de toute nature, ou se rapportent à des biens en cours de transport ou stockés (article L. 431-4 du même code) ;

- pour octroyer aux exploitants de navires et d'installations nucléaires certaines couvertures (article L. 431-5 du même code) ;

- pour pratiquer les opérations de réassurance des risques résultant d'attentats ou d'actes de terrorisme (article L. 431-10 du même code).

L'exemple du Gareat pour le risque de terrorisme

Le GAREAT (gestion de l'assurance et de la réassurance des risques attentats et actes de terrorisme), mis en place suite à la disparition des capacités de réassurance après les attentats du 11 septembre 2001 aux États-Unis, est un pool de réassurance auquel participent les grands acteurs du secteur.

La couverture est organisée en plusieurs piliers de partage de risque :

- de 0 à 400 millions d'euros, les pertes sont prises en charge par les assureurs (1tranche) ;

- de 400 à 2 000 millions d'euros, les réassureurs interviennent au côté des assureurs (2e et 3tranches) ;

- au-delà de 2 000 millions d'euros, la Caisse centrale de réassurance apporte une réassurance complémentaire avec la garantie illimitée de l'État (4tranche).

Les primes collectées par les assureurs sont transférées au GAREAT et réparties entre les quatre tranches.

Il paraît difficile de transposer tel quel ces régimes « catastrophes naturelles » au risque d'accident nucléaire. En effet, une garantie publique explicite de l'État pourrait apparaître comme une subvention accordée aux exploitants, contraire au principe pollueur-payeur, sans parler de l'atteinte aux principes de concurrence.

Il serait, de plus, difficile de comparer un accident nucléaire, qui dépend souvent d'erreurs humaines ou d'une sous-estimation des risques de la part d'acteurs industriels qui sont de très grandes entreprises, avec les dommages causés par une tempête ou une inondation à des particuliers, des agriculteurs ou des petits entrepreneurs.

Pourtant, les montants en jeu, qui peuvent être de plusieurs dizaines voire centaines de milliards d'euros, dépassent aussi bien les capacités de l'exploitant, même de grande taille, que celles du système d'assurance et de réassurance.

En conséquence, il paraît clair, même si aucun texte ne l'indique explicitement :

- d'une part, que c'est sur l'État que reposerait une grande part de l'indemnisation des particuliers et des entreprises concernés par les conséquences directes de l'accident : contamination des personnes et des biens, évacuation des territoires contaminés ou menacés... ;

- d'autre part, que les coûts induits (réduction d'activité des entreprises sous-traitantes d'entreprises directement impactées, perte d'attractivité pour la région et l'État touchés par l'accident ainsi que pour les produits qui y sont fabriqués, effet pour la société et l'économie d'un scénario « à la japonaise » où tous les réacteurs nucléaires, même non accidentés, sont arrêtés l'un après l'autre...), seraient probablement laissés à la charge de ceux qui en sont victimes ou de la collectivité.

Votre rapporteur s'interroge en conséquence sur la nature du régime de responsabilité civile limitée mis en place pour le risque nucléaire : il s'apparente en effet à une garantie implicite apportée par l'État et donc à une charge publique.

d) La compatibilité de cette garantie implicite avec le droit européen et avec la LOLF

Le bénéficiaire de cette garantie implicite est, de fait, l'exploitant des centrales nucléaires. On peut donc s'interroger sur la compatibilité d'une telle garantie implicite au droit européen de la concurrence : la Commission européenne a mis en cause la garantie implicite dont bénéficieraient, selon elle, certains établissements publics industriels et commerciaux (EPIC) français tels qu'EDF, GDF et La Poste avant leur changement de statut, garantie qui permettait à ces établissements d'obtenir un accès facilité au crédit.

C'est ainsi que M. Philippe Lowe, directeur général de l'énergie à la Commission européenne, a considéré devant la délégation de votre commission qui s'est rendue à Bruxelles que « le nucléaire est subventionné puisque l'accident est socialisé ».

De plus, en droit interne, la loi organique relative aux lois de finances (LOLF)157(*) prévoit dans son article 34 que les garanties de l'État doivent être octroyées dans une loi de finances. Cette obligation s'applique également aux garanties qui existaient déjà préalablement à l'entrée en vigueur de la LOLF (article 61).

La liste des garanties accordées par l'État, dont celles précitées accordées à la Caisse centrale de réassurance, est ainsi inscrite dans la loi du 30 décembre 2003 de finances rectificative pour 2003158(*).

Votre commission s'interroge donc sur l'existence d'une garantie implicite de l'État qui serait déclenchée en cas d'accident nucléaire grave et sur la compatibilité de cette garantie implicite avec le droit européen, d'une part, et les principes fondamentaux de la loi organique relative aux lois de finances, d'autre part.

e) Les discussions autour du montant et de la nature des provisions

Une solution, parfois évoquée pour une meilleure prise en compte de l'impact réel du coût de l'accident nucléaire, est celle de la constitution d'un fonds alimenté par des provisions des exploitants nucléaires.

Ce fonds, dont les coûts seraient alors, logiquement, répercutés sur le prix de l'électricité, reviendrait à « internaliser », mais aussi tout simplement à rendre plus explicites, des coûts post-accidentels aujourd'hui « socialisés » et, de fait, ignorés.

La Cour des comptes, dans son rapport de janvier 2012, estime à 1,41 € / MWh le coût de la constitution d'un fonds de 70 milliards d'euros, alimenté par des contributions annuelles de 580 millions d'euros pendant 40 ans. Le coût relativement faible est dû au choix d'une durée élevée de constitution de la provision et à l'hypothèse d'un taux de rendement annuel des fonds de 5 %159(*).

D'autres mécanismes peuvent être envisagés. M. Guy Brassard, économiste et juriste, a ainsi proposé160(*) la création d'un système d'assurance d'une capacité de 100 milliards d'euros, dont le coût serait de 0,00786 € / kWh, soit 7,86 € / MWh, compatible avec la survenance d'un accident de cette gravité tous les 100 ans. Une prime annuelle de 4 milliards d'euros devrait être payée pendant 18 ans.

En tout état de cause, par-delà la question de son alimentation, la mise en place d'un mécanisme de ce type supposerait que soient définies les conditions de sa mise en oeuvre et que soient désignées les organismes ou autorités chargées de traiter les demandes, sans doute nombreuses et complexes à analyser.

Votre commission considère que le caractère très incomplet du cadre actuel de la responsabilité civile des exploitants nucléaires, manifestement en décalage avec la réalité des coûts d'un accident et potentiellement porteur de difficultés concernant la prise en compte du droit européen et des règles de la LOLF, devrait amener à une réflexion approfondie et à sa révision.

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 déb