rapport d'enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France — Comptes rendus des auditions (du 17 janvier au 16 mars 2023)

SOMMAIRE

Pages

1. comptes rendus des auditions menées par la commission d’enquête
2. 1. Table ronde réunissant des représentants du Comité social et économique central d’EDF (CSE) réunissant : M. Philippe Page Le Mérour, secrétaire du CSE Central ; Mme Virginie Neumayer, représentante syndicale FNME-CGT au CSE Central ; M. Arnaud Barlet, représentant CFE Energies au CSE Central ; M. Julien Laplace, élu FCE-CFDT au CSE Central ; – Mme Nicolas-Michon Catherine, représentante FO Energies et Mines au CSE Central (17 janvier 2023)
3. 2. Audition de M. Antoine Pellion, Secrétaire Général à la Planification Écologique, Conseiller Énergie-transports à l’Élysée (2017-2019), Conseiller technique Énergie au ministère de l’Écologie (2014-2016) (18 janvier 2023)
4. 3. Audition de M. Philippe de Ladoucette, ancien Président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) (19 janvier 2023)
5. 4. Audition de M. Cédric Lewandowski, Directeur Exécutif Groupe EDF en charge de la Direction du Parc Nucléaire et Thermique (19 janvier 2023)
6. 5. Audition de M. Benoît Ribadeau-Dumas, Directeur de cabinet du Premier Ministre (2017-2020) et M. Thibaud Normand, ancien Conseiller technique Énergie (19 janvier 2023)
7. 6. Audition de MM. Bernard Doroszczuk, Président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), et Olivier Gupta, Directeur général (24 janvier 2023)
8. 7. Table ronde des syndicats du secteur de l’énergie réunissant M. Jacky Chorin, représentant de la Fédération nationale de l’énergie et des mines (FNEM FO), ancien administrateur EDF (2004-2009 puis 2014-2021) ; M. Alexandre Grillat, secrétaire national Affaires publiques et européennes à la fédération CFE CGC Énergies ; M. Julien Lambert, secrétaire fédéral en charge de la politique industrielle et énergétique, Fédération nationale des mines et de l'énergie CGT (FNME-CGT) ; M. Christophe Béguinet, chargé de mission Énergie CFDT (25 janvier 2023)
9. 8. Audition de M. Dominique Maillard, ancien président du directoire de RTE (2007-2015) (26 janvier 2023)
10. 9. Audition de M. Jean-Louis Borloo, ancien Ministre d’État, ministre de l’écologie, de l’énergie, du développement durable et de la mer, en charge des technologies vertes et des négociations sur le climat (26 janvier 2023)
11. 10. Audition de M. Lionel Jospin, ancien Premier Ministre (1997-2002) (31 janvier 2023)
12. 11. Audition de M. André Merlin, Président d’honneur du Réseau de Transport d'Electricité (RTE) (1er février 2023)
13. 12. Audition de M. Yves Marignac, Chef du pôle énergies nucléaire et fossiles de l'institut négaWatt (1er février 2023)
14. 13. Audition de M. Manuel Valls, ancien Premier ministre (2014-2016) (2 février 2023)
15. 14. Audition de Mme Nathalie Kosciusko-Morizet, ancienne Secrétaire d’État chargée de l’Écologie, ancienne Ministre de l’Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement (2010-2012) (2 février 2023)
16. 15. Audition de Mme Ségolène Royal, ancienne Ministre de l'Écologie, du Développement durable et de l'Énergie (2014-2017) (7 février 2023)
17. 16. Audition de Mme Dominique Voynet, ancienne Ministre de l’Aménagement du Territoire et de l’Environnement (1997-2001) (7 février 2023)
18. 17. Audition de M. Hervé Machenaud, Membre de l’Académie des technologies, ancien directeur exécutif chargé de la production et de l’ingénierie, directeur de la branche Asie-Pacifique d’EDF (2010-2015) (8 février 2023)
19. 18. Audition de M. Eric Besson, ancien Ministre chargé de l’Industrie, de l’Énergie et de l’Économie numérique (2010-2012) (9 février 2023)
20. 19. Audition de Mme Delphine Batho, Députée, ancienne Ministre de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie (2012-2013) (9 février 2023)
21. 20. Audition de Mme Barbara Pompili, ancienne Ministre de la Transition écologique (2020-2022) (15 février 2023)
22. 21. Audition de M. Jean-Christophe Niel, Directeur général de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), et de Mme Karine Herviou, Directrice générale adjointe en charge de la sûreté nucléaire (16 février 2023)
23. 22. Audition de M. Nicolas Hulot, ancien ministre d’État de la transition écologique et solidaire (2017-2018) et de Mme Michèle Pappalardo, Membre de l’Académie des Technologies, ancienne directrice de cabinet de M. Nicolas Hulot (28 février 2023)
24. 23. Audition de M. Luc Rémont, Président-directeur général d’EDF (28 février 2023)
25. 24. Audition de M. Arnaud Montebourg, ancien Ministre du Redressement productif (2012-2014) (1er mars 2023)
26. 25. Audition de M. Dominique Ristori, ancien directeur général de l’Énergie auprès de la Commission européenne (2014-2019) (1er mars 2023)
27. 26. Audition de Mme Élisabeth Borne, Première Ministre, ancienne Ministre de la Transition écologique et solidaire (2019-2020) (2 mars 2023)
28. 27. Audition de M. François de Rugy, ancien Président de l’Assemblée nationale, ancien Ministre d’État, Ministre de la Transition écologique et solidaire (8 mars 2023)
29. 28. Audition de M. Nicolas Sarkozy, ancien Président de la République (16 mars 2023)
30. 29. Audition de M. François Hollande, ancien Président de la République (16 mars 2023)

comptes rendus des auditions menées par la commission d’enquête

Les auditions sont présentées dans l’ordre chronologique des séances tenues par la commission d’enquête

Toutes les auditions ont été ouvertes à la presse et sont disponibles en ligne à https://videos.assemblee-nationale.fr/commissions.souverainete-et-independance-energetique-commission-d-enquete

1. Table ronde réunissant des représentants du Comité social et économique central d’EDF (CSE) réunissant : M. Philippe Page Le Mérour, secrétaire du CSE Central ; Mme Virginie Neumayer, représentante syndicale FNME-CGT au CSE Central ; M. Arnaud Barlet, représentant CFE Energies au CSE Central ; M. Julien Laplace, élu FCE-CFDT au CSE Central ; – Mme Nicolas-Michon Catherine, représentante FO Energies et Mines au CSE Central (17 janvier 2023)

M. le président Raphaël Schellenberger. Chers collègues, notre commission d’enquête chargée d’établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France a le plaisir d’accueillir les représentants des organisations syndicales siégeant au sein du comité social et économique central (CSEC) d’EDF. Cette audition a notamment été souhaitée par Sébastien Jumel, membre du bureau de la commission d’enquête. Les problématiques liées à la gestion du personnel travaillant dans le secteur de l’énergie, en particulier dans la filière nucléaire, ont été évoquées à plusieurs reprises lors de nos précédentes auditions.

Mesdames et Messieurs, je vous remercie d’avoir accepté notre invitation. Plusieurs anciens présidents d’EDF vous ont rendu hommage pour vos compétences, votre dévouement et votre rôle dans l’organisation du dialogue dans l’entreprise.

Le comité dont vous faites partie est un organe qui a un accès exclusif à des informations sociales et financières importantes concernant EDF, contenues dans la base des données sociales, économiques et environnementales, comme tout comité social et économique, en vertu de la loi. Il peut notamment faire appel, s’il le souhaite, à des experts ; aussi le public aurait-il tort de n’y voir qu’un simple organe de gestion d’avantages sociaux et de revendications. Le CSE est en effet bien un organe de pilotage de l’entreprise. Il est partie prenante aux décisions susceptibles d’engager l’avenir de la société au sein de laquelle il a été institué. Il est consulté à cet effet, et dispose également d’un droit d’alerte. Deux de ses membres siègent, avec des voix consultatives, au sein du conseil d’administration d’EDF. Il représente plusieurs milliers de salariés – environ 62 000 en 2021, contre 66 000 en 2017.

Je rappelle que l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires impose aux personnes auditionnées par une commission d’enquête de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous invite donc à lever la main droite et à dire : « Je le jure ».

(M. Philippe Page Le Mérour, Mme Virginie Neumayer, M. Arnaud Barlet, M. Julien Laplace et Mme Catherine Nicolas-Michon prêtent serment.)

M. Philippe Page Le Mérour, secrétaire du CSE Central. Nous vous remercions de nous avoir invités. La question de la souveraineté énergétique nous alerte depuis de nombreuses années et a fait l’objet de plusieurs travaux que nous aborderons et vous communiquerons. Ce n’est en rien dû à la fatalité : au contraire, nous faisons face à une situation qui s’est dégradée progressivement depuis des années. La souveraineté énergétique recouvre deux enjeux importants pour nos concitoyens, les collectivités locales et les entreprises : il s’agit de la sécurité d’approvisionnement et du tarif de l’électricité. Ces deux enjeux, gérés pendant plusieurs décennies par EDF dans le cadre du monopole public qu’elle exerçait, ont été ventilés au fil des adoptions de directives et d’un certain nombre de lois. Deux piliers essentiels formaient l’architecture de notre service public : la loi de nationalisation de 1946 et le plan Messmer de 1973-1974. Par ailleurs, nous disposions d’atouts formidables, reposant sur l’hydroélectricité dès 1946 puis sur le nucléaire, pour garantir la souveraineté énergétique.

Or, la France a été touchée par une grave maladie qui a affecté sa souveraineté énergétique, qui n’est autre que l’appât du gain. À l’époque des premières directives, un slogan syndical proclamait lors de l’adoption des premières directives : « l’électricité n’est pas une marchandise ». Des années plus tard, il me semble nécessaire de le reprendre au pied de la lettre. À partir du moment où l’électricité a été confiée au marché, ce dernier l’a rendue rare et chère. L’analyse des causalités ayant conduit à la perte de souveraineté donne finalement le sentiment d’une profonde déresponsabilisation – en un mot, que nul n’est plus responsable du service public de l’électricité en France. Les directives ont exigé de la France la séparation des activités de production, de transport et de distribution de l’électricité. Nous nous sommes retrouvés dans des situations ubuesques, allant jusqu’à des divergences entre les avis de RTE et d’EDF sur le maintien de la centrale de Fessenheim. Chacun gère désormais ses propres affaires en boutiquier : plus personne ne défend une vision de long terme et d’intérêt national.

Or, l’électricité est un produit de première nécessité non stockable qui doit être géré en permanence, respectant une équation simple, dans laquelle les lois de la physique prennent le dessus sur les lois du marché, et suivant laquelle la production doit être égale à la consommation. Pour couvrir la production, il faut être certain de bénéficier d’une quantité de moyens de production pilotables égale en tout temps au pic potentiel de consommation d’électricité en France – lequel n’est aujourd’hui plus couvert. Le comité central d’entreprise (CCE) d’EDF, avant son remplacement par le CSEC, est l’inventeur de la notion de moyens pilotables. Dès 2017, nous avons lancé les premières alertes sur de potentielles difficultés de chauffage ou d’éclairage durant l’hiver. Nous avons tant insisté sur ce sujet que l’entreprise elle-même y consacre un point lors des séances de CSE central à l’automne, afin qu’un débat contradictoire entre l’avis de la direction et nos travaux d’expertise puisse avoir lieu.

Nous avons observé la perte de 12 gigawatts de capacités pilotables ces dix dernières années, liée à la fermeture de la centrale de Fessenheim et des centrales thermiques d’Aramon, de Porcheville et du Havre, qui, certes, ne fonctionnaient pas chaque jour, mais sécurisaient le réseau à tout moment. Ces choix ont été faits à l’encontre du bon sens, dans des circonstances différentes. L’ensemble des organisations syndicales au sein du CCE avaient émis des avis négatifs à la fermeture de Fessenheim, appuyés sur diverses expertises prouvant l’aberration d’une telle mesure qui n’était pas imposée par des enjeux économiques, ni de sûreté, ni d’environnement. La fermeture des centrales thermiques, quant à elle, résulte d’une politique de boutiquiers. Contre l’avis de toutes les organisations syndicales, la direction d’EDF a estimé que ces centrales coûtaient trop cher en coûts fixes. Ce coût s’élevait à environ 30 millions d’euros par an, alors qu’un black-out ou des coupures régionales engendreraient une facture bien supérieure à cette somme. Le dernier marché de capacité accordé au cycle combiné gaz de Landivisiau dans le Finistère, confié à Total et exploité par Siemens, représente un coût pour la nation de 40 millions d’euros par an, sans même fonctionner.

En découlent plusieurs paradoxes depuis ces années de directives, abondées par la loi Nome qui a transformé le marché de l’électricité en un trafic mafieux, autorisant de nombreuses dérives. EDF avait pu construire, grâce au monopole public, nombre d’infrastructures solides dans le pays – le réseau, les centrales hydrauliques et nucléaires. Or, au moment où la dette commençait à s’amortir, le capital a été ouvert. Entre 2006 et 2009, la dette d’EDF a été multipliée par trois, sans que des investissements sur le réseau ou sur la production hydraulique et nucléaire aient été réalisés, en raison, à nouveau, d’une forte déresponsabilisation. En effet, les directions de nouvelles entreprises à capitaux ouverts ont voulu suivre une logique de rentabilisation. La dette d’EDF, particulièrement inquiétante, est composée de trois tiers. Le premier résulte des paris parfois insensés des dirigeants d’EDF à l’international, faisant perdre des milliards d’euros à l’entreprise ; le deuxième est lié à l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), qui résulte de la très contestable loi Nome, fixant le tarif de l’électricité à 42 euros, et qui fait travailler les salariés d’EDF pour la sous-traitance. Au lieu de faire converger leurs intérêts, des entreprises ont mené des activités différentes, voire, concurrentes, opposant les énergies pilotables aux énergies renouvelables dans leurs stratégies d’investissements. Le paquet climat-énergie européen de 2008, enrichi par celui de 2014, a poussé les investissements dans le renouvelable, tout en conduisant au délaissement des moyens pilotables. Le moratoire du nucléaire depuis la centrale de Civaux, téléguidé par l’Allemagne, est révélateur de la stratégie de la France à cet égard. Les atouts formidables dont disposait notre pays ont été détruits par les directives de 1996 et de 2002, lorsque Jacques Chirac et Lionel Jospin ont inauguré l’étape finale de la marchandisation du gaz et de l’électricité à Barcelone, avec José María Aznar, Silvio Berlusconi et Tony Blair.

Depuis, les dettes continuent à exploser. Le recours galopant à la sous-traitance s’est imposé au détriment d’une maîtrise des capacités techniques par un personnel formé et attaché à son entreprise, tout en se doublant d’un phénomène de filialisation. En découle une perte de compétences en interne, que nous payons très cher sur le chantier du réacteur pressurisé européen (EPR), mais aussi sur l’ensemble de nos installations. La France a progressivement abandonné sa filière industrielle pour devenir une société de services, ce qui engendre des difficultés croissantes à recruter des personnels formés dans les domaines techniques. La friche du tissu industriel français en est aujourd’hui la facture. À chaque étape, il est possible d’identifier des responsables, qui n’ont jamais voulu écouter les organisations syndicales opposées à l’ensemble de ces phénomènes.

Nous sommes aujourd’hui dans une situation d’impasse, sauf à s’affranchir des règles de marché. C’est ce que nous avons proposé. Nous avons ainsi remis une contribution en ce sens début décembre 2022 à la Commission de régulation de l’énergie (CRE), dans le cadre de sa consultation publique sur la nouvelle tarification possible du tarif réglementé de vente (TRV) d’électricité. Avec le cabinet Secafi, qui nous accompagne sur ces questions, nous avons émis plusieurs propositions d’urgence que nous vous invitons à consulter. En effet, elles vous permettraient, en tant que représentants de la nation, de reprendre la main sur cette belle entreprise.

Nous adressons deux demandes à la CRE : la suspension de l’Arenh, prévue dans le code de l’énergie en cas de force majeur, ce que représentent bien la guerre en Ukraine, la mise à l’arrêt de 50 % des réacteurs, ou encore la vente de l’électricité à 1000 euros le mégawattheure alors que ses coûts de production s’établissent à moins de 100 euros. Le conseil d’administration d’EDF a poliment écouté nos propositions, sans toutefois les reprendre. Par ailleurs, nous demandons à la CRE le calcul du TRV à partir de notre mix de production national. Ces deux dérogations nous permettraient de diviser par trois le prix du TRV proposé – incluant le bouclier énergétique – sans toucher à la TVA. Pour effectuer ces calculs, nous nous sommes appuyés sur les recommandations de la Cour des comptes, à savoir environ 60 euros le mégawattheure pour le nucléaire, tout en prenant en compte l’hydraulique et les prix plafonnés du renouvelable.

La situation du Portugal et de l’Espagne doit nous inspirer. Certains prétendent que ces deux pays ont la particularité de former une péninsule. Pourtant, ils n’en sont pas moins interconnectés ; et, s’ils sont une péninsule géographique, la France est un îlot décarboné de production d’électricité. Nous devons donc bénéficier de cette dérogation immédiate, dans l’intérêt des Français, pour maîtriser l’inflation et sauver les collectivités locales, les artisans et les entreprises qui souffrent d’un tarif scandaleux qu’ils ne devraient pas avoir à payer. En dehors de la mafia, quel système économique tolèrerait de faire payer un produit dix fois son prix ?

L’électricité est un bien commun. C’est ce que nous rappelons depuis trois ans au travers de la constitution du Conseil national sur l’énergie et nos campagnes de presse. Nous sommes rejoints par nombre de mouvements d’élus, d’associations de consommateurs – comme l’association nationale de consommateurs et d’usagers pour la consommation, le logement et le cadre de vie (CLCV) ou la fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) – de collectivités locales et de maires de petites et moyennes communes ou d’agglomérations.

Nous vous fournirons différentes synthèses que nous avons réalisées. L’une d’entre elles concerne la conservation de nos concessions hydrauliques, qui devaient être bradées à la concurrence à la suite d’un accord avec Bruxelles sous la présidence de M. Hollande, rendu d’autant plus inacceptable par le contexte que nous traversons. En effet, il ne serait pas audible que des actionnaires privés, dont nous ignorerions tant la nationalité que les intentions, puissent devenir propriétaires de concessions et de barrages hydrauliques en France, voire, en amont des centrales nucléaires qu’ils refroidissent.

Enfin, EDF regroupe toutes les activités de production et de commercialisation. Au sein du groupe, RTE est chargé du transport, et Enedis de la distribution. Nous plaidons pour un retour à un service public digne de ce nom et totalement intégré. En outre, EDF compte également nos collègues de Guyane, de La Réunion, de la collectivité de Saint Pierre et Miquelon, de l’archipel de Guadeloupe et de la Martinique. Dans ces territoires également, il est nécessaire de renforcer le service public. Nous menons actuellement une expertise sur l’outre-mer, qui sera publiée en mars.

M. Raphaël Schellenberger, président. Quel est votre point de vue sur la perte de compétences et les problématiques d’attractivité de la filière ?

Mme Catherine Nicolas-Michon, représentante FO Énergies et Mines au CSE Central. Le passage d’EDF du statut d’établissement public industriel et commercial (Epic) à celui de société anonyme en 2004 a radicalement changé la gestion des effectifs de l’entreprise. L’entreprise a alors décidé d’optimiser sa masse salariale, et donc de supprimer des emplois pour satisfaire les actionnaires – dont le principal est l’État – auxquels d’importants dividendes ont été versés, ainsi qu’aux agences de notation, afin de pouvoir emprunter auprès des banques.

Lors de l’arrivée à la tête d’EDF de M. Lévy en 2014, l’entreprise comptait 70 000 salariés, contre seulement 60 000 à la fin de ses deux mandats en 2021. Cette diminution de près de 10 000 salariés en 8 ans n’a pas fait les gros titres des journaux. Elle ne s’est pas effectuée à l’aide de plans de licenciements, mais à bas bruit, grâce au non-renouvellement des salariés partis en retraite et par le biais de réorganisations incessantes de directions et de services, visant à supprimer les postes vacants.

Les effectifs de certaines directions ont fondu. La direction commerce est passée de 12 000 à 7 000 salariés. En effet, les clients sont partis chez nos concurrents – avec le succès que l’on connaît – ce qui a suscité une forte réduction du personnel ; or, alors que les clients reviennent chez EDF, nous sommes confrontés à des problèmes majeurs d’effectifs. Les directions supports ont également vu leurs effectifs diminuer significativement. Les directions de production ont quant à elles été affectées par une perte de compétences que nous n’avons pas réussi à compenser, étant donné que leur ticket d’embauche a été longtemps gelé.

Les conséquences sociales de ces suppressions d’emplois sont multiples et négatives. L’une d’entre elles est l’augmentation de la charge de travail des salariés d’EDF. En effet, ces derniers ont dû prendre en charge les activités de leurs collègues partis en retraite sans être remplacés ou dont les postes ont été supprimés. Cette charge de travail se traduit par une hausse forte des heures supplémentaires, notamment dans le domaine de l’ingénierie, et, pour la direction commerce, par un recours massif à l’intérim. Cette tendance est accentuée par le retour massif des clients. La deuxième conséquence est la multiplication des risques psychosociaux. Le CSE central a fait mener une expertise sur les conditions de travail et la santé des salariés d’EDF, que nous pourrons vous transmettre.

Enfin, à la suite du discours de Belfort et de la relance du nucléaire, EDF a annoncé des recrutements massifs dans les années à venir, ce dont nous nous félicitons. 1700 salariés ont été embauchés en 2021 et 3500 alternants ont été accueillis – un total porté à 4000 en 2022. Nous espérons que nombre d’entre eux seront recrutés à la fin de leur contrat. Toutefois, EDF a pris la décision d’embaucher un grand nombre de nos futurs collègues directement dans ses filiales, par le biais d’un CDI de droit commun assorti d’une convention Syntec, et non au statut des industries électriques et gazières (IEG). Or, nous exigeons qu’ils fassent partie de la maison mère d’EDF pour baigner dans nos valeurs et nos missions de service public. En outre, pour attirer et fidéliser les salariés, il est nécessaire de leur donner le statut d’IEG. Ce dernier, d’ailleurs, ne doit pas être fragilisé en détruisant notre système de retraite. En effet, ces salariés sont importants pour la souveraineté énergétique de notre pays, puisqu’ils construiront et maintiendront les futurs EPR tout en œuvrant pour l’innovation et le développement des petits réacteurs modulaires (SMR).

M. Raphaël Schellenberger, président. Ma question concernait plus précisément les compétences et l’attractivité des métiers.

M. Arnaud Barlet, représentant CFE Énergies au CSE Central. Au-delà d’EDF, la filière a beaucoup souffert de l’image véhiculée sur le nucléaire. La perspective de fermeture de douze tranches supplémentaires prévue par la programmation pluriannuelle de l’énergie actuelle (PPE) pèse en outre sur l’attractivité de l’entreprise. Malgré le nouvel élan donné par le discours de Belfort, les viviers de recrutement restent assez faibles, compte tenu du temps de formation des jeunes et de leur faible intérêt pour les filières techniques.

Les compétences nucléaires s’acquièrent dans la durée : il faut plus de dix ans pour construire une centrale nucléaire. Aussi, si les salariés quittent l’entreprise avant d’y avoir passé une quinzaine d’années, nous ne pouvons capitaliser sur les compétences qu’ils auront développées. C’est ce qui explique l’importance de la préservation de notre statut et de notre système de retraite, qui a l’avantage de fidéliser les agents puisqu’ils en bénéficient après quinze ans d’ancienneté.

M. Julien Laplace, élu FCE-CFDT au CSE Central. Cette perte de compétences est notamment liée à la gestion en stop and go de la filière nucléaire, comme d’autres d’ailleurs. Au sommet de la pyramide des âges des salariés d’EDF SA se retrouvent ceux qui ont construit le parc nucléaire ; suivent les employés recrutés au moment de la promulgation de la loi sur les 35 h, jusqu’en 2002. Les embauches ont ensuite été gelées. En 2006, au moment de la relance des nouveaux réacteurs, notamment l’EPR, seuls six salariés ont été embauchés en ingénierie nucléaire, qui compte 6 000 salariés. Au début des années 2010, une nouvelle vague d’embauches a eu lieu, suivie d’un coup d’arrêt en 2014, alors que l’incident de Fukushima imposait de nombreuses modifications pour renforcer la sûreté des tranches nucléaires. Or, la PPE insistait sur la nécessité de fermer des tranches, ce qui allait induire une réduction de la masse salariale. Il a donc été décidé de recourir à la sous-traitance de manière massive pour gérer le pic d’activité lié aux travaux de sécurité. Cependant, il reste aujourd’hui nécessaire de renforcer la sûreté du parc, pour le prolonger et pour lancer des réacteurs nouveaux en France et dans le monde. Il est donc important de gérer les ressources humaines sur le long terme entre attractivité et fidélisation.

M. Raphaël Schellenberger, président. Vous parlez d’une vague d’embauches en 2010. Comment l’expliquez-vous ?

M. Julien Laplace. La relance du nucléaire était mondiale. Une vague d’embauche similaire a eu lieu chez Areva, qui s’attendait à ce que quatre EPR soient construits chaque année. L’accident de Fukushima et le gel du nucléaire dans le monde y ont rapidement mis un terme.

M. Philippe Page Le Mérour. En outre, la première vague de départ en retraites a encouragé au développement du tutorat, mais cette bouffée d’air a rapidement été étouffée. La longueur de la formation et de l’appropriation du métier doit aussi être prise en compte. Le phénomène de démissions que nous commençons à rencontrer représente un défi immense pour l’avenir de la filière nucléaire, et qui dépasse le seul cadre d’EDF. Le débat parlementaire sur les autorisations administratives touche à sa fin ; mais même si cette question et celle du financement sont réglées, nous continuerons à manquer de bras et de cerveaux. EDF compte 220 000 salariés. Selon les estimations, il en faudrait 330 000 pour répondre aux enjeux technologiques soulevés par le développement des nouveaux réacteurs. Un plan d’urgence sera nécessaire pour y parvenir, en passant par l’immigration, ou en spoliant des secteurs entiers d’activités en matière d’ingénierie. En prenant en compte les départs en retraite, les besoins s’élèvent à 180 000 embauches sur dix ans.

Par ailleurs, la libéralisation d’EDF a amené à considérer que le collège des ouvriers et employés était devenu inutile. J’en suis moi-même issu : les écoles des métiers permettaient à leurs élèves d’entrer très jeunes dans l’entreprise, en bas de la grille, avant d’acquérir compétences et savoir-faire sur la durée. La fermeture des écoles des métiers a signé la fin de l’espoir d’un grand nombre de jeunes. La filière de l’apprentissage avant le bac représentait en effet une opportunité de s’approprier la technologie propre à l’entreprise. Il ne faut pas oublier que les centrales fonctionnent sur des technologies des années 1980, dont la maîtrise ne peut être acquise auprès de l’éducation nationale. Il y avait donc un sens à maintenir ces écoles des métiers. En parallèle, s’est imposé un système de pyramide inversée, où les salariés ne sont plus détenteurs d’une maîtrise et d’une exécution, lesquelles ont été remplacées par la sous-traitance. Nous en payons aujourd’hui les conséquences : arrêts de tranches, disponibilité, ou encore manque de vision à long terme. Surtout, qui connaît aujourd’hui le mieux les installations nucléaires du pays ? Sur de nombreux circuits, les sous-traitants sont partis en retraite ou ont changé d’entreprise. Cette situation n’est pas tenable. Il faut rouvrir en grand les vannes des emplois d’exécution d’EDF. Nous nous sommes bien aperçu qu’une telle proposition n’apparaissait pas dans la lettre de Mme Borne au nouveau PDG. Pourtant, il faut absolument insister là-dessus.

M. Raphaël Schellenberger, président. Dans votre propos liminaire, vous indiquiez avoir formulé en 2017 une alerte sur l’incapacité que rencontrerait la France à couvrir le pic hivernal. Pourriez-vous nous en dire davantage, en apportant un regard critique sur les scénarios de consommation électrique produits par les différents organismes du secteur, comme RTE ?

Mme Virginie Neumayer, représentante syndicale FNME-CGT au CSE Central. La consommation d’électricité a été dramatiquement sous-estimée ces dernières décennies. Nous faisons face à une pénurie d’électricité, dont les conséquences économiques sont sans commune mesure avec un dimensionnement suffisant des moyens de production pilotables. Avec l’ensemble des représentants du personnel, nous avons conduit des travaux concernant les scénarios prospectifs. Nous estimons que les besoins pour assurer une électricité décarbonée en 2050 sont de l’ordre de 850 térawattheures – soit 200 térawattheures de plus que le scénario N3 du RTE. Ce calcul est corroboré par plusieurs études européennes.

La transformation du système électrique s’opérera sur une trentaine d’années et concernera aussi les réseaux de distribution et de transport. Les investissements sont estimés à 20 milliards par an. Elle s’effectuera certainement dans un univers économique et technique incertain, en proie, notamment, aux guerres pour l’accès aux matières premières. Nous pensons que faire des choix responsables, c’est d’abord proposer une évaluation réaliste du moment à partir duquel ces technologies pourraient intervenir à grande échelle. Ainsi, les scénarios « 100 % renouvelable » nécessiteraient une stabilisation du réseau électrique particulièrement décentralisée et sans machine tournante. Or, ces technologies ne sont pas encore matures à l’échelle industrielle.

D’autres éléments interrogent sur la résilience du tissu industriel face au développement de travaux de grande ampleur. Au vu du désengagement des gouvernements successifs en matière de politique industrielle, les outils industriels pour l’essentiel construits sous monopole public, qui ont permis à la France d’émettre beaucoup moins de CO2 que la majorité des pays européens, sont aujourd’hui vus comme des rentes et des avantages concurrentiels indus, comme si leur pérennité et leur efficacité allaient de soi. Or, un certain nombre de ces atouts ont été liquidés. Je pense notamment à Alstom, dont la branche énergie a été saccagée. Sa réintégration – sous la forme de Steam – au sein de la filière française ou européenne était nécessaire pour préserver les savoir-faire et les propriétés industrielles autour du groupe turboalternateur, composé de la turbine Arabelle et de l’alternateur Gigatop. Pour autant, le rachat de la partie Steam ne règle pas toutes les difficultés, loin de là : je pense notamment aux brevets et aux savoir-faire en matière d’éolien offshore, à la rénovation hydraulique, alors que nombre d’outils et usines souffrent d’usure de matériel prématurée, ou encore aux grids concernant les centrales et les transformateurs pour les centrales et les réseaux.

La chaîne de valeur est externalisée aux quatre coins du monde. Il nous a même été indiqué que dans le cadre du rachat de Steam, les turbines utiles pour se doter de SMR à l’avenir pourraient être produites en Inde. Nous devons donc nous demander comment nous doter d’outils industriels robustes.

M. Raphaël Schellenberger, président. Pourriez-vous revenir sur la manière dont ont été reçues vos alertes sur la capacité à couvrir le pic ?

M. Julien Laplace. Les alertes sur la sécurité d’approvisionnement sont structurelles, et non conjoncturelles. La crise sanitaire a bouleversé les programmes d’arrêt de tranches sur le parc nucléaire. Il a ensuite fallu gérer le combustible. S’est ensuivie la crise technique de la corrosion sous contrainte, qui a touché près d’une vingtaine de tranches. La guerre en Ukraine soulève des questions d’approvisionnement en gaz. Le réchauffement climatique, l’été, réduit la capacité de production nucléaire puisqu’il est nécessaire de refroidir par l’eau des fleuves, et atteint le potentiel d’hydroélectricité. Les travaux d’expertise menés par le CSEC indiquent que lors de tous les hivers à venir, voire, durant les étés, des risques pèseront sur l’approvisionnement électrique en raison de la fermeture de 12 gigawatts de moyens de production pilotables. La France est thermosensible : dès que la température baisse d’un degré, 2,4 gigawatts de plus sont nécessaires. Aussi, en fermant 12 gigawatts, on réduit la marge pour passer l’hiver de cinq degrés par rapport aux moyennes.

M. Raphaël Schellenberger, président. RTE est complètement indépendant, mais reste propriété d’EDF. Je suppose donc que le CSE n’a rien à voir avec RTE.

M. Philippe Page Le Mérour. Non. Nous sommes les représentants du personnel d’EDF SA, maison mère. RTE a son propre CSEC. Nous regardons de près les travaux de RTE, et notamment les bilans prévisionnels, sur lesquels nous avons conduit une expertise. Nous en sommes assez critiques : pendant des années, RTE a prétendu que tout allait très bien…

M. Raphaël Schellenberger, président. Pourriez-vous être plus précis sur les années en question ?

M. Philippe Page Le Mérour. Le dernier bilan prévisionnel de RTE tire la sonnette d’alarme. Un tiers de ce rapport est consacré aux mesures à prendre pour sécuriser le réseau grâce à des gestes citoyens pour passer l’hiver. C’est tout de même incroyable ! Les années précédentes, RTE prétendait que la fermeture de Fessenheim et des centrales thermiques ne poserait aucun problème.

Vous parlez de l’indépendance de RTE. RTE est plus qu’indépendant. Qui est en charge de la prévision à long terme des moyens de production à construire pour sécuriser l’approvisionnement ? Ce n’est pas, ou plus, EDF. En bon élève, avec un reste de culture du service public, EDF a prévu un plan de construction d’EPR. Ce n’est pourtant pas son travail, mais celui de RTE. Majoritairement, RTE appartient à EDF, mais aussi à ses actionnaires. RTE a agi en boutiquier, comme les autres ! Il lui était plus avantageux en effet d’installer des interconnexions, de tirer du câble et de monter des onduleurs que de maintenir des centrales. D’ailleurs, pendant longtemps, RTE a prétendu que les interconnexions suffiraient pour gérer la crise. On a donc parié sur les énergies renouvelables et sur les interconnexions pour fermer les centrales du Havre, de Porcheville, d’Aramon et de Fessenheim – et désormais, face à l’impasse, RTE nous appelle à respecter les gestes citoyens.

En janvier 2017, nous avons tiré la première sonnette d’alarme sur la situation du réseau. RTE, comme les autres, nous ont ri au nez en prétendant que nous n’y connaissions rien. Les travaux d’expertise ont été menés par les mêmes cabinets, que nous avons conservés en raison de leur niveau de connaissance. Cet hiver, il se trouve que les conclusions du cabinet IED, qui travaille avec nous, ont été citées par de nombreux experts économiques et médiatiques.

L’équation, à nouveau, est simple. Nos moyens pilotables doivent être égaux au pic de consommation hivernale, qui s’élève à environ 100 gigawatts. Or, nous nous sommes privés de 12 gigawatts, au prétexte que nous nous en remettrions à nos voisins en cas de besoin. Le bon sens commandait pourtant de conserver nos moyens pilotables au moins le temps de traverser la longue période de grand carénage sur le nucléaire, soit une dizaine d’années. Nous aurions alors été certains de ne pas dépendre de nos voisins. Cela ne nous empêche pas de prôner les interconnexions et les principes de solidarité et d’échanges techniques et commerciaux avec nos voisins. D’ailleurs, certains, notamment le ministre de l’économie, affirment qu’il ne faut pas toucher au marché européen, car c’est grâce à cela que nous avons des interconnexions ; c’est oublier que ces dernières datent de 1967, soit bien avant Maastricht et le funeste marché européen de l’énergie.

RTE et EDF ont géré leurs affaires en boutiquiers. C’est le cœur même du scandale dont nous payons très cher les conséquences : chacun a été déresponsabilisé. Il n’y a plus de vision globale du service public de l’électricité. C’est à vous, Mesdames et Messieurs les députés, de reprendre la main.

Nous avons tiré la sonnette d’alarme, mais les délais de construction des nouveaux EPR conjugués aux ambitions fortes en décarbonation de l’économie par l’électrification – véhicules électriques et transferts d’usage notamment – poseront de nouveau problème les hivers prochains. Nous risquons de nous trouver dans une impasse terrible, qui nous poussera à ouvrir des cycles combinés gaz. En effet, bien qu’interdit en France, c’est le moyen le moins cher et le plus rapide – dix-huit mois – à construire ; mais il s’agit aussi du combustible le plus coûteux.

Le marché n’a fait que son travail en rendant l’électricité rare et chère. Il s’est aussi assis sur les accords de Paris et le rapport du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (Giec) : en 2021, le marché a imposé, par le système de merit order, que les centrales à charbon tournent avant les centrales à gaz, alors que le rapport de CO2 à l’atmosphère entre les premières et les secondes est deux fois plus élevé.

M. Raphaël Schellenberger, président. Comment ont été reçues vos alertes sur le risque d’incapacité à couvrir le pic dès janvier 2017 ? Auprès de qui les avez-vous émises ?

Mme Virginie Neumayer. Nous avons exercé notre devoir d’alerte, en tant que représentants du personnel, au travers de conférences de presse et de travaux rendus publics. Depuis, nous n’avons eu de cesse de dénoncer la fermeture de 12 gigawatts de production pilotable – thermique et nucléaire – qui correspondent précisément au manque calculé par RTE pour passer sereinement cet hiver et les prochains. L’illusion de disposer d’une surcapacité d’électricité est terminée. Nous devons désormais faire face à des défis, notamment sur le parc nucléaire et le service qu’il rend dans des conditions de plus en plus difficiles.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous indiquez que RTE n’aurait pas émis les alertes que vous avez soulevées. Pourtant, dès son bilan prévisionnel 2017, RTE mentionne les hivers 2022-2023 et 2023-2024 comme des passages difficiles. Pourquoi RTE aurait-il « dramatiquement sous-estimé la consommation d’électricité » ? Jusqu’alors, les prévisions de RTE ont été avérées, à quelques points de pourcentage près.

M. Philippe Page Le Mérour. RTE prévoyait des difficultés pour les hivers 2022 et 2023 en se fondant sur le calendrier du grand carénage. Certes, des imprévus sont survenus. Toutefois, RTE ne s’est jamais opposé à la fermeture de Fessenheim ou des moyens thermiques, en préférant miser sur un taux de disponibilité des énergies renouvelables et des interconnexions de manière particulièrement optimiste.

RTE a fait sortir la France de l’équation selon laquelle la production – appuyée sur des moyens pilotables – doit être égale à la consommation. Il est vrai que les énergies renouvelables permettent d’économiser les moyens pilotables. Cependant, il ne peut s’agir que d’un complément. RTE, par ses bilans et ses prévisions, a poussé la France hors du système surcapacitaire, qui permettait d’entretenir les centrales nucléaires sans la pression du marché. Au contraire, les Allemands, qui ont développé les énergies renouvelables bien davantage que la France à ce jour, ont conservé un parc de production pilotable qui couvre leur pic hivernal.

M. Antoine Armand, rapporteur. Ce n’était pas ma question.

M. Philippe Page Le Mérour. Je ne sais pas comment l’expliquer autrement. Nous sommes sortis d’un cadre très sécurisé. Des décideurs ont autorisé cela. Le problème est qu’EDF gère les moyens de production, sans avoir la main sur la vision de long terme. C’est l’un des effets de la déresponsabilisation induite par les différentes directives et à la libéralisation du marché.

M. Arnaud Barlet. Les centrales nucléaires construites entre 1977 et 1994 avaient une durée de vie de quarante ans. On savait donc qu’elles allaient s’arrêter entre 2017 et 2034, ce qui entraînerait un problème de production. En parallèle, la tendance à l’électrification des besoins s’accélère. Comment pouvait-on donc concevoir des scénarios envisageant une baisse de la demande en électricité ? Ce n’est pas cohérent.

M. le rapporteur Antoine Armand. Ce n’est pas ma question. Vous avez dit que RTE avait sous-estimé la consommation d’électricité. Ce n’est pas vrai.

M. Philippe Page Le Mérour. RTE n’a pas sous-estimé la consommation d’électricité, mais a surestimé la capacité de production pilotable.

Mme Virginie Neumayer. Le président du directoire avait indiqué dans une conférence de presse en 2017 que nous étions passés à 1 gigawatt de mesure d’interruptibilité sur le réseau. Pour y répondre, les pouvoirs publics ont suggéré de travailler sur les contrats d’effacement. Ces derniers ont certaines limites. Il n’est en outre pas exclu que les efforts s’accroissent pour réduire la consommation grâce aux discours sur l’efficacité énergétique, la chasse au gaspillage, et, désormais, la sobriété. Il se pourrait même que nous poussions encore les efforts de sobriété auprès des populations et des industriels afin de faire mieux encore l’année prochaine. Nous entrons finalement dans un cercle de récession industrielle et les usagers expérimentent un sentiment de déclassement quotidien. Ainsi, ces alertes plus ou moins répétées n’ont pas été suivies d’effets.

M. Antoine Armand, rapporteur. Comme les responsables que nous avons reçus, vous estimez problématique la manière dont l’Arenh a été décidée ainsi que le fait qu’il n’ait pas été réévalué progressivement et qu’il ne tienne pas compte du prix du nucléaire existant et du nouveau nucléaire. M. Proglio et d’autres responsables d’EDF sont allés jusqu’à affirmer que l’intégralité des difficultés financières et de capacités d’investissements de l’entreprise était issue de l’Arenh. Quel est votre sentiment sur ce point ?

M. Philippe Page Le Mérour. Nous estimons que l’Arenh est responsable d’un tiers de la dette, soit environ 15 milliards. Les autres tiers sont liés aux dividendes et aux aventures internationales. Il y avait donc des leviers qu’auraient pu activer les dirigeants. L’Arenh est insupportable, puisqu’il devait servir au démarrage à amorcer la pompe des concurrents, afin qu’ils lancent des moyens de production. L’Arenh devait en outre favoriser l’innovation. Nous n’avons constaté aucun de ces effets.

Vous soulignez que nous convergeons sur ce point avec la direction ; certes, mais jusqu’à un certain niveau, puisque notre demande de suspension immédiate de l’Arenh n’est pas reprise par la direction de l’entreprise.

M. Antoine Armand, rapporteur. La question des compétences représente un autre point de convergence. Selon vous, l’attractivité des métiers aurait été fortement réduite par l’annonce d’un plafond en volume et en pourcentage du mix électrique de la production nucléaire et par la fermeture prévue de tranches. Cependant, vous avez aussi évoqué les suppressions d’emplois et le pas de temps nécessaire au recrutement et à l’acquisition de compétences. Avant les annonces qui ont pu avoir un effet sur les compétences et les capacités à recruter, notamment sur le futur réacteur, le management d’EDF a-t-il pris les mesures pour attirer les compétences ? La responsabilité incombe-t-elle seulement aux politiques, ou le management d’EDF a-t-il failli, partiellement ou totalement, dans sa capacité à attirer les compétences ?

Mme Catherine Nicolas-Michon. En effet, plusieurs raisons peuvent être identifiées. Cependant, le management d’EDF a une grande part de responsabilité dans ce manque d’attractivité. Lorsqu’EDF est devenue société anonyme, l’entreprise a cherché à optimiser la masse salariale grâce à un pilotage très cadré des ressources humaines. Nous avons alors assisté à un décrochage des salaires de l’entreprise par rapport à d’autres industries, ou, plus encore, d’autres domaines ou services. Nous avons pâti de ce pilotage qui a généré une austérité salariale de longue durée, et que nous avons du mal à rattraper pour faire face aux défis technologiques qui nous attendent. Nous avons aussi souffert de Fukushima et de ses conséquences sur l’image du nucléaire. Les jeunes salariés veulent exercer un travail qui corresponde à leurs aspirations. Le « nucléaire bashing » a donc eu des effets néfastes. Nous avons en outre subi des plans d’austérité budgétaire à tous les niveaux. Les projets industriels ont ainsi été soumis à un fonctionnement en stop and go.

M. Raphaël Schellenberger, président. Pourriez-vous apporter des précisions sur le décrochage des salaires ?

Mme Catherine Nicolas-Michon. Le décrochage a affecté le salaire et le modèle social tout entier. Nous sommes aujourd’hui attaqués sur notre régime spécial, mais ce dernier a une histoire, liée à la spécificité de l’électricité. Après avoir construit le parc, nous devons aujourd’hui le maintenir et développer de nouveaux moyens de production.

Lorsque EDF était un Epic, les salaires étaient inférieurs et l’évolution des salaires était plus lente que dans une entreprise privée. Cependant, le régime spécial de retraite rendait la situation des salariés intéressante. Ces dernières années, le curseur placé sur l’austérité salariale maximum et le souhait de se débarrasser de notre grille de rémunération, affiché par le président Lévy, ont fortement affecté l’attractivité de notre entreprise. Ces cinq à six dernières années, nous avons assisté à un phénomène de démissions – certes encore faible par rapport à d’autres entreprises, puisqu’elles s’élèvent à 200 ou 300 par an, mais que nous n’avions jamais connu. De jeunes salariés, aux compétences stratégiques, quittent l’entreprise en raison du manque d’attractivité des salaires.

M. Arnaud Barlet. Les salaires d’embauche sont fixés par une grille, comme pour les fonctionnaires : aussi peut-on en quelque sorte réactualiser le point d’indice pour faire évoluer les salaires d’embauche. À partir des années 2000, le décrochage de la grille des salaires par rapport à l’inflation est de l’ordre de 15 %. Un technicien ou un ingénieur embauché dans les années 2000 se voyait donc proposer un salaire d’embauche attractif par rapport à d’autres entreprises. Désormais, la concurrence sur le marché de l’emploi offre des niveaux égaux, voire, supérieurs aux jeunes qui démissionnent rapidement d’EDF.

Mme Virginie Neumayer. Les prix de marché ne reflètent pas les coûts de production et d’investissements futurs. Le niveau de rémunération dans l’ensemble des activités d’EDF est bas et insuffisant. Il est aussi peu représentatif de l’ensemble des services que nous rendons au système électrique.

Dans la même période de libéralisation du secteur de l’énergie, nous avons assisté à une offensive sans précédent contre EDF, ses motivations et même sa structure, allant jusqu’à un pillage pur et simple de ses ressources avec l’Arenh. Dans ce contexte, les affaires courantes étaient gérées comme celles d’une autre entreprise, ce qui induisait de ne pas dépenser trop d’argent pour les effectifs et les investissements utiles à l’avenir. Dans un domaine aussi capitalistique que celui de l’énergie, et, a fortiori, du nucléaire, les conséquences ne sont pas immédiatement visibles, mais elles nous rattrapent aujourd’hui.

M. Julien Laplace. Vous nous demandez si, au-delà des décisions politiques, des responsabilités peuvent être attribuées à l’employeur. Deux, au moins, ont limité l’attractivité des emplois de nos entreprises. La première est le recours massif à la sous-traitance, qui a conduit à une perte d’intérêt pour le travail. Les salariés d’EDF surveillent les prestataires au lieu d’apprendre les gestes, ce qui génère une forme de lassitude. Des changements de modèle d’activité doivent aussi être soulignés. En devenant une société anonyme, EDF est entré dans un modèle beaucoup plus concurrentiel, faisant de la masse salariale le levier de pilotage principal de l’activité. Pour maintenir la filière en l’absence de projets en France, EDF a développé un nouveau modèle d’activité autour du nouveau nucléaire. EDF a servi de vendeur d’études : ce n’est plus la maîtrise du projet qui devient facteur principal, mais le taux horaire. EDF a procédé à des filialisations, avec des conventions collectives révisées à la baisse sur le plan social, pour abaisser le taux horaire et devenir plus compétitif sur un marché qui n’était à l’origine pas le sien. Nos directions nous entendent sur ces sujets, en annonçant qu’elles souhaitent réinternaliser certaines activités, mais il nous semble que cela ne sera pas suffisant. S’agissant de la filialisation, que ce soit dans l’ingénierie hydraulique ou nucléaire, nous ne sommes pas encore entendus. Ainsi, une filiale en convention collective Syntec a été créée pour les SMR – comme si les ingénieurs d’EDF n’étaient pas jugés suffisamment compétents pour s’occuper de cette activité.

M. Antoine Armand, rapporteur. Au contraire, la situation actuelle fait l’objet d’analyses différentes entre les dirigeants que nous avons auditionnés et vous-mêmes, notamment du point de vue de la maintenance.

Quand bien même la fermeture de tranches progressive a été annoncée, EDF disposait d’un actif industriel. Il s’agit donc de l’entretenir. Vous évoquez une baisse tendancielle de productible. On peut aussi s’interroger sur le calendrier du grand carénage. Selon vous, l’évolution du productible ces dernières décennies traduit-elle des choix industriels et managériaux de la direction ?

M. Arnaud Barlet. Le covid a profondément désorganisé l’activité du parc. EDF a décidé de procéder au grand carénage pour prolonger la durée de vie des centrales et parce que le contexte réglementaire français contraint à développer les meilleures technologies et à moderniser sans arrêt les centrales nucléaires. Ces obligations génèrent des dépenses et des travaux immenses. Ce sont des choix politiques, administratifs ou de société, qui n’existent pas aux États-Unis, par exemple, où certaines centrales ont quatre-vingts ans. Seules les composantes dont la durée de vie ne permettait pas d’atteindre cette longévité sont remplacées.

Les contraintes techniques ou administratives qui pèsent sur l’entreprise sont à l’origine d’une partie du travail colossal que nous devons mener sur le grand carénage. Ces travaux ont des effets sur le productible puisque certaines tranches doivent rester indisponibles. Si cela n’excuse pas les dirigeants d’EDF, il faut reconnaître qu’ils sont obligés d’appliquer les directives qui s’imposent à eux.

Mme Virginie Neumayer. Certes, le covid et le phénomène de corrosion sous contrainte étaient imprévisibles. Cependant, certaines dérives étaient visibles et identifiables depuis quelques années. Une première expertise avait été conduite en 2016 sur la diminution du coefficient de disponibilité. Elle a été actualisée au sein du CSEC il y a quelques mois.

En effet, le parc de production doit produire toujours plus et le mieux possible. Or, le champ de contraintes a évolué depuis quelques années. Il est de plus en plus difficile d’absorber les variations de production intermittentes. Le taux de pénétration des énergies renouvelables est en effet croissant, tandis qu’en parallèle, le parc thermique, qui permettait un suivi de charges plus adapté, est réduit à peau de chagrin. Le parc nucléaire français a effectué ce suivi de charge et le fera sans doute encore. Cependant, les contraintes sont sévères. Les effets de saisonnalité sont de plus en plus importants. S’y ajoutent les difficultés à déployer le programme de maintenance.

Le bon fonctionnement du système électrique repose désormais sur le parc nucléaire et sa part dans les moyens de production pilotables ne cesse paradoxalement d’augmenter. Ce phénomène n’a pas été suffisamment anticipé et rémunéré.

Il faut désormais engager une meilleure gestion des arrêts pour maintenance, en matière d’entretien et de contenu des activités, et surtout s’y tenir, car les enjeux de prolongation de durée de vie du parc actuel sont aussi corrélés aux activités de maintenance. Pendant plusieurs décennies, cela a bien été le cas, avant d’être progressivement perdu, sous l’effet notamment de la dégradation du tissu industriel. Les compétences sont en effet vivantes. Sur le nucléaire en exploitation, nous n’avons pas la possibilité de transmettre un certain nombre de compétences pratiques. Il faut recruter rapidement pour pouvoir anticiper les défis qui nous attendent.

S’agissant de l’augmentation des volumes d’activité sur le parc en exploitation, les exigences en matière de sûreté sont accrues. Mais aussi, les contraintes liées au suivi des besoins du marché forment un élément nouveau.

Enfin, concernant le personnel, il faut prendre des mesures d’urgence pour redonner du sens au travail. Les réorganisations incessantes bouleversent la stabilité des équipes. Des contrats de plus long terme sont nécessaires pour donner davantage de visibilité aux sous-traitants. Enfin, les plannings d’intervention doivent être sécurisés le mieux possible. Les arrêts de tranches ne peuvent servir de variable d’ajustement du niveau de disponibilité du parc.

Il faut recruter dans les collèges d’exécution et de maîtrise pour recréer des viviers pratiques de compétences.

M. Julien Laplace. L’un des enjeux pour l’entreprise est de créer un moyen de contrôle non disruptif, qui ne contraint pas à opérer une coupure pour vérifier l’existence de corrosion. Or, cela passe par la recherche et le développement, ce qui constitue un autre point de désaccord avec la direction. En effet, l’intensité des investissements en R&D par rapport au chiffre d’affaires est inférieure à celle d’autres électriciens comparables en Europe.

M. Philippe Page Le Mérour. Nous savions que le vieillissement des tranches induirait des complications lors des arrêts. C’est la raison pour laquelle les 12 gigawatts – qui représentent l’énergie produit par dix réacteurs – qui ont été fermés nous manquent tant. Une telle décision à l’approche des opérations de maintenance témoigne d’un manque criant de responsabilité.

M. Sébastien Jumel (GDR-NUPES). L’enjeu de la commission d’enquête est de nous éclairer sur les décisions politiques ou de gouvernance d’entreprise qui ont conduit à affaiblir notre souveraineté énergétique. Quels sont les moments clés et qui sont les responsables politiques ayant pris des décisions de nature à l’affaiblir ? Il ne s’agit pas de régler des comptes, mais d’éviter de renouveler les erreurs du passé.

Par ailleurs, notre commission enquête sur les leviers qui nous permettraient de regagner en souveraineté énergétique. À ce titre, suffit-il que l’État soit actionnaire, même à 100 %, pour devenir stratège et planificateur en matière énergétique ? De quels outils de gouvernance et démocratiques devons-nous nous doter pour développer notre politique énergétique ?

Croyez-vous que l’affaiblissement de notre souveraineté énergétique, qui a eu des conséquences sur la souveraineté industrielle plus largement, réside dans l’émiettement de l’unicité de l’outil de politique énergétique et de l’affaiblissement de sa capacité à mener une politique globale et cohérente ?

Le statut des électriciens gaziers est-il consubstantiel à une garantie de souveraineté, étant donné qu’il va de pair avec un haut niveau de qualification, de compétences, et même de neutralité dans un secteur aussi stratégique ?

M. Philippe Page Le Mérour. Nous sommes les héritiers de la loi de nationalisation de 1946 édictée par Marcel Paul en application du Conseil national de la résistance. Désormais, nous vivons une étatisation par offre publique d’achat (OPA) édictée par des banques d’affaires. Ce n’est pas la même chose. Nous souhaitons, devant vous, une loi de nationalisation, afin de fixer les moyens objectifs du service public de l’électricité et d’en suivre les effets et conséquences dans le temps. Or, nous en sommes si loin que les informations sur les tranches arrêtées ou le productible sont délivrées au marché avant d’être communiquées à l’Assemblée nationale ou aux représentants du personnel.

La loi de nationalisation, cependant, ne serait pas suffisante en elle-même. Il faudrait qu’elle précise la gouvernance de l’entreprise, qui ne peut consister en un conseil d’administration chargé de régler les affaires – et, surtout, les bonnes affaires – à court terme, quitte à accentuer la dette sans investir dans les moyens de production. La gouvernance doit avant tout défendre une vision du service public, en associant la représentation nationale, la représentation des usagers, les associations de consommateurs notamment, et la représentation des salariés. C’était d’ailleurs le modèle qui était proposé en 1946.

Il s’agit en réalité d’un des trois éléments que nous proposons. Nous réclamons en effet également la sortie du marché de l’électricité, afin de recouvrer la souveraineté énergétique en maîtrisant les tarifs par le mix de production nationale, et la sécurisation de l’approvisionnement. Il s’agirait également de mettre un terme au dogme de la concurrence dite libre et non faussée. Chacun est en effet bien conscient des méfaits du marché de l’électricité. Toutes les collectivités locales et les entreprises appellent au retour du tarif réglementé de l’électricité, et il est scandaleux qu’elles n’y aient pas accès.

Tout projet de loi de nationalisation qui prendra en compte ces propositions serait plus que de bon ton. Il est urgent que le pays reprenne la main, par l’action des représentants de la nation, sur le service public de l’électricité et plus globalement de l’énergie.

La loi de nationalisation date du 8 avril 1946 ; celle qui a créé le statut d’électricien gazier a été promulguée le 22 juin 1946. On peut sans doute y voir un esprit de cohérence. La CGT a un bel institut d’histoire sociale, dont la devise est « connaître le passé pour comprendre le présent et préparer l’avenir ». Comment ce statut est-il apparu ? Marcel Paul et ses camarades ont compris que la loi de nationalisation n’était pas suffisante, car il fallait aussi disposer de la main-d’œuvre nécessaire. Or, à la sortie de la seconde guerre mondiale, la main-d’œuvre était majoritairement attirée par le secteur du bâtiment. Le statut vient aussi de ce constat : il fallait consolider, attirer et fidéliser les salariés. Dans le contexte actuel, la question du statut, de la garantie collective forte et de haut niveau de compétences doit faire l’objet de toute notre attention. Or, notre inquiétude ne fait que s’accentuer. Le statut est donc un corollaire indispensable aux missions de service public – si, du moins, on veut retrouver un véritable service public.

Nous avons déjà pointé les responsables dans notre propos liminaire. Depuis 1946, EDF a traversé cinquante ans de monopole public, au service du pays, avant de connaître, avec les directives de 1996, 2002, 2004 et la loi Nome, une période de libéralisation où l’entreprise a été fragilisée, pillée et spoliée, rendant difficile l’accomplissement de ses missions de service public.

Mme Virginie Neumayer. Depuis vingt-cinq ans, la libéralisation du secteur en a fragilisé la maîtrise publique et a dégradé notre souveraineté énergétique. Le personnel en subit les conséquences au quotidien, notamment en matière du sens qu’il donne à son travail – dont il ne faut pas minimiser la charge symbolique : il est différent de travailler au service de la nation ou d’une entreprise quelconque.

Nous avons su réussir de grands projets industriels. Le plan Messmer est toujours reconnu comme le plus grand succès industriel des quarante dernières années, grâce, notamment, à l’électricien public national et son personnel statutaire. Nous sommes alertés par la filialisation latente de l’ingénierie au sein d’EDF, notamment du personnel chargé de la conception du nouveau nucléaire. Un tel sujet soulève des questions de responsabilité en tant qu’exploitant, mais aussi de concepteur de centrales nucléaires. Nous sommes unanimement opposés à la dégradation des conditions statutaires du personnel. La propriété capitalistique des entreprises ne suffit pas à assurer la maîtrise publique. Certes, nous devons assurer la maîtrise par le citoyen des missions et des orientations des entreprises, mais aussi renforcer les prérogatives du personnel. Nous avons exercé notre devoir d’alerte sur les moyens de production pilotables et les risques de pénurie au plus fort de l’hiver, ainsi que sur les questions économiques. Il semble essentiel que le droit d’intervention des salariés soit renforcé : cela aurait évité bien des déboires. Depuis 2006, nous avons continuellement fait part de nos inquiétudes sur la tenue des calendriers, sur l’état des capacités industrielles ou encore sur les moyens dédiés à la réussite de l’EPR de Flamanville. Nous avons été insuffisamment entendus. La CGT a été la seule à pointer certaines problématiques sociales en lien avec le développement de l’EPR – Bouygues a ainsi été condamné pour avoir employé des salariés détachés.

M. Arnaud Barlet. Nous devons aussi rappeler l’intérêt de l’entreprise intégrée. En effet, si un opérateur intégré possède une centrale hydraulique, une centrale nucléaire et des énergies renouvelables, il lui est plus aisé de chercher à les optimiser et d’arbitrer entre leur utilisation. Au contraire, le morcellement de la production sur le territoire met à mal l’optimisation. La meilleure optimisation, d’ailleurs, consisterait à avoir un producteur européen.

M. Charles Rodwell (RE). Les dirigeants d’EDF que nous avons auditionnés ont longuement abordé les types de compétences nécessaires pour réhabiliter et relancer la production des centrales. Pourriez-vous nous préciser la nature des compétences et des métiers particulièrement critiques ? On entend souvent parler du soudage, de la chaudronnerie et de la maintenance. En avez-vous identifié d’autres ? Que pensez-vous du projet de l’université du nucléaire ?

Je souhaite également vous entendre sur le moral des salariés d’EDF. Vous disposez de l’indicateur MyEDF. Un récapitulatif de l’année 2022 a-t-il été publié ? En ce sens, il me paraîtrait éclairant que vous commentiez les données auxquelles vous avez accès, tant sur le moral actuel des salariés que sur la confiance qu’ils ont dans l’avenir de l’entreprise et du secteur.

Mme Virginie Neumayer. La filière nucléaire a travaillé sur plusieurs secteurs, notamment les opérateurs de première ligne que vous avez cités, mais aussi les projeteurs, les usineurs... Nos préoccupations portent sur leur nombre, mais également sur la transmission des compétences. En effet, dans les dix ans à venir, seule la moitié des fondeurs sera présente au sein de l’entreprise.

Le premier secteur qui intervient dans le développement de nouveaux réacteurs est le génie civil. Le génie-civiliste Bouygues a accusé environ deux ans de retard sur l’EPR de Flamanville. Or, le génie civil donne le la au reste du chantier. Ces secteurs, souvent dans l’ombre de la filière nucléaire, sont particulièrement pénibles. Aussi, pour favoriser l’attractivité, il est nécessaire d’améliorer la reconnaissance de ces métiers techniques et les valoriser. Il n’y aura pas d’industrie 2.0 sans industrie lourde. Il faudra revitaliser le tissu industriel, afin de disposer d’aciéries et de fonderies. Il a par exemple fallu importer des pièces d’Italie lors des problèmes de corrosion sous contrainte.

M. Arnaud Barlet. Nous devons identifier les métiers qui nous font défaut aujourd’hui, sans oublier ceux qui seront critiques demain si le statut des IEG ou le système des retraites évoluent. En effet, leur avantage est de fidéliser les ressources. Nos centrales fonctionnent grâce à des technologies qui datent des années 1975 à 1990. Dans les écoles, personne ne forme à ces technologies. Les employés acquièrent donc leurs compétences lors de leur entrée dans leur entreprise. Pour les rendre autonomes, ils doivent connaître l’ensemble des matériels de la centrale, ce qui requiert une dizaine d’années.

M. Philippe Page Le Mérour. Je ne commenterai pas l’outil de management MyEDF, qui est probablement en cours d’étude ou d’écriture. Du point de vue des organisations syndicales, le personnel est lucide sur la situation dans laquelle se trouve l’entreprise, sur le problème de la spoliation au travers de l’Arenh et sur les problèmes de conditions de travail quotidiennes. De nombreux services, de l’exploitation aux directions commerciales, connaissent une surcharge de travail sur les tranches. Pour autant, nous connaissons une unanimité syndicale sur tous les sujets depuis quatre ans. Le personnel est donc acteur de victoires majeures, notamment contre le plan Hercule, qui visait à désintégrer l’entreprise en ouvrant plusieurs activités aux capitaux privés. Par ailleurs, nous avons obtenu récemment gain de cause sur les salaires. Le personnel est donc prêt à de nouvelles batailles.

Les travaux de votre commission bâtissent les projets d’avenir autour du service public de l’électricité. On nous répète que l’avenir sera électrique : le personnel d’EDF n’est donc pas dans le même esprit que celui de Kodak lors du passage de l’argentique au numérique !

Mme Virginie Neumayer. Les discours récurrents qui ont consisté à demander sans arrêt des efforts supplémentaires au personnel ont montré de sérieuses limites. Nous avons subi plusieurs plans d’économies. Cela doit cesser. Nous sommes à l’heure des choix : si nous voulons nous engager pour un avenir décarboné et pour assurer l’avenir énergétique de la nation, il faut redresser la situation et nous inscrire dans la durée. Je pense que nous pourrons trouver avec les directions d’EDF, les parlementaires et l’ensemble des parties prenantes des points d’accord qui nous permettront d’avancer définitivement.

M. Alexandre Loubet (RN). Nous subissons une pénurie d’électricité et une politique de sobriété dignes d’un pays du tiers-monde, qui auraient pu être évitées si nous avions conservé a minima durant la durée du grand carénage nos capacités de production pilotables. Nous souffrons également d’une perte de savoir-faire qui menace l’avenir de la filière nucléaire. La stratégie pour recouvrer notre sécurité d’approvisionnement électrique du pays passera par le groupe EDF. Le projet Hercule qui visait à démanteler le groupe en trois entités et à en ouvrir au moins deux aux capitaux privés a semble-t-il été abandonné ; qu’en est-il de son projet alternatif ? La Première ministre a chargé le nouveau PDG du groupe d’émettre une proposition dans les six mois pour structurer le groupe EDF. Avez-vous connaissance des préconisations envisagées ? Si je ne me trompe pas, la Première ministre souhaite en effet que les parties prenantes soient associées. Dans quelle mesure est-ce votre cas ?

Par ailleurs, vous avez longuement évoqué les difficultés qu’implique l’abandon progressif de nombreuses activités par le groupe EDF, notamment vis-à-vis de certaines compétences liées à la maintenance et à la construction de centrales nucléaires ou hydrauliques par exemple. Au regard du récent feu vert en faveur de la construction de nouvelles centrales nucléaires, la direction de EDF envisage-t-elle une stratégie de réintégration de ces activités, ou souhaite-t-elle continuer à recourir à des sous-traitants, ce qui peut conduire à des situations malheureuses, comme le cas de l’EPR de Flamanville en témoigne ?

M. Philippe Page Le Mérour. La Première ministre a en effet mandaté le nouveau PDG sur plusieurs thèmes. Comme du temps du projet Hercule, nous ne sommes associés à aucune préconisation. Le Gouvernement a garanti qu’Hercule n’était plus à l’ordre du jour dans le document de l’OPA, mais je rappelle qu’il ne l’était pas davantage auparavant, puisque le dossier n’a prétendument jamais existé. Nous n’obtenions des bribes d’information que par la presse. Le montage de désintégration de l’entreprise et de bradage au privé des parties les plus rentables à court terme a surtout fait l’objet de discussions en coulisses entre le Président de la République, le PDG sortant et l’autorité chargée de la concurrence au sein de la Commission européenne à Bruxelles.

Nous considérons que nous avons emporté la victoire, mais nous restons vigilants. Un autre Hercule pourrait être dans les cartons. Cependant, il est certain que nous sommes à l’heure des choix. Les représentants de la nation ne peuvent laisser se poursuivre la désintégration de la boutique : ils doivent en refaire un service public. Tant que cela n’aura pas changé, le PDG gèrera EDF comme un boutiquier, sans vision à long terme d’un service public qui aurait la capacité à construire son parc nucléaire remboursé au fil du temps sur les factures. Il en va de même pour le parc hydraulique : en 1960, 56 % de la production était hydraulique. Or, en 1973, 75 % de la production dépendait du pétrole en raison de l’augmentation de la demande et de l’ouverture de centrales au fioul.

Les choix en matière énergétique ont été faits en général avec audace et rapidité. La loi de 1946 a été votée en six mois, tout comme le plan Messmer. En vingt ans, cinquante-six réacteurs nucléaires ont été construits ; aujourd’hui, en quinze ans, on n’arrive pas à en faire un seul. Nous pouvons continuer à gérer EDF comme une boutique, alimentée par des projets de banques d’affaires, avec la bénédiction de Bruxelles ; ou bien la Nation reprend la main sur les questions énergétiques et sur le service public de l’électricité. Nous ne parlons pas là d’une utopie, mais bien de quelque chose qui a existé. J’ai passé la moitié de ma carrière professionnelle dans le cadre du monopole public d’EDF. C’est la raison pour laquelle nous insistons également sur la nécessité d’un double bilan, qui comparerait les conséquences de cinquante ans de monopole public et celles des vingt-cinq dernières années.

Mme Catherine Nicolas-Michon. EDF affiche une volonté de réinternaliser les compétences qui ont été sous-traitées pour faire face aux défis industriels de demain, ce qui est une bonne chose. EDF investit pour attirer les profils sur les compétences clés qui nous manquent. Nous pensons avoir enfin été entendus sur ce point, mais nous attendons d’en voir les résultats.

Mme Virginie Neumayer. La question du faire ou du faire faire dans l’entreprise est un sujet tabou. Malgré nos demandes réitérées, la tenue d’un échange serein avec la direction sur nos besoins sur la maîtrise technique et industrielle nous a toujours été refusée.

L’entreprise donne par ailleurs des contre-signaux sur la réinternalisation, et notamment sur la R&D. La R&D permet d’anticiper et de traiter les difficultés rencontrées sur le parc nucléaire. Outre le développement d’un outil performant de contrôle non disruptif de la corrosion sous contrainte, nous avons par exemple pu traiter des phénomènes d’apparition des dépôts sur les crayons combustibles. Or, après sept années consécutives de diminution des effectifs, près de trois départements de R&D ont été supprimés. C’est inacceptable. Par ailleurs, nous venons d’apprendre la prochaine fermeture des boucles d’essais concernant la robinetterie, qui permet de qualifier certains matériels. Ce sont des pertes de compétences dans un domaine indispensable tant sur le parc en exploitation que sur l’EPR. Sans ces outils internes, EDF sera dépendant d’installations extérieures. Par conséquent, elle devra diffuser des informations confidentielles et attendre les disponibilités de ces moyens d’essais.

M. Raphaël Schellenberger, président. Je vous remercie. Cette audition nous a été utile pour apporter un angle supplémentaire à notre lecture. Bien que 63 % du mix énergétique français ne soit pas électrique, la politique énergétique évoque bien souvent la politique électrique. Les Français comme les politiques ont d’ailleurs le sentiment qu’EDF est encore leur outil. Malgré les évolutions de sa nature juridique, l’actionnariat principal d’EDF est en effet toujours resté public, ce qui nous donne davantage de moyens d’agir dans ce domaine que sur le reste des moyens énergétiques.

*

2. Audition de M. Antoine Pellion, Secrétaire Général à la Planification Écologique, Conseiller Énergie-transports à l’Élysée (2017-2019), Conseiller technique Énergie au ministère de l’Écologie (2014-2016) (18 janvier 2023)

M. le président Raphaël Schellenberger. Nous recevons aujourd’hui Antoine Pellion à l’occasion des travaux de la commission d’enquête chargée d’établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France. Ces travaux se tiennent en présentiel pour assurer leur qualité. Toutefois, compte tenu du contexte social en France et des difficultés de transport, et à titre exceptionnel, les membres de notre commission pourront être connectés aujourd’hui et demain par visioconférence et interagir en distanciel, selon le terme désormais consacré.

Monsieur Pellion, vous avez été désigné en juillet dernier secrétaire général de la planification écologique. Au cours des huit dernières années, vous avez exercé diverses responsabilités dans les cabinets des ministres, du président de la République et dans le domaine de l’énergie. Vous avez notamment été à la Direction régionale et interdépartementale de l’environnement et de l’énergie de 2009 à 2012. En 2012, vous êtes devenu chef du bureau de la production électrique à la Direction générale de l’énergie et du climat. En 2014, vous étiez conseiller technique énergie de Ségolène Royal, aux côtés de sa directrice de cabinet qui était alors Elisabeth Borne. En 2016, vous travailliez chez Enedis. De 2017 à 2019, vous avez été conseiller environnement, énergie et transports du président de la République. Depuis quelques mois, vous êtes secrétaire général à la planification écologique. Nous vous remercions d’avoir accepté de venir devant notre commission d’enquête, au vu des responsabilités que vous avez exercées successivement.

Notre commission a poursuivi un certain nombre de travaux et nous nous intéressons notamment aux conditions dans lesquelles les décisions ont pu être prises, susceptibles d’expliquer les difficultés que traverse la France actuellement et auxquelles la population française est habituée, ou du moins qu’elle a comprises. Au cours des précédentes auditions ont ainsi été évoquées les conditions dans lesquelles les scénarios et les objectifs ont été élaborés. L’appréciation de leur évolution, de la consommation énergétique et en particulier électrique, la fixation d’un plafond de production d’électricité d’origine nucléaire, la détermination d’un mix énergétique à des horizons variables ont déjà suscité beaucoup d’interrogations de la part de notre commission. L’abandon d’outils de recherche, les décisions visant à fermer certaines installations de production, alors que les solutions de relais n’étaient pas encore assurées, la survenance d’événements sanitaires ou techniques non programmés car largement imprévisibles donnent une vision assez désorganisée du secteur énergétique, même si certaines décisions récentes semblent vouloir y restaurer de l’ordre.

La création d’un secrétariat général de la planification écologique permettra peut-être d’éviter certaines erreurs commises précédemment, puisqu’il a vocation à coordonner « l’élaboration des stratégies nationales en matière de climat, d’énergie, de biodiversité et d’économie circulaire » tout en veillant à « à la soutenabilité de ces stratégies et à leur diversification », pour reprendre les termes du décret du 7 juillet 2022 portant création de cette structure directement rattachée à la Première ministre. En qualité de secrétaire général de la planification écologique, vous assurez le secrétariat du Conseil de défense écologique créé par un décret du 15 mai 2019 et présidé par le président de la République, la participation du ministre chargé de l’énergie à ce conseil n’étant pas explicitement prévue. Telles sont les subtilités de législations qui semblent se chevaucher.

Au-delà des outils de programmation et des structures mises en place dans le domaine qui intéresse la commission d’enquête se pose la question des financements mobilisés, des crédits, des prélèvements, du rôle des marchés, des investissements nécessaires et des hommes et des femmes, entrepreneurs ou salariés, sur lesquels il est possible de compter. Voilà quelques premiers éléments de contexte.

Je rappelle que l’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires impose aux personnes auditionnées par une commission d’enquête de prêter serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous invite donc à lever la main droite et à dire : « Je le jure ».

(M. Antoine Pellion prête serment.)

M. Antoine Pellion, Secrétaire Général à la Planification Écologique, Conseiller Énergie-transports à l’Élysée (2017-2019), Conseiller technique Énergie au ministère de l’Écologie (2014-2016). Je me propose de repartir sur des éléments qu’il me semble important de partager en matière de situation du pays sur les sujets de souveraineté énergétique, telle qu’on la vit aujourd’hui. Je reviendrai davantage au cours des questions sur les processus décisionnels, sur tel ou tel point que vous souhaiteriez pouvoir approfondir.

Le point d’entrée qui me semble le plus important est notre dépendance aux énergies fossiles, en particulier pour les carburants. La souveraineté énergétique consiste à disposer des leviers qui nous permettent de garantir le mieux possible l’atteinte de nos objectifs de sécurité d’approvisionnement, en ayant la liberté des dispositifs qui nous permettent de les atteindre. De ce fait, ils nous permettent de remplir nos objectifs de compétitivité ou environnementaux. Il est donc important de savoir si nous détenons les leviers de cette politique, sujet par sujet.

Force est de constater que les deux tiers de l’énergie que nous consommons sont d’origine fossile, notamment les carburants. Le premier point de préoccupation est à mon sens celui de notre dépendance aux importations de carburants de source fossile. Cet élément est l’un de ceux qui ont le plus de conséquences sur notre économie et notre société. Je pense bien sûr à la crise pétrolière des années 1970, ainsi qu’à des événements plus récents, qui ont montré à chaque fois l’extrême sensibilité que peut avoir ce sujet et son impact immédiat sur nos concitoyens, notamment sur leur pouvoir d’achat.

Nous n’avons pas en France de capacité de production d’hydrocarbures. Nous sommes donc totalement dépendants des importations. Le sujet est double. Le premier, récurrent et de long terme, est celui du prix : nous subissons des augmentations de prix au gré des marchés mondiaux de pétrole, ce qui a un impact très fort sur le prix à la pompe. Depuis la guerre en Ukraine se pose également l’enjeu des volumes, c’est-à-dire de la disponibilité des carburants, compte tenu notamment des sanctions émises à l’encontre de la Russie et donc des conséquences de l’embargo sur les produits pétroliers. Je pense en particulier au fait qu’à partir du 1er février prochain entre en vigueur l’embargo sur les produits raffinés en provenance de Russie. Du fait de choix passés, qui étaient de souveraineté industrielle à l’époque, notamment sur la voiture privilégiant le diesel, nous sommes importateurs nets de gazole. De ce fait, nous dépendons de l’équilibre des flux mondiaux pour sécuriser notre approvisionnement.

Concrètement, nos raffineries sont approvisionnées en brut, disponible malgré les sanctions du fait de la reconfiguration des chaînes pétrolières, mais un point de vigilance important porte sur la question du gazole. De ce fait, le gouvernement, que j’ai l’occasion de conseiller à la fois comme secrétaire général et au cabinet de la Première ministre, a pris un certain nombre d’actions pour sécuriser des volumes. En revanche, le sujet du prix se pose, sur lequel les voies et moyens sont plus limités et sur lequel le Parlement a voté un bouclier tarifaire.

Les carburants sont donc un sujet de premier ordre en matière de souveraineté énergétique. Il est également très lié aux enjeux environnementaux, puisque la combustion d’énergies fossiles est à l’origine d’une grande partie de nos émissions de gaz à effet de serre. Si entre les années 1990 et 2010 nous avons plutôt gagné en souveraineté industrielle, au sens où le moteur diesel nous offrait un avantage eu égard aux importations, nous avons perdu en souveraineté énergétique, car nous dépendons énormément des importations de gazole. Depuis les années 2010, nous sommes entrés dans une phase de dé-dieselisation, qui pose question en matière industrielle, sur la fabrication de voitures, mais nous permet de gagner en souveraineté énergétique. Quand l’Union européenne décide l’arrêt de la vente de véhicules thermiques en 2035, soit une sortie des carburants vers 2050, nous avons la perspective d’un regain de notre souveraineté énergétique avec des actions très structurantes et de long terme. La question se pose en matière de matériaux notamment, mais l’avantage est très net sous l’angle purement énergétique.

La souveraineté énergétique pose aussi la question de nos importations de gaz. Comme pour les hydrocarbures, nous sommes intégralement importateurs de cette énergie. Nous avons compté par le passé des gisements de production, comme celui de Lacq, mais qui est aujourd’hui épuisé. La situation française est favorable par rapport à d’autres pays européens dans la mesure où, du fait de choix judicieux au cours des dernières décennies, des infrastructures de terminaux méthaniers ont été construites. Nous sommes donc bien dotés en capacités d’importation de GNL (gaz naturel liquéfié). Nous possédons également des interconnexions, notamment avec l’Espagne et le Portugal, deuxièmes pays les mieux équipés en terminaux. La loi votée en 2015 nous confère par ailleurs une avance sur le stockage de gaz : la France possède non seulement des capacités physiques de stockage, mais aussi des mécanismes de régulation qui permettent de les remplir correctement. Nous sommes ainsi passés d’une situation où nous étions fortement importateurs en provenance des gazoducs des pays de l’Est à l’une des principales portes d’entrée du gaz en Europe. La France détient donc les leviers de la sécurisation de son approvisionnement. Elle est toutefois confrontée au caractère limité des capacités de production mondiale et à la réaugmentation de la consommation chinoise, ce qui pose des enjeux importants de concurrence des ressources.

Là encore, des dispositions conjoncturelles ont été prises pour améliorer notre souveraineté. Plus structurellement, la réponse passe par la sortie des énergies fossiles aussi sur le gaz. Tel est le travail de décarbonation de notre industrie mené au titre de la planification écologique, pour passer à l’hydrogène, l’électrique ou la biomasse, de sorte à ne plus dépendre du gaz naturel. Les actions portent également sur le chauffage, sur lequel les changements structurels vers la pompe à chaleur ou autres permettent de sortir de ces énergies et, encore une fois, de gagner en matière de souveraineté énergétique, même si cela pose d’autres questions, notamment sur les équipements.

Le troisième sujet est celui de la biomasse, source importante d’énergie dans la mesure où une partie importante de l’énergie consommée se fait sous forme de chaleur. La décarboner nous conduit à utiliser davantage de biomasse. Nous avons un enjeu de sécurisation de notre approvisionnement en biomasse. La France est globalement plutôt productrice de la biomasse consommée sur le territoire. Des importations existent, mais nous en sommes au stade où nous devons faire les bons choix pour ne pas nous créer une dépendance. La biomasse est appelée à monter en puissance, avec le biogaz, la biomasse forestière ou toute autre biomasse agricole qui permettra une substitution aux énergies fossiles. Ce vecteur de souveraineté énergétique est amené à monter en puissance très fortement.

Je termine par l’électricité. Je distinguerais plusieurs éléments, du plus conjoncturel au plus structurel. Nous partons d’un actif de production d’électricité qui est de qualité, sous l’angle du volume de production, de la décarbonation et de la compétitivité prix. Malgré la crise conjoncturelle que nous vivons, les sous-jacents de ce système restent les bons : le coût de production n’est que peu dégradé et les volumes le sont conjoncturellement. Ce système est confronté à des enjeux d’évolution très clairs pour l’avenir, notamment des incertitudes pesant sur l’évolution de la consommation. A ces fondamentaux robustes s’ajoutent plusieurs types de crises. La première est une crise de disponibilité de notre parc existant. Je pense en particulier au parc nucléaire, frappé par une conjonction de problèmes de maintenance et de corrosion sous contrainte, qui ont conduit à une dégradation de la production au cours des derniers mois. Je pense également aux chocs de prix sur les marchés induits par la guerre en Ukraine, distincts de la réalité des coûts de production, et qui nécessitent des actions immédiates. Elles sont engagées, de sorte que nos consommateurs continuent à payer quelque chose qui ressemble aux coûts de production de l’électricité plutôt qu’à des prix de marché volatils.

M. Raphaël Schellenberger, président. Merci. J’ai plusieurs questions. A la demande du rapporteur, nous éviterons la période où vous étiez à l’Elysée, en vertu du principe de séparation des pouvoirs.

Vous avez beaucoup parlé dans votre propos liminaire des 63 % de consommation énergétique qui relèvent du fossile et qui sont parfois ceux les moins présents dans le débat public et notamment politique, qui s’est largement concentré sur la question électrique, et notamment celle du nucléaire. A quoi attribuez-vous cette focalisation sur le nucléaire depuis longtemps, mais plus particulièrement depuis une dizaine d’années ? Comment expliquez-vous l’absolue nécessité qui s’est installée dans le débat public de remplacer le nucléaire par des énergies renouvelables, alors que 63 % de l’énergie consommée en France est d’origine fossile ?

M. Antoine Pellion. Le nucléaire est une énergie atypique, à laquelle sont associés des risques. Il entraîne un clivage assez fort dans l’acceptabilité publique entre ceux qui considèrent qu’on doit l’utiliser pour ses atouts – notamment la décarbonation, la production stable d’électricité et la souveraineté – et ceux qui craignent les risques associés. Il est important de rappeler ici que 2011 est une année particulière en matière de nucléaire : l’accident de Fukushima a entraîné des choix assez radicaux dans plusieurs pays du monde, notamment d’Europe. A cet égard, la France se manifeste plutôt par une très grande continuité dans le soutien au nucléaire.

L’électricité a la particularité de se manifester par des objets très visibles dans nos territoires : centrales, moyens de production d’énergies renouvelables, éoliennes en particulier. Ils provoquent un débat public assez fort. Il s’y ajoute les fermetures de centrales au fioul ou à charbon, qui sont des sujets territoriaux très forts. Inversement, les énergies fossiles du quotidien, que ce soit la voiture ou le chauffage, sont beaucoup plus banalisées dans le débat public. Elles apparaissent comme plus naturelles, alors même qu’elles ont été à la source des plus grands chocs de pouvoir d’achat, notamment des ménages, et qu’elles sont la principale cause de nos émissions de gaz à effet de serre, avec toutes les conséquences du changement climatique que nous observons désormais quotidiennement. Le lien entre ces deux sujets est moins visible.

M. Raphaël Schellenberger, président. Le rôle du politique est aussi d’amener le débat public sur les sujets vers lesquels il ne se porte pas de manière naturelle. Avez-vous formulé des alertes, dans votre rôle de conseiller, pour dire qu’il ne faut pas seulement parler du nucléaire ? Comment ont-elles été reçues ?

M. Antoine Pellion. Mon parcours plus politique commence en 2014, quand je rejoins le cabinet de Ségolène Royal. Les engagements pris par le président Hollande portaient pour partie sur des sujets non électriques, notamment en matière de gaz à effet de serre, mais aussi avec l’abaissement de la part du nucléaire à 50 % à l’horizon 2025 et la fermeture de Fessenheim.

Quand j’arrive en avril 2014, nous avons trois mois pour mettre sur la table un projet de loi. Ce dernier avait connu beaucoup d’itérations et la mission de Ségolène Royal était de le sortir rapidement pour engager le débat politique au Parlement. Dès le début, nous avons le souci de poser le débat beaucoup plus largement que la question de l’électricité et de le décentrer de la question purement nucléaire pour mener un véritable débat, notamment sur les énergies fossiles.

Ce projet est donc assez nourri : il compte plus de 200 articles. Des sections sont liées au bâtiment, aux transports, c’est-à-dire autant de sujets qui ne sont pas liés au nucléaire. Cette tentative de décentrage se heurte assez rapidement à une attente très forte des personnes que nous avions alors dans la discussion sur la question du nucléaire. Néanmoins, un soin très particulier a été apporté à ce que les sujets soient traités.

Cette loi est bien souvent résumée aux 50 %, mais elle contient par exemple la création du chèque énergie pour les ménages les plus modestes. Elle réforme la régulation des stockages de gaz et pose les fondements de notre sécurité actuelle. Plus généralement, elle pose les outils de planification énergétique : elle crée la programmation pluriannuelle de l’énergie et la stratégie nationale bas carbone comme outils de pilotage de l’évolution du mix électrique. Elle porte également sur les concessions hydroélectriques : elle a permis d’éviter ce qui était présenté comme la mise en concurrence inexorable des concessions et d'y proposer des solutions alternatives. Cette loi contient également des outils pour les énergo-intensifs, notamment les consommateurs de gaz, pour améliorer la compétitivité. Elle embarque l’obligation de travaux de rénovation énergétique à l’occasion des ravalements de façade. Ce sujet peut paraître anecdotique, mais il est très structurant pour la décarbonation, au sens d’une baisse de consommations de gaz et de carburant. Cette loi a également posé les premiers objectifs de véhicules électriques : celui de 7 millions de bornes électriques en 2030 figurait déjà dans la loi de 2015, alors que la voiture électrique n’était pas du tout au niveau de maturité actuel et que ses perspectives paraissaient moins claires.

Le projet politique de cette loi va donc bien au-delà du nucléaire et du mix électrique.

M. Raphaël Schellenberger, président. Les auditions que nous avons menées montrent que les scénarios de RTE étaient peu prospectifs jusque récemment et ne donnaient pas forcément de perspective claire sur l’évolution des consommations, notamment d’électricité. Sur quelle base avez-vous pu consolider les scénarios de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, loi TEPCV, pour les adeptes des acronymes ? Comment avez-vous déterminé le seuil de 50 % en 2025 pour le nucléaire et la fermeture de Fessenheim ? La question de la sécurité d’approvisionnement a-t-elle bien été posée dans les travaux préparatoires de cette loi, qui conduit à la fermeture de 12 GW de capacités de production pilotables ? Nous avons échangé hier avec le comité social et économique central (CSEC) d’EDF, qui déclare que de nombreuses alertes sont déjà émises à l’époque sur la sécurité d’approvisionnement, le calendrier prévisionnel de maintenance, etc. Comment ces enjeux sont-ils pris en compte en 2015 ?

M. Antoine Pellion. A mon arrivée en avril 2014 auprès de Ségolène Royal, les 50 % en 2025 et la fermeture de Fessenheim étaient deux éléments de choix politique posés d’entrée de jeu par le président Hollande. Ils faisaient partie de ses engagements de campagne et il a été élu aussi sur cette base.

La loi distingue deux sujets bien différents, notamment en matière de portée normative : la fermeture de Fessenheim et les 50 %. Elle fixe un élément « mordant » en droit, au sens où l’autorisation de la centrale dépend du respect du plafonnement à 63,2 GW : le jour où un nouveau réacteur est mis sur le réseau, il doit entraîner l’arrêt d’une puissance équivalente. Ce sujet conduit à un véritable questionnement en matière de sécurité d’approvisionnement à l’époque.

Les 50 % à l’horizon 2025 s’appliquent sur des documents de programmation du mix énergétique prévus par cette même loi, mais qui sont à construire. Concrètement, le texte de 2015 impose l’élaboration d’une programmation pluriannuelle de l’énergie qui doit viser cet objectif, mais aussi respecter un certain nombre de critères, dont celui de la sécurité d’approvisionnement. Il ne fournit pas de base légale pour fermer les centrales à l’époque, mais cadre ce que seront les exercices de programmation ultérieurs que sont les PPE.

Les éléments dont nous disposons à l’époque, notamment en matière de sécurité d’approvisionnement, sont essentiellement irrigués par les exercices menés par RTE. La loi lui confie en effet le soin de prévoir l’évolution de la consommation. Le bilan prévisionnel de 2015 montre que tous les scénarios tablent globalement sur une stabilité, voire une baisse de la consommation d’électricité. A cette époque, la France exporte massivement l’électricité, de l’ordre de 50 TWh, vers les autres pays européens. Elle n’a donc pas de problème de volumes de production.

L’analyse est conditionnée : la centrale ne ferme que le jour où une autre est mise sur le réseau. En l’occurrence, le chantier de Flamanville est engagé depuis plusieurs années et les éléments de calendrier conduisent à une ouverture dans des délais à l’époque beaucoup plus raisonnables qu’aujourd’hui. Il existe par ailleurs un sujet historique de pointe de consommation très fort dans les années 2008-2010. Les éléments dont nous disposons en 2014, c’est-à-dire les prévisions de RTE, nous disent que le problème de la pointe est en cours de résorption et que le plafonnement à 63,2 GW ne remet pas en cause la sécurité d’approvisionnement.

M. Raphaël Schellenberger, président. Le plafonnement à 63,2 MW a donc pour seul objectif de fermer Fessenheim.

M. Antoine Pellion. De fermer une centrale.

M. Raphaël Schellenberger, président. Pour avoir suivi les débats à l’époque, je connais l’impossibilité juridique de mentionner Fessenheim dans la loi et la nécessité de trouver une parade, avec un délégué interministériel spécialement chargé de la trouver.

Le plafonnement de 63,2 MW a donc pour objectif de conduire à la fermeture de Fessenheim. Nous avons bien compris qu’il s’agit d’un choix politique. Il ne s’agit toutefois pas de figer à 63,2 MW les capacités de production nucléaires disponibles en France, puisque l’objectif est de passer à 50 % à l’horizon 2025 et donc de fermer une vingtaine de réacteurs. Au vu des auditions déjà menées, il semblerait que celles et ceux faisant la promotion des 50 % ne s’étaient pas rendu compte que cela impliquait plus de vingt réacteurs à fermer et qu’ils se sont effrayés en le découvrant. Toutefois, je ne comprends pas comment on peut fixer dans une loi deux objectifs qui finalement se contredisent : ramener à 50 % la part du nucléaire dans le mix électrique à l’horizon 2025 et assurer la sécurité d’approvisionnement, alors qu’on sait à l’époque que les deux sont techniquement incompatibles. Si j’ai mal compris, il faut me l’expliquer.

M. Antoine Pellion. Nous avons à l’époque des capacités d’export déjà importantes, avec des marges supplémentaires. La mise en œuvre de ces 50 % repose donc sur deux éléments. Le premier est la possibilité d’augmenter rapidement les énergies renouvelables, pour parvenir à parité en volumes entre la production nucléaire et la production renouvelable. La production hydroélectrique étant comptée dans cette dernière, la France ne partait pas de zéro. Le second élément est notre capacité d’export : des besoins de consommation d’énergie se font alors sentir dans les autres pays européens. Les hypothèses mises sur la table font apparaître des volumes d’export très importants. Dans tous les cas, les analyses menées montrent que cette décision ne remet pas en cause les critères de sécurité d’approvisionnement.

S’agissant de la fermeture de réacteurs, deux sujets différents se posent : d’une part, le vieillissement du parc existant et d’autre part, la durée de vie du parc nucléaire. Les expressions publiques sont toujours ambiguës sur les raisons de l’arrêt des réacteurs : sont-ils arrêtés parce qu’ils parviennent en fin de vie ou parce qu’une décision externe a imposé qu’ils le soient, compte tenu d’autres paramètres sans rapport ?

En 2014-2015, les scénarios n’embarquent pas de décision sur la possibilité de prolonger de façon générique les réacteurs existants au-delà de quarante ans. A ce jour, nous n’avons pas de certitude sur les durées de vie au-delà de cinquante ou soixante ans. Je pense à titre personnel qu’il est important de prolonger les centrales le plus longtemps possible, tant que les critères de sûreté restent respectés, parce que ce sont des actifs importants, à la fois décarbonés et compétitifs.

Les scénarios sous-jacents comportent d’ailleurs des hypothèses implicites sur le nombre de centrales à fermer à quarante ans ou cinquante ans. Nous sommes donc partis à l’époque de la possibilité d’en prolonger au moins certaines jusqu’à cinquante ans. Les scénarios d’évolution du parc dépendent étroitement de l’hypothèse retenue sur la durée de vie des réacteurs existants.

Il appartient aussi au politique et à ses conseillers d’essayer d’anticiper les situations où nous ne serions pas capables de prolonger les réacteurs au-delà de quarante ans, ou uniquement certains. Dès lors, il est absolument indispensable d’envisager les voies et moyens alternatifs de production d’électricité pour sécuriser l’approvisionnement.

Or, il existe à l’époque un impensé assez fort chez les acteurs du système électrique, qui est de dire : cette situation ne peut pas exister. On refuse donc d’étudier en profondeur les solutions alternatives au cas où il faudrait fermer le parc, pour partie à quarante ans et pour partie à cinquante ans, pour des motifs de sûreté. L’expérience de la corrosion sous contrainte montre que des incidents non planifiés dus au vieillissement ne sont pas improbables. Il faut donc se préparer à ce que pourrait être une alternative, au cas où.

Enfin, le dimensionnement du système électrique est aussi un optimum économique. Surdimensionner le réseau amènerait le consommateur à payer très cher sa facture d’électricité. Il faut donc en permanence trouver un équilibre, c’est-à-dire une taille du parc de production qui permette de sécuriser la production, tout en étant acceptable et soutenable pour l’ensemble des consommateurs. On ne peut se permettre d’avoir deux parcs de production, au cas où l’un d’entre eux tombe en panne pour une raison inconnue et prolongée.

Tous ces éléments doivent être pris en compte. Les scénarios sur les dix ou quatorze réacteurs nucléaires correspondent dans la quasi-totalité des cas à des hypothèses sur la durée de vie des réacteurs. Ce point me paraissait important à partager avec votre commission. Cela n’implique pas une fermeture administrative : la seule base légale pour une telle décision est le plafonnement à 63,2 GW, qui s’est appliqué à deux tranches de 900 MW.

M. Raphaël Schellenberger, président. Avec des impensés qui nous ont été soulignés et semblent avoir surpris les analystes à l’époque, notamment sur la question du cycle du combustible et de la fermeture par le palier des 900 MW, le plus ancien, et donc l’absence d’outils pour la consommation des combustibles moxés retraités. Comment cet enjeu a-t-il été pris en compte dans ces stratégies, à l’époque où elles ont été pensées ?

M. Antoine Pellion. D’abord, les EPR sont dits « moxables » par conception et pouvaient donc constituer le relais des tranches de 900 MW qui pourraient être fermés. Une réflexion porte également à l’époque sur le moxage des tranches 1300 MW, qui ne sont pour l’instant pas moxées, de sorte à garder la possibilité du cycle MOX dans le cycle aval. Les décisions de l’époque garantissent qu’un chemin existe et est toujours possible pour la pérennisation de la fermeture du cycle et notamment la question du moxage.

Dès cette époque et de manière constante dans les différentes responsabilités que j’ai exercées, la fermeture du cycle restait un objectif important. Il fallait donc garder les matières disponibles pour le moment où le cycle pourrait évoluer. Plusieurs options existent.

J’aimerais devancer une question souvent posée sur Astrid. Ces éléments ont déjà été avancés par un certain nombre de personnes que vous avez pu auditionner, en particulier François Jacq, Pierre-Marie Badiou ou Daniel Verwaerde. La loi Bataille impose d’étudier plusieurs pistes, notamment la transmutation. Un certain nombre de recherches aboutissent à des avancées dans le domaine. Assez rapidement, il s’avère possible de poursuivre la recherche sur le multirecyclage en REP.

Le sujet de la fermeture du cycle ne se résume pas au réacteur Astrid : de la recherche complémentaire est nécessaire. En revanche, Astrid implique, pour être utile, un déploiement industriel ultérieur. Astrid seul ne sert à rien : il faut une génération entière de réacteurs à neutrons rapides, permettant de traiter suffisamment de flux. Dès lors, la question est : peut-on ne pas faire la génération EPR et basculer directement sur une génération de réacteurs à neutrons rapides en grandeur réelle ?

Les éléments dont nous disposons à l’époque montrent que cette solution est extrêmement chère et conduit à une augmentation très forte du prix de l’électricité. Si elle se fait, elle doit arriver après la génération EPR, c’est-à-dire dans soixante-dix ans au moins. Est-ce le bon moment pour construire un démonstrateur qui conduira à figer le design ? Il a été décidé que ce n’était pas le meilleur choix à court terme. Pour autant, nous ne renoncions pas à la recherche sur la fermeture du cycle, qui reste active, notamment au CEA. Nous ne nous fermons pas cette piste, mais nous ne retenons pas l’option d’un démonstrateur, car le bon moment n’est pas venu.

M. Raphaël Schellenberger, président. Je reviens sur le cycle du combustible. Quand en 2015 la décision est prise d’engager une trajectoire qui conduit à fermer les moyens de production à l’horizon 2025, c’est-à-dire à dix ans, des difficultés industrielles existent déjà, notamment autour de Flamanville 3. Elles n’ont pas dérapé comme on le voit aujourd’hui, mais il apparaît déjà en 2015 que le chantier Flamanville est plus compliqué que prévu. Pourquoi aucune réflexion concrète d’envergure industrielle n’est-elle lancée sur la montée en moxage des 1300 MW, sur l’usine Melox, etc. ? On voit bien aujourd’hui que la filière MOX dans son ensemble est complètement fragilisée. Il manque une décision opérationnelle en 2015.

M. Antoine Pellion. La loi 2015 impose une analyse des enjeux de l’évolution du mix énergétique dans toutes ses dimensions, incluant celle du cycle, au travers la programmation pluriannuelle de l’énergie. La première doit être faite sur une période de trois ans, puis par période de cinq ans. Le texte ne traite donc pas un certain nombre de sujets, renvoyant aux travaux de planification fine leur coordination. Cet état de fait est en quelque sorte le revers de la médaille de ce que l’objectif de 50 % en 2025 n’est pas normatif et n’implique pas des fermetures de centrale : il doit simplement encadrer les scénarios réalisés.

En d’autres termes, on ne prend pas toutes les décisions en 2015, mais on pose un certain nombre de sujets sur la table et l’on renvoie à la PPE les chemins pour les organiser, sachant que la PPE doit garantir un certain nombre d’éléments, notamment la sécurité d’approvisionnement, une énergie compétitive et des enjeux de cycle.

Par ailleurs, les hypothèses de fermeture des réacteurs en 2025 sont liées au fait que l’on ne peut prolonger leur durée de vie, compte tenu du vieillissement des matériaux et de l’absence d’autorisation générique de l’ASN de passer à la VD4. La question ne porte donc pas sur le moxage ou non, mais la fin de vie des centrales.

Enfin, les études techniques intègrent le moxage des 1300 MW, notamment, de sorte que lors des premières PPE, les informations soient disponibles pour assembler les différentes briques et prendre la décision en connaissance de cause. Vous interrogerez, je crois, demain mes anciens collègues sur les décisions prises en 2017-2019, conduisant notamment au moxage des 1300 MW et à la préservation du cycle. Depuis mon retour à Matignon, cette position est constante de maintenir opérationnelle la filière MOX dans l’aval du cycle, ce qui pose d’ailleurs des questions sur la perspective d’évolution de l’infrastructure, le « revamping », les évolutions, etc.

M. Raphaël Schellenberger, président. Vous avez dans vos fonctions successives vu passer le rapport dit « d’Escatha-Collet-Billon ». Ce qui a filtré dans la presse et les échanges que nous avons pu avoir avec l’un des auteurs montrent qu’il contient la préconisation de lancer six EPR, solution au cycle, à l’effet falaise et à un certain nombre d’autres points. Nul n’aura lu ce rapport, dont les préconisations arrivent dans le débat public quatre à cinq ans plus tard. À quoi attribuez-vous cette lenteur ? Je pense également aux déclarations de Bruno Lemaire sur le fait qu’un rapport ne fait pas une politique énergétique. Qu’est-ce que ces éléments vous inspirent ?

M. Antoine Pellion. J’étais à l’Élysée en 2017-2019. Je ne peux donc pas m’exprimer sur le rapport et la prise de décision et je me limiterai aux éléments publics.

Dès le début du quinquennat, la loi Hulot repousse l’échéance du 50 % de 2025 à 2035, pour se donner le temps de la réflexion. Ensuite, une étude de très grande ampleur est également commandée à RTE pour se projeter à très long terme. La conséquence du manque de visibilité sur l’évolution du mix énergétique, une fois le parc actuel en fin de vie, est en effet qu’il faut se projeter sur le très long terme. La commande est donc passée sur un horizon long, qui est celui de 2050.

Enfin, il est important de rappeler qu’en 2015, le projet EPR est en dérive de coûts et de délais. Il faut donc avoir des éléments d’appréciation de ce qui fonctionne ou non dans l’EPR, ce qui implique une séquence de retour d’expérience et des propositions de l’industriel sur les évolutions souhaitées, notamment en matière de design. Il s’ensuit la proposition de l’EPR2 par l’entreprise, maître du calendrier d’avancement de ce nouveau projet. Je constate que le detailed design n’est pas fini et qu’il reste des millions d’heures d’ingénieur pour achever de définir un EPR2, avant même de commencer à le construire. Il me paraît assez raisonnable d’attendre la maturité industrielle du design et du projet avant de s’engager sur des investissements pesant des milliards d’euros.

M. Raphaël Schellenberger, président. L’augmentation du niveau d’exigence de sûreté et la stratégie française en la matière entraînent des conséquences sur le calendrier des opérations, notamment de maintenance, qui connaissent un glissement progressif. Il s’avère compliqué de les conjuguer avec les ressources humaines disponibles en France. Ces éléments ont-ils été anticipés ? Nous voyons bien que l’enjeu pour le passage de cet hiver et des suivants porte sur la disponibilité des compétences.

M. Antoine Pellion. La maintenance du parc existant est pour moi le principal enjeu à gérer pour ce qui est du nucléaire, car il entraîne l’impact le plus important sur notre mix de production. Cet élément est connu de très longue date : l’industriel devait monter en compétences des entreprises de la filière pour être capable de passer cette phase de maintenance lourde des quarante ans. L’entreprise s’y prépare depuis le début des années 2010. Tous les sujets que nous avons abordés précédemment, comme l’évolution de la part du mix, ont en réalité très peu d’impact opérationnel sur la certitude que l’enjeu des quarante ans arrive, qu’il s’étale entre 2018 et une bonne partie de la décennie 2020-2030 et qu’il nécessitera de former beaucoup de personnes et de monter en compétences. Ce champ était, il me semble, extrêmement clair et prédictible.

Les équipes gouvernementales que j’ai eu l’occasion de servir ont prêté à ce point une attention particulière et rappelé à l’entreprise l’importance de s’y préparer. Il appartient à l’industriel d’évaluer la bonne adéquation entre ce niveau de maintenance et la réalité. Des événements externes s’y sont ajoutés. La Covid a clairement perturbé la maintenance, en allongeant les durées, et ce pendant une période assez longue : les règles prévues initialement n'ont pas pu s’appliquer, ce qui a conduit à des décalages importants. D’autres raisons externes, comme la corrosion sous contrainte, sont venues ajouter une difficulté supplémentaire, en mettant sous contrainte les capacités d’expertise et les compétences, notamment de soudure.

Cette montée en puissance programmée de très longue date et intégrée dans les exercices de planification sous la forme d’une moindre disponibilité a donc été perturbée par les événements exceptionnels que sont le Covid et la corrosion sous contrainte.

M. Raphaël Schellenberger, président. Vous n’avez pas occupé de fonction particulière auprès du gouvernement pendant le Covid.

M. Antoine Pellion. J’ai rejoint le cabinet de Jean Castex lors de sa nomination, à la fin de la période Covid. J’ai pu voir ses incidences opérationnelles.

M. Raphaël Schellenberger, président. Vous pouvez avoir des éléments de l’ordre de la culture générale, du réseau ou par la bande.

Les centrales nucléaires sont des organes vitaux de la nation. A ce titre, elles auraient pu échapper aux règles sanitaires applicables, au-delà de la nécessité de protéger les travailleurs et de faire preuve de bon sens. Le fait est que les travailleurs du nucléaire sont habitués aux mesures de protection. Une mesure de protection sanitaire supplémentaire n’était pas forcément compliquée à mettre en œuvre dans une centrale nucléaire. Pourtant, le parti-pris pendant le Covid est de ne quasiment pas réaliser de maintenance, ce qui conduit au décalage actuel. Des alertes avaient pourtant été émises à ce sujet. Pourquoi cet arbitrage ?

M. Antoine Pellion. Je n’étais pas à l’époque à Matignon, mais à la République en marche. Je n’ai pas eu à vivre ces décisions et ne peux donc pas vous répondre sur ce point. J’en ai vu les conséquences, c’est-à-dire le retard de maintenance qui s’est trouvé accumulé en sortie de période. Je connais également la situation actuelle et les demandes faites à l’entreprise d’énumérer toutes les évolutions nécessaires pour réduire les phases d’indisponibilité, compte tenu de la nécessité absolue de réaugmenter la production, notamment au cours de l’hiver que nous sommes en train de vivre. On parvient assez vite à des sujets techniques de rechargement de combustible ou d’usure de certains équipements importants, comme des échangeurs, qui nécessitent des réparations ou des échanges. De ce qui nous a été remonté, des éléments techniques empêchent de lisser davantage les phases de maintenance.

M. Raphaël Schellenberger, président. Mes deux dernières questions s’éloignent du nucléaire pour revenir plus généralement aux enjeux de mix.

Notre parti-pris technologique porte sur le véhicule électrique. La question des matériaux critiques a-t-elle été suffisamment prise en compte ? D’autres solutions alternatives ont-elles été étudiées ? Un parti-pris est toujours risqué en matière politique.

M. Antoine Pellion. Vous ouvrez un champ très vaste. Je tenterai de répondre en quelques mots.

M. Raphaël Schellenberger, président. Nous n’avons pas d’autre audition après la vôtre.

M. Antoine Pellion. Le sujet porte sur le transport de personnes en général, puisque les travaux de planification portent non seulement sur l’évolution de la voiture, mais aussi l’évolution des usages alternatifs à son usage individuel : les transports en commun, le vélo en milieu urbain dense, la marche à pied, le train sur les longues distances. La quasi-totalité des émissions de gaz à effet de serre liées au transport de personnes concerne la voiture.

L’enjeu est donc double : décarboner les voitures et basculer au maximum vers d’autres moyens les usages qui peuvent l’être. Il faut jouer sur les deux leviers, mais celui qui présente les résultats les plus efficaces à court terme est celui de la décarbonation de la voiture. Dès lors, il existe peu de pistes alternatives : l’électricité, les biocarburants ou l’hydrogène.

L’hydrogène est une énergie qui reste très chère à l’acquisition et qui conduit à des coûts d’usage très élevés, à part sur des usages spécifiques, notamment de flotte, car il faut une rotation très forte du véhicule. Les personnes qui veulent ou peuvent se le payer ne constituent qu’une très faible partie de notre population. L’alternative se pose ensuite entre la voiture électrique et les biocarburants. Ces dernières posent d’autres questions d’usage des ressources, notamment en matière d’utilisation de la biomasse et d’usage des sols.

Notre point de vue est qu’il faut prioriser l’usage de ces biocarburants sur des moyens plus difficiles à décarboner, comme l’aviation, les transports lourds, le transport routier ou les navires. L’électrification des véhicules est donc une solution importante. Le second sujet est celui de politique industrielle : pouvons-nous investir dans les constructeurs pour électrifier fortement les véhicules et faire autre chose en parallèle ? Il nous semble que les capacités de R&D de nos acteurs sont plus efficacement utilisées si elles sont focalisées sur l’un des sujets. Enfin, un sujet de bouclage matières se pose. Nous sommes en cours d’évaluation, mais il est d’ores et déjà certain que le parc électrifié français ne pourra pas être composé uniquement de voitures très haut de gamme et très lourdes, dont la seule particularité est qu’elles aient basculé à l’électricité. Nous avons besoin d’une gamme variée. Des évolutions restent donc à faire dans le mix voitures de demain. Les pistes existent, mais la mise en œuvre n’est pas encore totalement réalisée.

M. Raphaël Schellenberger, président. Nous sommes donc dans une conjugaison de l’objectif de moyens et de l’objectif de résultats, ce qui conduit rarement à de francs succès.

M. Antoine Pellion. Nous avons l’impératif du résultat : la question des émissions de gaz à effet de serre est aujourd’hui largement documentée comme ayant des conséquences massives. Le coût des dommages est largement supérieur au coût de l’inaction. La question est donc de sécuriser des trajectoires qui nous permettent de réduire suffisamment ces émissions. Les analyses que nous menons montrent que le chemin existe et que des adaptations des politiques publiques sont à faire. Un grand nombre de ces adaptations a été engagé et il reste des questions de déploiement. A chaque fois, nous pouvons documenter des trajectoires qui montrent comment concrètement y parvenir.

M. Raphaël Schellenberger, président. Sans pour autant avoir une analyse fine de l’enjeu des matériaux, comme vous venez de le dire.

M. Antoine Pellion. Les ordres de grandeur des matériaux nous laissent à penser que le chemin est conforme. Pour aller jusqu’au bout de l’analyse, il faut aussi regarder les flux : par quels pays ils passent, quels sont les concurrents sur la ressource, etc. Nous avons les fondamentaux qui nous permettent de dire que les volumes existants suffisent et des techniques de recyclage, s’agissant des batteries, qui nous permettent de dire que nous pouvons équiper le parc électrique français sans nous exposer en matière de souveraineté. En revanche, je ne prétends pas que nous ayons réglé tous les sujets pour une électrification totale du parc, parce que nous n'avons pas encore vu bien des éléments. Ces changements drastiques nécessiteront certainement des ajustements en cours de route.

M. Antoine Armand, rapporteur. Merci pour ces premiers éléments. Une question préliminaire, à la fois pour notre commission et pour ses auditeurs ou spectateurs : pouvez-vous préciser le rôle d’un conseiller en cabinet ministériel, comme vous l’avez occupé auprès de Mme Ségolène Royal, puis d’un conseiller interministériel auprès d’un Premier ministre ? Ma question porte sur le rôle, les fonctions, la marge de décision dont vous disposez ou non.

M. Antoine Pellion. Il faut effectivement distinguer les deux natures de postes : d’une part, conseiller ministériel et d’autre part, conseiller à Matignon. Le point commun aux deux rôles est que nous sommes auprès d’un ministre ou Premier ministre, décideur et autorité politique, qui prend la décision et l’assume. Nous produisons des éléments d’analyse qui permettent de faire le lien entre une très grande volumétrie de sujets techniques émergeant des différents services, le calendrier des enjeux qui se présentent et le calendrier politique, de sorte à décanter ces analyses techniques. Nous proposons des éléments de positionnement au ministre.

Cette description est très vraie pour les ministres que j’ai eu l’occasion de servir. Le conseiller en cabinet n’est pas le super-directeur d’administration centrale. La ministre, en l’occurrence Mme Ségolène Royal, exerce une autorité immédiate sur l’ensemble des directeurs d’administration centrale. Ces derniers sont responsables des différents sujets et lui remontent directement un certain nombre de notes d’analyse. Comme conseillers, nous l’éclairons sur les points de coordination et de compréhension, pour faciliter la digestion de cette production des directions générales, afin qu’elle soit utilisable directement par une seule personne en bout de chaîne.

Je ne commenterai pas mon rôle à la présidence, mais le rôle est pour partie semblable auprès des Premiers ministres successifs, M. Jean Castex et Mme Élisabeth Borne. Ce rôle se complète d’une mission de coordination et d’arbitrage interministériel. L’objectif est de s’assurer que tous les ministères aient bien été sollicités sur un sujet donné touchant plusieurs compétences ministérielles et de mettre en évidence les éventuels points de divergence entre ces ministères, de sorte que l’autorité politique, le Premier ministre en l’occurrence, puisse arbitrer.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous recevez donc des éléments techniques et de fond de la part des administrations centrales, que vous synthétisez, examinez, analysez et critiquez, et que vous soumettez ensuite à l’arbitrage de la ministre.

M. Antoine Pellion. Absolument.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous avez exposé l’objectif politique des 50 % et d’une diversification du mix électrique. De 2012 à 2014, vous êtes chef du bureau de la production électrique au ministère chargé de l’énergie. J’imagine que le cabinet, auquel vous n’êtes pas encore, vous passe des commandes pour expertiser la faisabilité de cet objectif. Est-ce le cas ? Comment abordez-vous ce sujet ? Sous quels angles ? Quels éléments d’appréciation et d’analyse soumettez-vous aux autorités politiques ?

M. Antoine Pellion. Même si l’intitulé peut paraître large, le poste ne concernait pas l’ensemble de la production d’électricité. En particulier, tous les sujets nucléaires sont traités par une sous-direction dédiée. Comme chef de bureau à la DGEC, je ne m’occupais pas du sujet nucléaire. J’avais dans mon portefeuille d’autres éléments, notamment le sujet des concessions hydroélectriques, dans lequel je me suis beaucoup impliqué, ce qui m’a conduit à être auditionné à de multiples reprises par madame Battistel, ici présente. Je m’occupais aussi de l’évolution des tarifs d’achat d’un certain nombre d’énergies, renouvelables ou non : il fallait renouveler alors un certain nombre de contrats de cogénération.

A cette époque, en 2012-2014, un grand débat sur l’énergie avait été lancé par des ministres antérieurs, Mme Delphine Batho puis M. Philippe Martin. Les services s’étaient vu demander d’être à l’écoute des expertises apportées dans ce débat public. De ce fait, nous attendions plutôt les éléments et nous expertisions tel ou tel point à la demande.

Comme chef de bureau, je n’ai pas eu la charge de refaire un scénario complet de mix. Cet exercice n’existait d’ailleurs pas à l’époque : cette notion de programmation pluriannuelle de l’énergie n’a été crantée que par la loi de transition énergétique de 2015.

M. Antoine Armand, rapporteur. J’en viens à la période où vous arrivez comme conseiller chargé notamment de l’énergie auprès de Mme Ségolène Royal. Pouvez-vous dire un mot sur l’état de la situation à votre arrivée ? Je pense à l’objectif politique des 50 % et à la préparation de la loi TEPCV qui, j’imagine, est largement engagée. Je pense aussi à l’état du parc et au chantier de l’EPR, qui commence à accuser des retards et des surcoûts significatifs.

M. Antoine Pellion. La disponibilité du parc était plutôt correcte à l’époque, ce qui constituait une bonne nouvelle, car nous sortions d’une période difficile : les années 2000-2010 avaient connu une forte dégradation de la disponibilité du parc. En effet, le début de la période a été marqué par un sous-investissement très largement documenté par la Cour des comptes. Le débat et les textes, notamment la loi NOME, se sont focalisés sur l’évolution de la tarification pour qu’EDF puisse vendre correctement son électricité et dégager suffisamment de ressources pour engager les travaux de maintenance.

J’arrive donc à la fin d’une période où des ajustements importants ont été faits sur la méthode tarifaire. L’une de mes missions au cabinet de Mme Ségolène Royal est de sortir de cette phase sans fin de contentieux sur les tarifs. La loi de transition énergétique comporte d’ailleurs des dispositions en la matière, pour sécuriser les ressources financières nécessaires au bon état du parc. Dans cette même période, avant mon arrivée, des décisions sont prises d’investissement à l’étranger, notamment le projet britannique. Encore une fois, le sujet porte sur les ressources disponibles pour investir correctement dans le parc.

À l’époque, les incertitudes sont fortes sur l’âge auquel on peut prolonger le parc existant. Nous avons alors des phases préparatoires aux visites décennales, mais pas encore de certitude sur le coût définitif, le temps nécessaire et l’intensité des travaux. Le projet de Flamanville était déjà largement engagé. Je précise au reste qu’antérieurement au parcours que vous avez cité, j’ai passé un an sur le chantier de l’EPR à Olkiluoto pour le compte d’Areva, avant d’entrer dans l’administration. Flamanville est donc en phase de chantier et des annonces successives portent sur des dérapages de coûts et de délais, les dires de l’entreprise étant difficiles à soumettre à tierce expertise. Le retour d’expérience manquait pour savoir comment traiter d’autres réacteurs.

M. Antoine Armand, rapporteur. Cette situation se reproduit-elle aujourd’hui ? Tout au long de vos fonctions, d’abord sous le mandat 2012-2017, puis par la suite, les discussions qui portent sur l’EPR avec EDF font état de reports ou de surcoûts toujours incrémentaux : le décalage est sans cesse de six mois ou d’un an. La discussion est un peu myope, c’est-à-dire qu’EDF ne parvient pas à anticiper la bonne date, qui est toujours décalée de peu.

M. Antoine Pellion. Plusieurs éléments se cumulent. Il s’agit d’abord de problèmes de production, éléments exogènes qui conduisent à un report et un surcoût importants, compte tenu de l’ampleur des réparations. Je pense ici aux soudures. Pour le reste, il s’agit d’une série de reports plus incrémentaux et qui tiennent à un affinage progressif de l’analyse des risques et probablement une enveloppe initiale d’aléas estimée trop chichement. Les éléments dont je disposais à l’époque ne me permettaient pas de mener une analyse de premier niveau. Ceux fournis par les services et par l’entreprise nous ont permis d’évaluer ce point.

M. Antoine Armand, rapporteur. J’en viens à la loi de 2015 à proprement parler, évoquée par plusieurs de nos interlocuteurs sous des angles différents. Le premier angle, dans lequel vous vous inscrivez, est l’idée que les 50 % étaient un objectif politique, porté par le candidat François Hollande et repris par son gouvernement et ses Premiers ministres.

L’ex-directeur général de l’énergie nous a dit que des alertes avaient été remontées au cabinet de la ministre, et donc à la ministre elle-même, sur la faisabilité non pas des 50 %, mais de l’horizon temporel de 2025. A l’inverse, l’ex-DGEC a déclaré que les 50 % en 2025 étaient « réalistes ». Il s’agit donc d’une légère discordance.

Pouvez-vous confirmer que des alertes vous ont été remontées sur ce point et que vous avez pu les expliciter à la ministre ? Quelles ont été les discussions au sein du cabinet, à la fois sur les 50 % et sur les 50 % en 2025 ? Quelles ont été les raisons de l’arbitrage ?

M. Antoine Pellion. Des analyses ont été remontées sur les scénarios susceptibles d’aboutir à cet objectif. Ce dernier reposait sur des hypothèses très ambitieuses en matière d’export d’électricité et de rythme de montée en puissance des énergies renouvelables. Le fait que leur atteinte n’était pas absolument certaine a été clairement écrit. Néanmoins, le chemin existait techniquement. Vous avez évoqué le directeur général de l’énergie précédant M. Laurent Michel. Il ne s’agissait donc pas de Mme Ségolène Royal puisque, de mémoire, M. Laurent Michel arrive en poste en 2012.

M. Antoine Armand, rapporteur. Je parle de monsieur Abadie, chargé de l’énergie sous les ordres de M. Laurent Michel.

M. Antoine Pellion. Ces éléments sont donc remontés. La loi impose avant tout un document de programmation, la PPE, qui rassemble tous les ingrédients pour fiabiliser un certain nombre d’éléments. Elle se double de commandes techniques, notamment à RTE, de façon à établir des variantes de ces scénarios pour tester les différentes hypothèses. Les sujets de la PPE sont donc assortis d’une clause de rendez-vous et de revoyure.

La difficulté de ce scénario est clairement établie. Il n’est pas totalement impossible, mais il dépend d’hypothèses assez volontaristes. Le chemin existe. Il n’est pas mordant du fait de la loi, dans la mesure où il est indicatif et renvoie au dispositif de planification de la PPE, qui doit ensuite créer le chemin pour y parvenir.

À l’issue de ces travaux, notamment ceux menés par RTE, le premier acte du quinquennat suivant, sous l’égide de M. Nicolas Hulot, a été de décaler de dix ans l’échéance et de commander un travail de beaucoup plus long terme pour voir l’ensemble des effets engagés.

M. Antoine Armand, rapporteur. Je reviens sur vos propos pour être sûr de bien comprendre. Les administrations vous font remonter une difficulté technique, mais une faisabilité. J’ai d’ailleurs posé la question à monsieur Abadie, sur le ton non pas de la boutade, mais de l’exagération, en demandant : était-ce suffisamment grave pour entraîner votre démission ? Il a répondu par la négative, sinon j’imagine qu’il aurait démissionné. Il fait donc remonter des alertes qu’il qualifie, je crois, de sérieuses.

Même si une partie de l’arbitrage renvoie formellement à la PPE, j’imagine que vous soumettez la panoplie de scénarios à la ministre, qui arbitre en faveur du scénario de 50 % de nucléaire à l’horizon 2025. Est-ce bien cela ?

M. Antoine Pellion. La question qui m’est posée à l’époque est : existe-t-il un chemin qui permette d’atteindre cet objectif, objectif politique fixé par le président de la République de l’époque ? Cette réponse est positive, compte tenu des éléments que je vous ai indiqués. Cela permet de renvoyer au débat parlementaire. Le Parlement se saisit ensuite de la question et vote cet objectif.

M. Antoine Armand, rapporteur. Il s’agit donc bien d’une décision politique. Les différents interlocuteurs, partisans ou non de l’ex-candidat et président Hollande, nous ont indiqué qu’il n’existait pas de sous-jacent très précis des 50 %. Vous le découvrez à l’époque, en arrivant au cabinet. Vous l’expertisez et vous l’indiquez à la ministre, Mme Ségolène Royal.

M. Antoine Pellion. Absolument.

M. Antoine Armand, rapporteur. Je ne comprends pas une déclaration de Mme Ségolène Royal en janvier 2015. Je vous la soumets, mais nous lui poserons évidemment la question.

En mettant de côté la part politique ou de déclaration, la ministre exprime trois éléments : « Si j’ai réussi à faire voter à l’Assemblée la loi de transition énergétique, c'est parce que j’ai choisi trois options. La première a été de ne pas opposer les énergies les unes aux autres et d’affirmer dès le départ, malgré les réticences de certains, que l’histoire et le savoir-faire dans le nucléaire font partie de nos atouts. Deuxièmement, sans opposer les énergies, il faut malgré tout sortir du “tout nucléaire”, car c’est notre intérêt national. La montée en puissance des ENR doit s’accélérer et c’est une des missions d’EDF et des grands énergéticiens. Troisièmement, la loi plafonne la puissance nucléaire à 63,2 GW. »

Je reprends les trois points l’un après l’autre pour être sûr de bien comprendre. Vous me direz que le bilan prévisionnel de RTE 2015 est publié trop tard pour la préparation de la loi, mais ce document marque une relative stabilité à moyen terme de la demande prévisionnelle en électricité et de la consommation. Il comporte ensuite plusieurs scénarios assez divergents. Cette incertitude est assez impressionnante, puisque certains scénarios tablent sur une baisse très forte et d’autres sur une hausse. Nous avons l’impression, pour autant, que le 50 % est un choix de compromis, qui permet de ne pas condamner le nucléaire au profit des énergies renouvelables. Pourtant, étant donné le nombre de scénarios de RTE prévoyant à moyen terme une augmentation de la consommation électrique, la prudence aurait pu vouloir qu’on sécurise nos options et qu’on ne réduise pas très vite ni très fort la production d’origine nucléaire. Ces questions se sont-elles posées ?

Le même jour, la ministre déclare : « Je n’ai pas mis dans la loi une limitation à quarante ans, comme le voulaient les écologistes. » Pouvez-vous nous retracer les discussions politiques qui ont eu lieu au sein du Gouvernement ? Les écologistes en place au sein du Gouvernement demandaient-ils davantage ? Des pressions se sont-elles exercées pour que plus de quatorze réacteurs nucléaires soient fermés ou que la production d’énergie soit davantage plafonnée ?

M. Antoine Pellion. Je commencerai par le dernier point pour remonter le fil des questions. Un débat porte à l’époque sur les voies et moyens pour fermer cette centrale nucléaire. Deux familles d’idées s’affrontent : d’une part, le plafonnement de la puissance installée à 63,2 GW, dont l’application conduit de fait à ne fermer qu’une paire de réacteurs en face de Flamanville, et d’autre part la limitation de la limite d’âge, par laquelle tous les réacteurs de plus de n années seraient amenés à fermer.

La ministre donne alors l’orientation très claire de privilégier la première option et de ne pas entrer dans la seconde. Ce débat se retrouve ensuite au Parlement : une tentative est faite de réintégrer cette logique, qui est de durcir au maximum les conditions de prolongation de la durée de vie des réacteurs au-delà de quarante ans. Pour le coup, la ministre de l’époque conserve une position constante, qui est de ne pas rentrer dans cette logique, mais de trouver un équilibre. En effet, les réacteurs ont été construits, dans leur dossier de demande initiale, pour une durée de quarante ans. Leur prolongation nécessite une forme de débat, d’où l’enquête publique. Pour autant, il ne s’agit pas d’en faire un point bloquant.

Sur la non-opposition des énergies les unes aux autres, les propos de la ministre contiennent plusieurs points. D’abord, une manière de réduire la part du nucléaire est d’augmenter la production des énergies renouvelables. Ensuite, dans tous les scénarios de RTE, la production nucléaire maximum est de l’ordre de 50 % et la puissance installée se situe en deçà des 63,2 GW dans les perspectives 2050.

Le diable étant dans les détails, il faut regarder les programmations fines : RTE ne se prononce pas sur le chemin pour y parvenir, sur un cumul ou non du parc existant et du nouveau nucléaire qui ferait dépasser les 63,2 GW. Pour cette raison, le Gouvernement n’a pas cherché, en début de semaine, lors du débat au Sénat, à revenir sur l’amendement de monsieur Gremillet qui supprime le plafonnement à 63,2 GW. Dans la logique de prolonger le parc existant, on n’exclut pas un dépassement temporaire de ce plafonnement.

Si l’on se replace dans la logique de l’époque, on n’avait aucune certitude sur la prolongation au-delà de quarante ans, qui plus est au-delà de cinquante ans. Les scénarios de référence mis sur la table portent sur des questions de fin de vie et de fermeture d’un certain nombre de réacteurs, qui s’échelonneront dans le temps et qui expliquent que le plafonnement de 63,2 GW n’est pas mordant.

Il existe par ailleurs depuis cette période une véritable réflexion industrielle pour éviter l’effet falaise, qui consiste à devoir renouveler l’intégralité du parc de production sur une durée courte, qui est la durée sur laquelle il a été construit, d’où la nécessité d’essayer d’échelonner. L’entreprise, c’est-à-dire l’EDF de l’époque, ne considère pas que cet échelonnement soit un problème industriel en tant que tel. Le souhait politique a donc été de trouver les voies et moyens pour pousser les acteurs à entrer dans une logique d’échelonnement.

M. Antoine Armand, rapporteur. Ma dernière question sur la loi de 2015 porte sur les 50 % d’énergies renouvelables. En 2015, on essaie depuis une dizaine d’années de développer les énergies renouvelables en France et on commence depuis trois ou quatre ans à constater un écart entre les objectifs français et leur réalisation, pour les raisons que nous analysons aujourd’hui : difficulté industrielle, difficulté d’acceptabilité sociale et d’implantation notamment et, à l’époque, problème de prix.

Quelles sont les analyses ayant permis à la ministre de trancher en faveur d’un arbitrage optimiste, voire très optimiste, puisqu’il vise à atteindre un objectif supérieur à ceux fixés jusqu’alors, alors que le rythme réel est moins important que toutes les prévisions ?

M. Antoine Pellion. Les analyses qui remontent à l’époque pointent les difficultés d’accélérer aussi vite, mais la ministre fait preuve d’un volontarisme politique très fort pour aller dans cette direction. Il lui paraît important de cranter cette ambition pour que la filière accélère réellement : des objectifs faibles entraînent une réalisation faible, presque par autoréalisation. Le souhait était donc de tirer le plus possible la filière. Des analyses menées par l’ADEME ou la DGEC à l’époque montrent par ailleurs qu’il existe des voies pour accélérer, même si cette accélération n’est pas garantie à l’époque.

M. Antoine Armand, rapporteur. Inversement, la totalité des acteurs de la filière nucléaire que nous avons auditionnés estime que la loi de 2015 a entraîné une démotivation des acteurs au sein de la filière et une très grande baisse de l’attractivité de ces métiers. L’avez-vous constaté ? Vous a-t-on fait remonter des alertes de ce type ?

M. Antoine Pellion. Il est important de dissocier l’exploitation du parc existant de la construction de nouveaux réacteurs. Indépendamment de cette loi, EDF est et reste l’exploitant de référence et l’un des premiers acteurs en matière d’exploitation de parc nucléaire dans le monde. Cette compétence est reconnue et la fermeture de deux réacteurs de 900 MW ne change pas cet état de fait. La base industrielle reste robuste et pérenne dans le temps, avec une visibilité qui lui a été donnée.

L’attractivité de la filière relève de plusieurs facteurs combinés. L’accident de Fukushima, en 2011, réduit l’attrait du nucléaire et son acceptabilité. On constate de fait une baisse de l’attractivité des métiers. Des chiffres existent en la matière : là où un poste attirait vingt candidats, il n’en attire plus que trois ou quatre. Ces éléments, très factuels, traduisent une problématique réelle. En revanche, je ne sais pas pondérer entre eux les facteurs : retards dans la construction des EPR, Fukushima et une loi qui donne des signaux de rééquilibrage du mix électrique et donc qui entraîne des fermetures de centrale. Enfin, la filière a beaucoup évolué depuis, notamment par les nombreux signaux donnés très rapidement.

M. Antoine Armand, rapporteur. Si j’ai bien compris votre propos précédent, la fermeture des deux réacteurs de Fessenheim n’avait pas d’impact, au vu des données disponibles, sur la sécurité d’approvisionnement. Elle était conditionnée à l’ouverture de l’EPR, mais ne tablait pas sur la fermeture qui est intervenue ensuite des capacités pilotables thermiques. Est-ce bien ce que vous vouliez dire ?

M. Antoine Pellion. A l’époque, les bilans prévisionnels intègrent l’information à date sur l’évolution des capacités, capacités thermiques incluses. J’avoue ne plus me souvenir exactement des variables de l’époque, mais des éléments du bilan global national d’équilibre offre-demande nous montrent alors que cette décision ne remet pas en cause la sécurité d’approvisionnement.

Il existe par ailleurs des considérations d’ordre local sur l’état du réseau dans des zones données, sur la topologie du réseau des points de production, pour savoir si la tenue de tension est suffisante ou non. RTE identifie à l’époque des lignes électriques à développer de sorte à garantir la sécurité. Nous nous assurons alors que ces travaux sont programmés et engagés, de façon à sécuriser au maximum l’approvisionnement. Ces éléments seront vérifiés en exécution par la suite et seront sécurisés avant que les décisions finales ne soient prises.

M. Antoine Armand, rapporteur. J’en viens à la période suivante. Vous quittez vos fonctions auprès de la ministre, Mme Ségolène Royale, en février 2016, et vous revenez aux responsabilités auprès de M. Jean Castex, Premier ministre, en juillet 2020.

Ma question sera simple, mais large : qu’est-ce qui a changé ? Entre-temps, la centrale de Fessenheim a été fermée, sans que l’EPR ait été ouvert. La maintenance des réacteurs a connu des désorganisations et potentiellement des retards du fait de la Covid. Les visites décennales s’organisent, mais un certain embouteillage est anticipé. RTE commence à alerter de manière un peu plus ferme, dans ses bilans prévisionnels, sur les hivers à venir. Le rapport d’Escatha-Collet-Billon, dont nous aurons une connaissance au moins partielle, a dressé un état du parc nucléaire existant et des recommandations pour l’avenir.

Ma première question sera générale et portera sur l’ambiance politique : a-t-elle radicalement changé sur le nucléaire et les énergies renouvelables ? La vision sur la diversification du mix a-t-elle été bouleversée ?

M. Antoine Pellion. Elle a effectivement beaucoup changé. Les principaux éléments de changement portent sur le consensus concernant les évolutions de la consommation d’une part et sur la nécessité de renforcer à la fois notre base nucléaire et notre production d’énergies renouvelables d’autre part. L’opposition entre ces deux énergies est donc moindre, compte tenu des travaux très importants mis sur la table par RTE. La disponibilité a par ailleurs radicalement évolué, en raison de chocs non prévus à l’époque. Enfin, les politiques publiques ont changé avec, au début du quinquennat, le report en 2035 des 50 %. J’arrive au moment où des décisions ont été prises, notamment sur les EPR2, donnant de la perspective au secteur, bien avant le discours de Belfort.

M. Antoine Armand, rapporteur. J’ai peine à comprendre un élément qui se situe entre 2016 et 2020, hors de la période où vous étiez aux fonctions, mais vous en aurez peut-être entendu parler par la bande. M. Nicolas Hulot, ministre chargé de l’énergie, s’exprime pour la première fois à l’automne 2017 sur un report à 2030 ou 2035, option qui sera finalement retenue. Tout se passe comme si, très peu de temps après l’arrivée aux responsabilités, le constat de ce décalage était évident, immédiat et urgent. La loi n’avait été votée que deux ans plus tôt.

Avez-vous connaissance du ou des éléments qui ont permis à un ministre, pourtant réputé pour son amour modéré du nucléaire, d’avoir cette alerte responsable et réaliste ?

M. Antoine Pellion. Elle découle des éléments que j’indiquais précédemment : la loi de 2015 prévoit une méthode pour analyser correctement la situation et définir des trajectoires. La grande différence est que nous sommes passés d’une logique où l’on fixait des objectifs a priori, en définissant ensuite les voies et moyens de les atteindre, à une vision radicalement différente, puisque nous sommes désormais capables de documenter le chemin et la trajectoire pour y parvenir. Le travail de fond de réajustement de la trajectoire a été réalisé par la première PPE, entre la loi et le début du quinquennat. Il a abouti à des conclusions qui conduisent rapidement à dire qu’il faut faire évoluer les paramètres, et notamment l’horizon des objectifs. Ce point est conforté par des analyses de RTE. En particulier, M. Nicolas Hulot s’exprime après une nouvelle analyse de RTE qui redonne du champ sur l’évolution des trajectoires.

M. Antoine Armand, rapporteur. Pardonnez la boutade, mais vous nous dites que la loi de 2015 a eu le mérite de créer la PPE et que la PPE a eu le mérite de défaire une partie de la loi de 2015.

J’aurai trois questions prospectives, sur trois moyens de réduire notre dépendance actuelle. La première porte sur la sobriété et s’adresse au secrétaire général à la planification écologique. Nos objectifs de baisse de la consommation énergétique sont extrêmement ambitieux, y compris à l’aune de ce que nous avons été capables de faire, de manière urgente, à l’automne et à l’hiver derniers. Pouvez-vous nous indiquer vos pistes de travail sur les gisements de sobriété, qu’il s’agisse du bâtiment, de l’industrie ou des transports ?

Ma deuxième question porte sur la capacité à atteindre cette indépendance. Vous avez évoqué notre dépendance aux deux tiers aux énergies fossiles. Avec votre double casquette industrielle et environnementale, êtes-vous optimiste quant à notre capacité à convertir rapidement et efficacement notre parc de véhicules thermiques, y compris les véhicules utilitaires et les poids lourds, en véhicules électriques ou en véhicules n’émettant pas de gaz à effet de serre ? N’avez-vous pas l’impression que l’échéance que l’on se donne pour la sortie des véhicules thermiques ressemble à celle qu’on s’est donnée pour le mix énergétique, c’est-à-dire un objectif politique qui n’est pas encore réalisable, d’un point de vue technique et industriel, à l’échelle ?

Enfin, des annonces récentes ont été faites sur la relance d’un programme de nouveau nucléaire et de six EPR. Au-delà des autorisations, qui seront traitées dans le cadre d’un prochain projet de loi présenté au Parlement, quelles sont, selon vous, les conditions de possibilité pour éviter le fiasco de l’EPR et réussir six fois en vingt ans ce qu’on n’a pas su réussir en vingt-cinq ?

M. Antoine Pellion. S’agissant des voitures, l’échéance de 2035 fixée au niveau européen porte sur la fin de vente des véhicules neufs. La conversion du parc sera beaucoup plus lente et l’objectif concernant la totalité du parc est fixé en 2050. Si l’on transpose sur des échéances plus récentes, les modèles nous disent que de l’ordre de 20 % du parc sera converti en électrique à l’horizon 2030. Nous disposons de trajectoires laissant penser que l’échéance de 2035 est accessible et nous avons explicitement prévu une clause de revoyure à mi-parcours pour la réajuster, le cas échéant, compte tenu de la montée en puissance réelle. Nous ne sommes donc pas dans une configuration où l’on fixe d’abord l’objectif, avant d’examiner la trajectoire. Tout le sens de la planification écologique est de dessiner précisément, étape par étape et année par année, le chemin qui nous permet d’atteindre l’objectif. Il s’agit pour moi d’un point très fort de la méthode employée au cours des deux quinquennats par le président de la République.

S’agissant de la sobriété, les études montrent qu’il faut systématiquement trouver un équilibre entre des mesures de changement technologique – voiture, pompe à chaleur, etc. – et des mesures de baisse de consommation, d’efficacité et de sobriété, pour être capables d’atteindre nos objectifs de gaz à effet de serre, tout en préservant nos ressources naturelles. Des scénarios purement technologiques, sans sobriété, nous conduisent en effet souvent à consommer beaucoup de ressources, ce qui pose des questions de bouclage matières et de souveraineté liée à la disponibilité de ces matières.

En matière de bâtiments, les premiers résultats sont assez notables. Le plan de sobriété a montré que nous étions capables de baisser assez structurellement nos consommations. Indépendamment de cela, les chiffres des émissions sur les trois premiers trimestres 2022 sont disponibles. Ils montrent une baisse de 11 % des émissions de gaz à effet de serre du secteur du bâtiment, mélange entre décarbonation et sobriété. Ce résultat très concret intervient avant que le plan de sobriété n’arrive au quatrième trimestre. Une dynamique est donc engagée, avec des résultats concrets. Nous avons lancé plusieurs chantiers pour l’accélérer et la renforcer, en particulier sur la rénovation des bâtiments publics. L’Assemblée discute actuellement de la PPL Cazenave qui porte sur son tiers financement. Il s’agit d’une manière de mobiliser les crédits d’intervention pour accélérer en la matière. Nous travaillons également à accélérer la rénovation des bâtiments de l’Etat. Le plan de relance a affecté plusieurs milliards d’euros sur la rénovation énergétique des bâtiments. Nous avons renforcé MaPrimeRénov’ et surtout Mon Accompagnateur Rénov’, un accompagnateur personnalisé, se déploiera au premier semestre et montera en puissance sur les gisements de rénovation des logements.

S’agissant de la mise sous contrôle du programme de nouveau nucléaire, le sujet nous préoccupe bien sûr beaucoup. Il recouvre plusieurs éléments. D’abord, nous avons mis en place un délégué interministériel au programme de nouveau nucléaire, Joël Barre, qui par ses compétences et son expérience en matière de gestion de grands programmes, apporte une expertise très forte sur la MOA (maîtrise d’ouvrage) du programme. Deuxièmement, il reste encore quelques millions d’heures ingénieur côté EDF et côté entreprise pour finaliser le design de l’EPR2. Il convient également de sécuriser les financements. Notre objectif est l’électricité la plus compétitive possible, or l’élément le plus important, presque plus que le coût à terminaison, est le coût de financement du projet, d’où des réflexions très structurantes sur les contrats du long terme et la régulation du marché de l’électricité. Enfin, les acteurs de la filière industrielle montent en compétences et en puissance. La coordination est ici primordiale. EDF a pris des engagements au Royaume-Uni et candidate en République tchèque. L’une des missions confiées à monsieur Barre est de vérifier la capacité à mener de front l’intégralité de ces projets.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous avez souligné l’importance des compétences. Ces dernières années montrent plutôt un reflux de la quantité de main d’œuvre et de sa qualité. Je ne parle pas des personnes, mais de l’ensemble du système et notamment de la sous-traitance. Etes-vous inquiet quant à la capacité du pays à recruter et former cette main-d’œuvre pour construire autant de réacteurs en aussi peu de temps ?

M. Antoine Pellion. Je n’ai pas d’inquiétude majeure quant aux capacités de formation. La filière a mené un important travail de documentation sur les modalités de la montée en puissance. Le chemin a été décrit. Il reste désormais à suivre très attentivement son exécution. Je suis prudent et vigilant en la matière, mais je pense qu’il est possible. Par ailleurs, ce programme vise les premières mises en service en 2035. Nous nous inscrivons dans un temps long de structuration. Nous avons les bons ingrédients pour ce faire, mais cela représente un souci d’exécution très important.

M. Alexandre Loubet (RN). Monsieur le secrétaire général à la planification écologique, avant d’occuper votre fonction actuelle, on l’a dit, vous avez été conseiller énergie de Mme Ségolène Royal, M. Jean Castex, puis M. Emmanuel Macron à l’Elysée.

Nous constatons, au gré des auditions de cette commission d’enquête, que les différentes politiques énergétiques, notamment de M. François Hollande, puis M. Emmanuel Macron, mais aussi auparavant, ont en quelque sorte planifié des pénuries d’électricité, en réduisant la part du nucléaire au profit d’énergies renouvelables. Cela nous conduit aujourd’hui à adopter une stratégie digne du Tiers Monde, qui est celle de la sobriété, et qui vise tout simplement à répondre à une pénurie d’électricité et non à réduire des émissions carbone. Ces mauvaises politiques nous ont conduits à planifier une hausse des émissions des gaz à effet de serre de notre mix électrique. J’en suis témoin, pour la simple et bonne raison que l’on a rallumé une centrale à charbon dans ma circonscription de Moselle, à Saint-Avold. Ces mauvaises politiques ont également planifié une explosion des prix qui pouvait être anticipée. Mme Marine Le Pen l’avait fait en septembre dernier, bien avant de se douter qu’un conflit éclaterait aux portes de l’Europe, du fait du système de l’ARENH, mais aussi du marché européen de l’énergie.

Ma question est donc la suivante. Vous qui avez été conseiller énergie de nos dirigeants depuis presque une dizaine d’années, à quoi sont dus ces mauvais choix énergétiques de nos dirigeants ? Qu’est-ce qui les pousse à prendre d’aussi mauvaises décisions ? En vous écoutant, j’ai l’impression que les causes de ces mauvaises politiques sont complètement exogènes : chocs, conflit, etc. En fin de compte, aucun responsable politique n’est vraiment responsable de ses actions. On ne peut tout de même pas accuser les scénarios de RTE d’être responsables de tous les maux. Les objectifs intenables de la PPE ont tout de même été adoptés par décret par le Gouvernement. Comment ces mauvaises décisions ont-elles été prises ? Surtout, comment être rassuré sur le bon sens de la planification écologique qui sera menée dans les années à venir et dont vous avez la charge ?

Nous sommes en commission d’enquête sur les raisons de la perte d’indépendance énergétique du pays. Au fil des auditions que nous menons, je suis convaincu que ses véritables raisons sont l’absence de vision, l’incompétence et probablement aussi le clientélisme électoral de nos dirigeants.

M. Raphaël Schellenberger, président. Je rappelle que nous sommes en commission d’enquête. Si les tribunes politiques ont leur place dans l’hémicycle et les médias, les questions peuvent être posées de manière pondérée et claire.

M. Antoine Pellion. Je ne partage pas un certain nombre de vos constats sur l’organisation de pénuries d’électricité. Les analyses que nous avions à notre disposition et la réalité de notre parc nous conduisent à un constat assez factuel : la base française de production d’électricité est largement exportatrice en temps normal, hors aléa exceptionnel. Elle produit suffisamment pour nos concitoyens, à un prix bas et de manière décarbonée.

Les tensions actuelles sur le système électrique et le risque sur l’équilibre offre-demande sont très directement liés aux désorganisations de maintenance liées à la période Covid et aux pannes exceptionnelles liées à la corrosion sous contrainte, qui ont conduit à l’arrêt de douze réacteurs nucléaires. La bonne nouvelle est que les diagnostics ont été réalisés et que le plan de réparation, validé par l’ASN, a été mis en place. Nous sommes donc en phase de sortie de crise, ce qui nous conduit à être beaucoup plus optimistes pour la suite. Nous n’avons donc pas organisé de pénurie d’électricité.

Le débat se porte souvent sur l’ARENH et le prix de l’électricité. Je souhaite redonner ici quelques éléments. Le premier est qu’il existe depuis le début une forme de pacte national autour du sujet du nucléaire, selon lequel les Français soutiennent la création du parc et en subissent les coûts, avec en retour l’engagement de l’entreprise nationale de vendre l’électricité à quelque chose qui ressemble aux coûts réels de production. Le coût de production a été établi et tierce-expertisé autour de 50 euros du MWh, légèrement au-dessus de la valeur de l’ARENH, mais bien en deçà des prix de marché au cours de ces derniers mois.

Qu’un dispositif permette de garantir que les Français bénéficient d’un prix qui n’excède pas les coûts de production de l’électricité me semble être une bonne chose. Il a d’ailleurs été imaginé à la suite d’une première hausse de prix très importante, dans les années 2005 à 2010 – des dispositifs transitoires ont été mis en place, comme le tarif réglementé et transitoire d’ajustement au marché (TaRTAM). Encore une fois, l’idée était de dire qu’un Français qui a contribué au programme nucléaire doit pouvoir en tirer les bénéfices. Un débat a porté sur le canal qui permet d’apporter l’électricité vendue par EDF, à 42 euros en l’occurrence, au consommateur final. Les pertes en ligne sont faibles, ce qui permet au consommateur de retrouver cet avantage compétitif.

Tels sont les fondamentaux de cette électricité régulée qu’est l’ARENH et qui me semble être une très bonne chose. Sans ARENH, les prix auraient véritablement explosé. Ce mécanisme a non seulement été très efficace, mais nous est envié par bon nombre de voisins. Les Allemands ont ainsi essayé de le répliquer en pratiquant un prélèvement massif de la rente inframarginale pour redonner des subventions à l’ensemble des consommateurs.

Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC). Monsieur le secrétaire général, vous avez précisé que vous étiez arrivé dans les ministères lors de la loi TEPCV. Vous avez rappelé que cette loi possédait un champ très vaste et que la question du nucléaire n’était pas centrale, même si la médiatisation a pu le laisser penser. Aujourd’hui, nous voyons bien que les enjeux liés à la question énergétique vont bien au-delà de la question nucléaire.

J’évoquerai rapidement deux sujets et tout d’abord votre période à la DGEC. Sur la question des concessions hydroélectriques, les positions étaient assez fatalistes pour certains et convaincues de la pertinence de la mise en concurrence pour d’autres. Un lent renversement des positions s’est ensuite opéré pour parvenir à une volonté plus affichée de s’emparer de ce dossier et d’argumenter auprès de la commission européenne sur l’absence de bien-fondé de la mise en demeure.

A votre avis, cette décision, prise par monsieur Borloo en 2008-2009, je pense avec l’aval de madame Kosciusko-Morizet – mais ils nous le diront, puisque nous les auditionnerons – l’a-t-elle été parce qu’il fallait lâcher du lest sur les discussions en cours, notamment l’ARENH, ou parce que l’hydraulique n’était pas considérée comme un enjeu très important ?

Ensuite, qu’est-ce qui explique que l’on fasse preuve d’autant d’inertie depuis la loi de 2019 sur les augmentations de puissance, qui sont non négligeables et pourraient être opérationnelles très rapidement ? Il a fallu trois ans pour solder la question, au reste légitime, de la redevance qui n’était pas adaptée. Ce point étant réglé, ces dossiers sont-ils prioritaires pour vous et pour les différents cabinets, à un moment où chaque GW compte ?

Le projet de nationalisation d’EDF écarte-t-il le projet de la quasi-régie ou celui-ci est-il toujours d’actualité ? D’autres solutions sont-elles sur la table ? Quel est le calendrier de ces décisions ?

Ma dernière question porte sur l’ARENH. J’ignore si vous étiez en responsabilité lors de la prise de décision, qui affecte l’entreprise EDF depuis plusieurs années, sans pour autant que les fournisseurs alternatifs ne se soient engagés dans l’outil de production. Beaucoup des personnes auditionnées sont allées dans le sens de cette analyse – on a longtemps vanté les mérites de ce système sans pour autant se mobiliser sur ses effets négatifs : la non-indexation, l’asymétrie, le plafond qui n’intègre pas les véritables volumes produits par EDF. Vous étiez probablement présent pour l’augmentation du plafond. Pourquoi d’autres solutions n’ont-elles pas été étudiées ? Les recettes de complément de rémunération des productions d’énergies renouvelables auraient par exemple pu être employées à compenser le consommateur.

L’ARENH parvient en fin de vie. Il faudra caler un nouveau dispositif pour 2024. Y travaillez-vous déjà, notamment auprès de la Commission européenne ? A défaut, le risque est de devoir prolonger ce dispositif qui limite assez fortement les capacités d’investissement d’EDF. La question se pose au reste : faut-il toujours l’ARENH, à un moment où les énergies renouvelables sont totalement matures et où des productions à moins de 50 euros peuvent se trouver sur le marché ? Je souhaitais donc savoir si les discussions sont en cours et si la Commission européenne est plus ouverte sur le sujet qu’il y a plus de dix ans.

La décorrélation du prix du gaz et de celui de l’électricité est-elle véritablement portée à la Commission européenne et écoutée, alors que nous avons l’ambition forte de décarboner notre énergie ? Qu’en est-il de la sortie du marché de l’électricité, demandée par beaucoup d’acteurs ? Nous pourrions par exemple revenir au tarif réglementé de vente (TRV) et au tarif réglementé pour les collectivités et les entreprises, comme par le passé, sans pour autant supprimer les interconnexions.

Enfin, s’agissant du nouveau nucléaire, quel est votre espoir de voir l’autorisation de prolongation des centrales existantes acceptée par l’ASN et dans quelles proportions ?

M. Antoine Pellion. Je prendrai les questions par la fin. Sur la prolongation des tranches existantes, des travaux sont en cours, menés notamment par l’entreprise et avec l’ASN, dont nous ne connaissons pas encore les résultats. Je ne peux donc pas anticiper les conclusions. Je constate néanmoins que la technologie Westinghouse a été importée des Etats-Unis et francisée. Il faut donc analyser soigneusement les écarts. Des prolongations de réacteurs ont été possibles aux Etats-Unis. De ce fait, les fondamentaux techniques nous laissent entrevoir des possibilités. Dans quelles proportions, dans quel calendrier et sous quelles conditions ? Quelle sera la disponibilité effective de tranches ayant plus de quarante, cinquante ou soixante ans ? Je ne sais pas répondre à ces questions à ce stade.

S’agissant de l’ARENH, la question essentielle est d’avoir un dispositif qui protège le consommateur, lequel doit payer in fine un coût de l’électricité approchant du coût de production. Des réflexions portent notamment sur le sujet du niveau et se centrent sur les travaux menés par la Commission de régulation de l’énergie. Ils mériteraient d’ailleurs d’être réactualisés, compte tenu de l’inflation que nous connaissons, pour intégrer l’ensemble des coûts. Des réflexions visent à rendre le dispositif plus symétrique, de sorte qu’en période de prix de marché très bas, l’entreprise puisse continuer d’avoir des revenus et maintenir ses investissements. L’ensemble est très lié aux travaux sur la régulation du marché de l’électricité. La Commission a mis sur la table des propositions en tout début d’année. Un cycle de discussions est engagé qui, je l’espère, pourra se conclure avant la fin de cette Commission européenne, de façon à mettre tout cela en œuvre.

Vous évoquez des solutions alternatives utilisant les rentes inframarginales des énergies renouvelables. Ce n’est pas tout à fait le cas, dans la mesure où, pour financer et garantir le bouclier, il faut à la fois l’ARENH et l’intégralité des recettes de la rente inframarginale des énergies renouvelables, des centrales gaz et autres. Ainsi, le solde est plus équilibré et minimise l’impact budgétaire pour l’Etat et pour nos concitoyens.

S’agissant des concessions hydroélectriques, nous échangeons de longue date sur le sujet, depuis 2012, quand j’étais au bureau de la production d’électricité. Je n’étais pas en cabinet lors des décisions prises par monsieur Borloo ou madame Kosciusko-Morizet. En revanche, il me semble assez évident que les objectifs formulés à l’époque portaient sur le développement des énergies renouvelables, dans la suite du Grenelle de l’Environnement, et parmi lesquelles l’énergie hydroélectrique. Une décision a ensuite porté sur les modalités.

La mise en concurrence n’est absolument pas un objectif en soi, mais un moyen. Faute d’analyse suffisante à l’époque, je pense, le débat s’est focalisé sur une solution, sans suffisamment regarder les autres. Vous-même rédigiez à l’époque un rapport pour proposer des solutions alternatives. Ces travaux ont conduit à ce qu’on commence à en proposer dans la loi de transition énergétique de 2015. Vous avez vous-même rapporté ce titre.

Par la suite, des travaux ont été menés, rendus possibles par le fait qu’EDF est à 100 % publique. Le scénario que vous évoquez de la quasi-régie est un scénario dont les conditions de réussite nécessitent que l’entreprise soit 100 % publique, de sorte à obtenir le classement juridique de la quasi-régie et ne pas passer par la mise en concurrence pour les attributions des nouveaux contrats. De ce fait, je ne suis pas en mesure de donner de calendrier précis tant que l’opération de nationalisation n’est pas totalement terminée. Elle le sera dans les prochaines semaines.

L’objectif de tirer le meilleur profit de notre hydroélectricité est tout à fait partagé par ce Gouvernement. Nous avons pu débloquer les seuils d’augmentation de puissance et le sujet de la redevance. Parvenir à réinvestir dans nos ouvrages hydroélectriques est un sujet prioritaire, de sorte à accroître le potentiel. Au-delà, ces sujets exigent du temps, notamment pour ce qui est des travaux et des autorisations. Nous nous mettons en ordre de marche pour pouvoir en bénéficier le plus rapidement possible.

Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC). L’augmentation de puissance ne pouvait effectivement se faire d’un claquement de doigts, mais il faut avouer que nous avons perdu trois ans, alors que les enjeux de souveraineté sont importants. La question de la non-concordance avec l’esprit de la loi de la redevance, qui n’était pas adaptée à ces augmentations de puissance, ont été changées cette année seulement. J’ose espérer qu’une fois cela réglé, les dossiers sur la table pourront être débloqués rapidement, dont certains que je connais bien et qui sont consécutifs au grand chantier de Romanche Gavet. Ils sont extrêmement attendus et nous seront extrêmement utiles dans les mois et les années à venir.

S’agissant des filières, nous avons depuis de nombreuses années pris le parti d’aider massivement les producteurs d’énergie, par le biais de subventions, de tarifs réglementés et de compléments de rémunération. Ces mesures étaient alors une très bonne chose, car il fallait rendre matures les différentes filières. Elles sont quasiment toutes à maturité, avec des prix de production extrêmement faibles. Ne devrait-on pas inverser la machine et porter notre financement et notre appui aux filières en amont ?

Je pense aux panneaux photovoltaïques, par exemple : toutes nos centrales photovoltaïques pourraient être équipées de panneaux français dans les années à venir. Il s’agirait de faire monter en puissance les entreprises comme Photowatt, dont nous avons beaucoup parlé dans les auditions et qu’EDF a reprise il y a quelques années. Elle doit atteindre le stade de la massification pour répondre aux différentes demandes, ce qu’elle ne peut pas faire aujourd’hui.

M. Antoine Pellion. Je prends bonne note de vos points sur les projets, notamment Romanche Gavet. Nous leur donnerons une suite attentive. Nous partageons l’objectif ; la question est de voir comment tout cela avance et de faire en sorte que cela s’accélère.

Sur la filière, je partage totalement votre point de vue. Il est important de noter que les énergies renouvelables sont de plus en plus compétitives. Nous basculons d’un moment où nous les subventionnions massivement à une période où elles rapportent massivement à la collectivité. Au-delà des prix élevés, la baisse des coûts de production est très importante. De ce fait, les moyens déployés le sont en soutien à la filière. Je pense par exemple à ce qui est mobilisé dans le cadre de France 2030, sur l’innovation en matière de production d’énergie, qui permettra également de renforcer le tissu industriel, le tissu d’innovation et le tissu d’acteurs français. Cela doit se coupler avec de l’intégration, notamment dans les cahiers des charges des différents appels d’offres, de critères visant à la qualité environnementale des infrastructures déployées. Je pense aux panneaux et à leur contenu en CO2. Notre tissu productif français a des atouts très différenciants en matière d’empreinte carbone et d’impact environnemental. Il serait important de le mettre en avant et de le développer, pour le bien collectif.

M. Alexandre Loubet (RN). Dans le cadre de votre secrétariat général à la planification écologique, quel est votre champ d’action pour relancer les filières de formation, étant donné qu’il nous faut construire de nouveaux réacteurs nucléaires ? Votre optique et celle du Gouvernement est-elle de laisser agir les acteurs privés, ou en tout cas EDF ? Considérez-vous au contraire que le législateur doit agir ?

La filière nucléaire est aujourd’hui en difficulté, comme l’a malheureusement démontré l’EPR de Flamanville. L’objectif de réduction de 50 % de la part du nucléaire à l’horizon 2025, puis 2035, a complètement pénalisé la filière. Malgré tout, je ne pense pas que les quelques mois de Covid soient à l’origine de la désorganisation de la maintenance des réacteurs nucléaires. Comme l’a dit M. Jean-Bernard Lévy lors d’une conférence au Medef, les objectifs de réduction de la part du nucléaire ont conduit à perdre toutes ces compétences.

M. Antoine Pellion. Joël Barre, le délégué interministériel pour le nouveau nucléaire, a dans sa feuille de route de suivre ce chantier de structuration de la filière. EDF, entreprise prochainement nationalisée, est chef de file de l’équipe de France du nucléaire et joue un rôle structurant pour développer cette filière. L’action conjointe d’EDF, des autres acteurs de la filière et du délégué interministériel doit nous aider à piloter la structuration de la filière et la montée en compétences.

Sur votre dernier point, je suis en désaccord avec les propos de M. Jean-Bernard Lévy. L’ampleur du programme de maintenance est connue depuis plus de dix ans. Tous les paramètres étaient sur la table pour préparer la montée en compétences de la filière de maintenance et donc pour se structurer en réponse. Nous aurions pu avoir la chance de compter un certain nombre de réacteurs en construction : en cas de problème, nous aurions pu envisager de réaffecter des moyens de la construction à la maintenance. Toutefois, les compétences ne sont pas les mêmes. Un chantier neuf est une zone non nucléaire, en l’absence de combustible et de matière irradiée. Les formations, les qualifications et les compétences pour intervenir sur un réacteur en fonctionnement sont tout à fait différentes. Le passage de l’un à l’autre me paraît être un raccourci assez fort. Pour la pérennité de la filière, il est important de pouvoir dissocier les deux sujets.

Les réacteurs ayant tous été construits dans un délai très serré, il existe des moments de forte mobilisation pour la construction neuve et des moments où il ne se passe plus rien. Pour la pérennité de l’ensemble, la solidité de l’exploitation et de la maintenance, il est important d’avoir en parallèle des capacités bien dimensionnées pour faire correctement la maintenance du parc existant.

Les deux sujets ne peuvent pas être totalement dissociés, mais les deux problématiques restent fondamentalement assez différentes. Le sujet de la maintenance peut s’anticiper, puisque l’on peut d’ores et déjà dire que des investissements importants porteront dans dix ans sur les VD5. Surtout, si l’on peut démontrer que les réacteurs peuvent dépasser soixante ans, des investissements très massifs sont à planifier. Tout cela se prépare. Le sujet est assez disjoint du sujet du nouveau nucléaire.

M. Raphaël Schellenberger, président. Quand le principe des VD4 apparaît-il et s’accentue-t-il, sachant que leurs exigences se sont accrues au fur et à mesure ?

M. Antoine Pellion. Le principe des visites décennales existe depuis la construction des réacteurs nucléaires. Nous avons donc depuis le début la perspective d’investissements lourds à la 40e année, pour remplacer un certain nombre de composants. De la même façon, nous savons que la VD5 est un peu moins intensive en travaux, car de gros composants ont été remplacés à la VD4 et possèdent une durée de vie suffisamment longue pour enjamber la VD5. Nous nous doutons que la VD6, si nous allons au-delà, impliquera certainement de nouveau des investissements très lourds, dans la mesure où l’on dépasse la plage de fonctionnement initialement conçue.

Mes propos sont très prospectifs et nécessitent d’être complétés et étayés par les études commandées à EDF, sous l’égide de l’ASN, pour définir ce référentiel. Ces études sont très importantes pour améliorer notre visibilité sur l’évolution du mix et pour donner de la visibilité à la filière, afin de garantir que la montée en compétences puisse perdurer jusqu’à cette période.

M. Raphaël Schellenberger, président. J’ai besoin d’une clarification de la différence entre les trois notions suivantes. Le post-Fukushima est une montée en niveau de sûreté et notamment en redondance d’un certain nombre d’éléments. Le grand carénage vise à remplacer les grands composants initiaux, afin de poursuivre la durée de vie des réacteurs ; il survient au seuil des quarante ans. Enfin, les VD4 sont une mise à niveau de sûreté au regard des standards actuels. Le post-Fukushima est une action coup-de-poing sur l’ensemble du parc. Le grand carénage était prévisible ; il est prévu et ne semble pas poser de difficulté particulière. La VD4 pose la question des standards actuels, eu égard à des réacteurs conçus il y a cinquante ans.

J’ai le sentiment que l’on mélange parfois un peu les problématiques dans les explications au grand public, alors que certains éléments sont indiscutables : pour le grand carénage, il faut bien que les composants tiennent. En revanche, pour la VD4, le niveau de sûreté attendu reste une commande, relative.

M. Antoine Pellion. Vos propos relèvent de deux dimensions. La première porte sur le référentiel : la configuration du réacteur est-elle la bonne ? Dans ce cadre, nous pouvons être amenés à opérer des évolutions au titre de Fukushima, du remplacement d’équipements qui ont vieilli ou de l’évolution du référentiel de sûreté. Ces trois types de travaux sont effectués lors des visites décennales. Ceux qui ont été lancés récemment l’ont été dans le cadre de la quatrième visite décennale. Certains travaux de grand carénage ou de remplacement peuvent être échelonnés : une partie sur la VD4 et une partie avant ou après.

M. Raphaël Schellenberger, président. Vous mentionnez une part d’exigence variable dans la visite décennale, ce qui est l’objet de ma question. Certains éléments sont prévus, comme le remplacement des grands composants. D’autres sont imprévus, donc plus difficiles à anticiper. Or, j’ai l’impression que les VD4 comportent une part importante d’imprévu, qui ne pouvaient être planifiés il y a dix ans parce que le référentiel de sûreté a beaucoup évolué en dix ans.

M. Antoine Pellion. Je ne saurais qualifier la part de chacun de ces enjeux. J’ai le sentiment que le remplacement de grands composants et donc le vieillissement programmé des centrales occupent une place importante des travaux nécessaires à l’occasion des quatrièmes visites décennales. La difficulté de la coordination des métiers et autres enjeux d’exécution expliquent les problèmes pour tenir les délais. Je ne peux en dire beaucoup plus.

M. Antoine Armand, rapporteur. Je mesure la complexité du sujet et donc la difficulté à dresser des généralités, mais est-ce à dire que certains de ces travaux auraient pu être réalisés lors d’une précédente visite décennale, si l’anticipation avait été mieux faite ? Je ne parle pas du post-Fukushima, mais des travaux nécessaires à l’entretien et à l’amélioration.

M. Antoine Pellion. Je ne suis pas très à l’aise pour entrer dans le détail de ces éléments, car les situations peuvent être assez contrastées. Globalement, nous nous attendions, au moins depuis que je suis le sujet, c’est-à-dire depuis 2014-2015, à des remplacements de grands composants et à des évolutions liées au nouveau référentiel de sûreté, dont nous connaissions un certain nombre de paramètres. En revanche, des changements sont intervenus entre temps. Je ne suis pas capable d’évaluer leur poids relatif : sont-ils majeurs au point de bouleverser l’équilibre technico-économique de ces opérations ou non ? Sous toutes réserves, j’ai plutôt le sentiment que nous étions plutôt sur des éléments pouvant être anticipés.

M. Raphaël Schellenberger, président. Vous avez donné des éléments de temporalité intéressants : 2014-2015, c’est-à-dire une petite dizaine d’années avant l’exécution des VD4, mais aussi concomitamment à la fin des travaux post-Fukushima.

M. Antoine Pellion. Plus précisément, le terme « grand carénage » visait à empaqueter l’ensemble de ces évolutions. Il faudrait vérifier dans les archives quand elle émerge, mais cette notion est mise sur la table avant le quinquennat Hollande.

M. Raphaël Schellenberger, président. Un élément est assez marquant au cours de la dizaine d’années qui vient de s’écouler : la fermeture de 12 GW de capacités de production pilotables. En comparaison, nos voisins, y compris allemands, conservent leurs moyens de production, à l’exception du nucléaire en Allemagne qui représente une part marginale de la production. Comment l’expliquer ?

M. Antoine Pellion. Hors élément exceptionnel, comme la Covid et la corrosion sous contrainte, la France est exportatrice nette d’électricité et de façon massive vers les autres pays européens. Notre capacité de production nous différencie très nettement des pays voisins, à commencer par l’Allemagne, qui rencontre plutôt des difficultés en matière d’équilibre d’offre-demande. La question ne s’est pas du tout posée dans les mêmes termes. Fermer une centrale pour des raisons environnementales, parce qu’elle est à charbon, n’a pas du tout les mêmes incidences quand on possède un solde exportateur ou quand on court après les alternatives.

Deuxièmement, nous avons développé en parallèle les interconnexions. La solidarité européenne est réelle.

Troisièmement, un moyen de production sous cocon a un coût important. Des considérations de compétitivité et de prix de l’électricité entrent en compte. Se payer des réserves, comme le fait l’Allemagne, peut avoir un coût important. Dès lors que nous avons sécurisé les volumes et que nous sommes un pays très producteur et même exportateur, l’argument du prix intervient pour savoir si nous devons nous constituer des réserves.

Enfin, nous devions réduire les énergies fossiles et les émissions, à un moment où les éléments dont nous disposions nous conduisaient à penser que nous n’avions pas d’enjeu de sécurité d’approvisionnement. Saint-Avold a effectué un rattrapage au cours des derniers mois, de sorte à garantir la pointe au cours des deux prochaines saisons.

M. Raphaël Schellenberger, président. Vous venez de déclarer que l’enjeu du grand carénage était identifié depuis un certain temps. Dès lors, il existait un risque de baisse de la disponibilité. Ensuite, le lien avec les interconnexions me surprend. Nous tablons pour la fermeture de 12 GW sur la réduction de nos exportations, tout en sachant que nos voisins comptent sur ces importations pour se sécuriser. Vous venez de citer l’Allemagne. Le tout se fait alors que le développement des interconnexions est un moyen de sécuriser notre propre système énergétique. Il existe là une forme d’entourloupe. Où les sujets d’interconnexion sont-ils discutés ?

M. Antoine Pellion. RTE et les gestionnaires de réseau effectuent une analyse très approfondie et détaillée, au pas de temps du quart d’heure, pour examiner les complémentarités, la robustesse des scénarios et les flux. Le fait est que les pointes de consommation des différents pays ne surviennent pas au même moment dans la journée. Les réseaux sont physiquement complémentaires, d’où l’intérêt de la solidarité européenne sur ce point.

RTE est l’un des meilleurs gestionnaires de réseau sur ce point, car il teste l’ensemble des configurations possibles en fonction du vent, de la température et du type de consommation. Vous avez eu des échanges, je crois, avec Xavier Piechaczyk à ce sujet. Le tout est résumé dans le critère des trois heures de défaillance en moyenne. Ce critère est sans doute améliorable, car il ne considère pas la profondeur de la défaillance. Il permet néanmoins de sécuriser le bouclage physique du système et de répondre, je pense, au point que vous soulevez.

M. Raphaël Schellenberger, président. Existe-t-il au niveau européen un opérateur ayant les moyens de réaliser ce travail ?

M. Antoine Pellion. L’ENTSO-E (European association for the cooperation of transmission system operators for electricity), association des gestionnaires de réseau européens, est mandatée pour réaliser les études de rebouclage des prévisions des opérateurs. Nous, Français, avons demandé à RTE de les tierce-expertiser, c’est-à-dire d’avoir son propre modèle, simulant aussi les autres pays. Nous disposons donc de deux visions : celle de RTE, que nous maîtrisons totalement dans ses paramètres, et celle de l’ENSOE, qui nous prémunit des erreurs d’analyse.

M. Raphaël Schellenberger, président. La France reste l’une des grandes puissances nucléaires mondiales : elle compte 10 à 15 % du parc nucléaire mondial et dispose de la maîtrise complète du cycle du combustible. En ce sens, elle est l’un des rares pays à pouvoir jouer le match avec les Russes, les Américains et peut-être demain les Chinois.

Pour autant, j’ai le sentiment qu’en matière de projection dans le temps de la filière nucléaire, nous sommes en plein tâtonnement. Le pari d’Astrid est en partie abandonné. Vous en avez expliqué les raisons, que l’on peut ou non partager. Quelle est, de votre point de vue, la perspective à donner à la recherche et à la filière électronucléaire française, qu’elle soit autour du REP, peut-être du RNR ou d’autre chose ? Quelles sont les briques à acquérir pour que notre grande industrie le demeure et se projette à l’horizon du siècle prochain ? Nous avons entendu des points de vue assez divergents sur le pas de temps réel. Le gap technologique arrive-t-il à la fin du siècle, parce que la disponibilité de l’uranium est suffisante, ou bien avant, parce qu’un renouveau nucléaire mondial pourrait accélérer la consommation d’une ressource finie ?

M. Antoine Pellion. Nous sommes l’un des rares pays à construire de nouveaux réacteurs, sur un design qui a beaucoup évolué. Nos difficultés peuvent nous conduire à nous démoraliser, mais une comparaison avec les autres pays du monde montre que le maintien de notre puissance nucléaire se joue là. Nous disposons d’un réacteur français nouveau modèle, l’EPR, qui est en fonctionnement à Taishan. Il l’est quasiment à Olkiluoto et presque à Flamanville. Des chantiers sont également en cours. Tout cela nous confère une très nette longueur d’avance par rapport à bon nombre d’autres pays et d’autres configurations.

Nous sommes également le pays qui abrite la recherche sur la fusion nucléaire, avec ITER. Il s’agit d’un élément de projection important, notamment en matière de compétences. Nous sommes actifs sur les SMR, avec un projet français. Nous avons lancé dans France 2030 un certain nombre de fonds pour financer de l’innovation en matière de nucléaire, avec des pistes intéressantes de rupture technologique.

Tout cela me porte à penser que nous disposons d’une forte capacité de projection vers l’avenir, qui se renforce et se déploie. Je ne suis pas capable de prédire ce qui l’emportera sur le plan technique et de la compétitivité prix, importante pour que la solution puisse être déployée largement sans exposer nos concitoyens à un choc de facturation. Nous sommes bien positionnés pour faire partie de la solution et pour capter les autres solutions existantes pour les déployer chez nous.

Quand le président de la République parle de 6+8, il dresse un scénario au plus tôt : nous devons être prêts, au cas où il faille accélérer, d’où cet objectif ambitieux. Le rythme réel dépendra beaucoup de la possibilité de prolonger le parc existant et de l’arbitrage entre ce que nous pouvons nous permettre d’attendre, en matière de maturité technologique et ce que nous pouvons mettre en œuvre immédiatement au titre de nouvelles capacités. L’important est de garder des options ouvertes, d’être très actifs dans la montée en compétences et de nous tenir prêts à capitaliser sur chaque moment de maturité technologique, pour les appliquer à notre parc existant. Voici quelques éléments de réponse et de projection.

M. le président Raphaël Schellenberger. Je vous remercie pour votre disponibilité et la clarté de vos propos.

Je donne rendez-vous aux membres de la commission demain pour trois auditions successives, en espérant que les mouvements sociaux permettent à chacun d’être présent. Je rappelle à nos membres que les auditions pourront être suivies par visioconférence, pour celles qui ceux qui rencontreraient des difficultés de transport demain.

*

3. Audition de M. Philippe de Ladoucette, ancien Président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) (19 janvier 2023)

M. le président Raphaël Schellenberger. Nous reprenons aujourd’hui nos travaux de la commission d'enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d'indépendance énergétique de la France. M. Philippe de Ladoucette, vous avez présidé la commission de régulation de l’énergie (CRE) de 2006 à 2017. La CRE, créée en 2000, est une autorité administrative devenue indépendante et elle est née de l’ouverture des marchés de l’électricité et du gaz. Son rôle consiste à veiller au bon fonctionnement de ceux-ci, à garantir l’indépendance des gestionnaires des réseaux, à apporter son expertise, à participer aux instances de l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) et à entretenir un débat nourri avec les pouvoirs publics chargés de la politique énergétique. La CRE s’appuie sur deux organes indépendants : son collège, qui rend ses décisions en s’appuyant sur l’expertise de ses services, et son comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS), car la concurrence est devenue une source de contentieux. La CRE, bien que peu connue du grand public, rend des décisions ou des avis dont les conséquences sont importantes, non seulement pour les entreprises productrices, consommatrices et distributrices, mais aussi pour les ménages et les collectivités publiques. En effet, l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), les tarifs régulés ou réglementés, les charges de service public, les tarifs d’utilisation des réseaux et la manière dont les marchés réagissent constituent le cœur de l’activité de la CRE.

Pouvons-nous considérer que la CRE est garante de la souveraineté et de l’indépendance énergétique de la France ? Quelles ont été les évolutions les plus significatives de ce point de vue ? M. Lévy, ancien PDG d’EDF, a évoqué le « poison » que constituait l’ARENH pour EDF et M. Proglio n’était pas moins virulent sur ce sujet. Nous comptons sur vous, M. Philippe de Ladoucette, pour nous apporter votre éclairage, car vous avez présidé la CRE pendant onze années et vous avez produit un travail académique de qualité sur la régulation indépendante des marchés de l’énergie.

L’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires impose aux personnes auditionnées par une commission d’enquête de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous invite donc à lever la main droite et à dire : « Je le jure ».

(M. Philippe de Ladoucette prête serment.)

M. Philippe de Ladoucette, ancien Président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). L’association française de droit de l’énergie (AFDEN) nous a quelque peu devancés, car elle avait prévu d’organiser, avant la fin de l’été 2022, son colloque annuel sur le thème de la souveraineté énergétique. Il en est ressorti que ce sujet n’avait pas beaucoup de sens dans le contexte dans lequel nous nous trouvions et que la souveraineté ne pouvait se traduire qu’en termes de sécurité d’approvisionnement. Par ailleurs, la souveraineté, si elle peut exister, ne peut être qu’européenne.

En effet, l’ouverture des marchés de l’énergie en Europe, c’est-à-dire de l’électricité puis du gaz, avec respectivement la directive de 1996 transposée par la loi de 2000 et la directive de 1998 transposée par la loi de 2003, s’est fondée essentiellement sur l’approche juridique, d’abord au travers de l’Acte unique européen, et, ensuite, au travers du droit de la concurrence. Pour rappel, la Commission européenne dispose d’une compétence partagée avec les États dans le domaine de l’énergie depuis le traité de Lisbonne de 2008.

La France s’est considérablement battue, avant la première directive de 1996, contre l’idée même de l’ouverture des marchés. En effet, les parlementaires étaient opposés au principe d’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité, puis de celui du gaz. Cette position s’explique par la volonté de la Commission européenne de présenter un modèle allant à l’encontre du système tel qu’il existait en France. En 1995, EDF avait effectivement atteint un niveau de production qui lui permettait de revendre de l’électricité en Europe en quantité importante et de racheter des entreprises dans différents pays, et la réciprocité n’était pas vérifiée. De nombreux colloques européens organisés entre les années 1995 et 2000 traduisaient une forme d’agacement vis-à-vis de ce phénomène, notamment car il était impossible de pénétrer le marché français. Il n’existait, par conséquent, pas d’équivalence entre la France et le reste des pays d’Europe.

La première directive de 1996 s’est traduite tardivement dans la loi en 2000 et, à partir de ce moment, on ne peut pas dire que l’exécutif français a consenti d’importants efforts à la mise en œuvre de cette directive qu’il avait approuvée. Au début, tout se passait à peu près bien. Jusqu’en 2005, les prix étaient très bas sur le marché de gros et le tarif réglementé était largement supérieur au coût des énergies fossiles, et les entreprises voulaient aller sur le marché. La situation s’est modifiée en 2004, car une hausse considérable des prix est survenue. À cette époque, le Parlement avait pris l’initiative de créer le Tarif réglementé et transitoire d'ajustement au marché (TaRTAM) sans concertation avec la Commission européenne, qui allait d’ailleurs ouvrir un contentieux vis-à-vis de la France sur les tarifs réglementés vert et jaune. L’ensemble des évènements compris entre 2005 et 2006 a conduit l’exécutif à mettre en place la « commission Champsaur », qui devait réfléchir à la manière de répondre à cette situation, car les conséquences d’une condamnation par la Commission européenne auraient été non négligeables pour EDF, éventuellement sur sa structure même. Par ailleurs, l’ARENH n’est pas une initiative bruxelloise, mais il découle des travaux de cette commission constituée de deux parlementaires et de trois économistes.

À partir de ce moment, nous avons commencé à réfléchir au contenu de l’ARENH, qui est une initiative française discutée au sein du Parlement, et à sa méthode de calcul. François Fillon, qui était alors Premier ministre, avait entamé des réflexions avec les commissaires européens à l’énergie et à la concurrence sur certaines actions capables de stopper la procédure. Dans un échange de lettres du 15 septembre 2009, la Commission européenne estimait que, si les éléments indiqués étaient rapidement mis en œuvre, la procédure en cours prendrait fin : la procédure s’est officiellement arrêtée en 2012. Ensuite, l’ouverture à la concurrence s’est déroulée progressivement, c’est-à-dire à partir de 1999 pour les grosses entreprises, à partir de 2004 pour les petites et moyennes entreprises et à partir du 1er juillet 2007 pour l’ensemble des consommateurs domestiques. Les résultats étaient faibles, quelque 870 000 consommateurs s’étant orientés vers le marché dans le domaine de l’électricité.

La problématique était relativement différente pour le sujet du gaz. En effet, EDF occupe une place particulière dans le monde de l’énergie européen. J’ai souvent répété que l’exécutif n’avait pas joué franc jeu pour l’ouverture du marché à cette époque alors que nous demandions simplement que la loi soit respectée et que les tarifs couvrent les coûts. Or les propositions tarifaires du Gouvernement, après avis de la CRE, étaient très couramment inférieures à la réalité de la couverture des coûts. De plus, les fournisseurs alternatifs attaquaient les arrêtés devant le Conseil d’État qui, en général, les a cassés. Il a ensuite fallu mener un travail de régulation juridique par le Conseil d’État afin de parvenir à proposer des évolutions tarifaires correspondant à la loi.

Par ailleurs, le principe de la couverture des coûts, qui était celui des tarifs réglementés, en vigueur jusqu’à l’existence de l’ARENH a été modifié par un amendement parlementaire, qui supprimait ce principe de la couverture complète des coûts comptables. La loi de nouvelle organisation du marché de l'électricité (NOME) ne reprenait que le principe de la « prise en compte » des coûts. J’avais alors demandé quel était le sens réel de cet amendement et il m’avait été répondu qu’il était prévu de prendre en compte les coûts, mais dans leur totalité. Nous voulions alors maîtriser l’évolution des tarifs réglementés, dans un contexte de prix élevés. À cette époque, il existait un risque vis-à-vis de la situation de gestion de l’endettement d’EDF, dans la mesure où les tarifs ne couvriraient plus les coûts.

La loi prévoyait qu’à l’issue de trois ans après la promulgation de celle-ci, un décret définirait la méthode de calcul employée par la CRE pour les évolutions annuelles de l’ARENH. Ce décret n’est finalement jamais passé devant le Conseil d’État alors que la CRE avait remis un avis positif sur le projet de décret du 21 juillet 2014. La procédure s’est arrêtée à stade. Entre 2012 et l’évolution récente du prix de l’ARENH, nous n’avons pas enregistré de modification de ce dernier. Cette situation explique le nombre de questions envoyées par la Commission européenne en lien avec ce projet de décret. Il a été très souvent difficile de répondre à celles-ci et, à ce moment-là, les prix de gros du marché de l’électricité étaient tombés, ce qui amoindrissait l’intérêt du prix de l’ARENH. Les négociations ont ensuite pris fin en 2015. Je suppose d’ailleurs que le sujet de la nouvelle régulation du nucléaire suscite les mêmes questions de la part de la Commission européenne et il est probable que l’exécutif rencontre les mêmes problèmes pour y répondre.

M. Antoine Armand, rapporteur. Je vous remercie de ces propos particulièrement factuels. J’aimerais maintenant que vous nous décriviez, à la lumière de votre mandat et de la situation actuelle, les principaux objectifs de la loi NOME et les résultats atteints ainsi que ceux qui ne l’ont pas été.

M. Philippe de Ladoucette. La loi devait permettre aux fournisseurs alternatifs d’électricité d’EDF de se trouver dans des conditions de concurrence équivalentes afin de constituer un prix qui serait le reflet des conditions connues par les entreprises alternatives. En synthèse, la loi visait le développement de la concurrence sur un marché qui était alors relativement peu ouvert.

Dans sa lettre du 15 septembre 2009, le Premier ministre indiquait la chose suivante : « […] il s’agit de donner aux fournisseurs alternatifs un droit d’accès à la production électrique de base d’EDF (ci-après "accès régulé à la base"), aux conditions économiques du parc nucléaire historique, en fonction de leur portefeuille prévisionnel de clients en France, dans des conditions équivalentes à celles dont dispose EDF. […] S’agissant d’une régulation asymétrique d’un acteur dominant, le dispositif d'accès à la base régulée aurait vocation à être proportionné à l’objectif de développement de la concurrence, c'est-à-dire à traiter uniquement l'avantage incomparable dont bénéficie l'opérateur dominant. Dans cette perspective, le dispositif doit être globalement plafonné ». Il a été plafonné à 100 TWh, la commission européenne, dans l’échange de lettres avec le Premier ministre, évoquant un plafonnement au moins égal à 100 TWh.

Cette ouverture des marchés n’a pas démarré facilement, car elle pouvait intervenir uniquement si les tarifs étaient contestables, le Parlement ayant demandé un temps de latence pour ce faire. La loi prévoyait qu’à partir du 1er janvier 2016, la CRE prendrait la responsabilité d’adresser la proposition d’évolution tarifaire. Ensuite, le Gouvernement disposait d’un délai de deux mois pour s’y opposer. Le développement de la concurrence était extrêmement lent pendant le déroulement de cette procédure. Concrètement, des retards sur les tarifs entre 2011 et 2015 ont eu lieu, car les gouvernements n’étaient pas enclins à faire passer des évolutions tarifaires trop importantes, notamment pour les consommateurs domestiques.

Par ailleurs, un accord avait été passé entre les fournisseurs alternatifs et le ministre chargé de l’énergie. Il prévoyait l’application de trois évolutions tarifaires en trois ans pour rééquilibrer les tarifs réglementés vis-à-vis de la réalité des coûts.

La troisième évolution n’a pas abouti, car Madame Royal estimait qu’il était préférable, du moins du point de vue politique, de passer directement à un système d’empilement des tarifs, qui amenait une augmentation moindre. Par conséquent, la mécanique concurrentielle a vraiment débuté à partir de 2015.

Nous pouvons reconnaître qu’aujourd’hui, le marché est ouvert. Par ailleurs, certains débats assez divergents avaient lieu au sujet de la courbe d’endettement d’EDF de 2011 à 2025 et le mode de calcul entre, d’un côté, les interlocuteurs d’EDF et, de l’autre, la CRE et les économistes. Jean-Bernard Lévy s’était présenté devant la CRE et il avait expliqué qu’EDF rencontrait un problème de financement de ses besoins d’investissements au regard du prix de l’ARENH. Par exemple, un point de désaccord portait sur le niveau des tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution, à savoir le TURPE. Concrètement, M. Lévy avait besoin que ce niveau soit suffisamment élevé pour qu’un dividende puisse être payé à la maison mère. Nous avions eu un réel différend sur le sujet, tant avec la ministre, qu’avec EDF et ERDF. Cette situation a finalement abouti devant le Conseil d’État, qui nous a donné raison à 98 %.

En conclusion, la problématique de l’ARENH avait répondu à une grande partie des objectifs fixés initialement. J’ai par ailleurs été quelque peu surpris par le discours des uns et des autres sur le « poison » de l’ARENH pour EDF, qui fait face à un faisceau de problématiques. L’ARENH n’était cependant pas déployé pour aider EDF puisqu’il allait entraîner une perte de clients. Toutefois, il était nécessaire, dès l’année 1996, de réfléchir à la manière dont EDF allait répondre à la problématique de la concurrence et des investissements. Une partie de ces sujets ont été résolus par la remontée des prix de l’électricité lors des quatre premières années suivant la première directive. En tant que citoyen plutôt que régulateur, j’estime qu’EDF aurait dû réformer son système de fonctionnement dès les premières années pour s’adapter à une situation de concurrence. Pour ce faire, l’exécutif aurait cependant peut-être dû laisser EDF travailler plus librement.

M. Antoine Armand, rapporteur. Je comprends que les calculs de la CRE, qui concordaient avec ceux de la direction générale de l’énergie de l’époque, aboutissaient à la conclusion que le tarif fixé de l’ARENH permettait à EDF de supporter le coût de maintenance et de renouvellement de son parc.

M. Philippe de Ladoucette. Certes, mais le prix ne s’élevait pas à 42 euros, car il évoluait plutôt entre 36 euros et 39 euros.

M. Antoine Armand, rapporteur. De plus, l’ancien directeur général de l’énergie a indiqué que l’écart entre 40 euros et 42 euros pouvait être comblé par les coûts afférents aux travaux post-Fukushima.

M. Philippe de Ladoucette. Ce calcul manquait de structure lorsque l’exécutif nous l’a présenté. Cependant, nous n’avions pas remis d’avis négatif à cette époque, même si les débats étaient très vifs au sein du collège qui a seulement pris acte. Nous étions profondément convaincus que le tarif de 42 euros ne se justifiait pas, mais nous ne voulions pas être accusés de favoriser une situation de risque au niveau du nucléaire. Si le prix de l’ARENH avait évolué annuellement, les investissements consentis dans ce domaine, qui ont ensuite pris le nom de grand carénage, auraient parfaitement pu entrer dans ce tarif.

M. Antoine Armand, rapporteur. Les anciens responsables d’EDF nous ont dit que la quasi-totalité des difficultés de l’entreprise était due à l’ARENH, tandis que les syndicats du CSE d’EDF ont indiqué qu’un tiers de l’endettement d’EDF était justifié par l’ARENH. En revanche, vous soutenez que l’ARENH n’a pas été un facteur d’affaiblissement de l’entreprise. J’en déduis qu’elle s’est affaiblie à cause de ses propres décisions, qui étaient toutefois prises sous contrainte des consignes de l’exécutif.

M. Philippe de Ladoucette. Vous pouvez effectivement le formuler de la sorte. Par ailleurs, l’introduction de la prise en compte des coûts dans la loi NOME, et non de la couverture complète des coûts, pouvait poser un problème sur la couverture sèche des coûts d’EDF.

M. Antoine Armand, rapporteur. Ce problème était seulement théorique, car d’après vos calculs, le tarif de l’ARENH excédait cette couverture.

M. Philippe de Ladoucette. Lorsque nous avions réalisé les calculs, nous n’avions pas tenu compte du principe de la non-couverture totale des coûts comptables d’EDF, car la loi n’était pas encore votée.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous semblez vous satisfaire du marché européen tel qu’il a été conçu ainsi que de sa mise en œuvre, même si vous l’avez longtemps jugée tardive et incomplète. Les trois arguments qui ont présidé à l’ouverture à la concurrence et à la mise en place d’un marché européen de l’énergie étaient les suivants : la baisse des prix ; la capacité de préserver, maintenir et renouveler le parc nucléaire historique ; le développement des énergies renouvelables. Cependant, nous n’avons pas l’impression que les objectifs ont été particulièrement atteints.

Dès lors, nous nous demandons pour quelle raison un marché a été ouvert à la concurrence pour un bien qui n’est pas une marchandise comme une autre. En outre, cette évolution est intervenue dans un pays qui fabriquait plus de 75 % de son énergie à partir de production décarbonée nucléaire et qui disposait d’une production hydraulique.

M. Philippe de Ladoucette. La France n’a jamais voulu s’inscrire dans cette dynamique, contrairement aux autres pays, qui ont été suivis par la Commission européenne. Dès lors, la baisse des prix a été mise en œuvre à destination du consommateur européen, qui s’est vérifiée, plutôt que du consommateur français. Il était évident qu’en installant un marché physique, par les interconnexions, entre différentes places de production, la moyenne des prix allait remonter. Concrètement, le prix moyen global serait forcément favorable à certains et défavorable à d’autres. Il est cependant arrivé que les prix négatifs, résultant de la production issue des énergies renouvelables en Europe, fassent baisser le prix moyen en France, le prix de marché de gros ayant été très bas, de l’ordre de 30 euros, en 2012, 2013 et 2017. Toutefois, le consommateur, soumis au tarif réglementé, n’en voyait pas réellement les conséquences.

Lorsque les interconnexions ne sont pas saturées, les prix convergent complètement. Cependant, en cette situation de baisse de la production nucléaire, les prix français sont plus élevés que les prix allemands, belges ou luxembourgeois. Si nous parvenons à équilibrer l’exportation et l’importation, nous bénéficions alors de prix équivalents. Dans ce domaine, il est donc difficile d’identifier une vérité absolue. Lors de mon parcours, j’ai d’ailleurs appris à ne pas établir de prévisions dans le domaine de l’énergie et à éviter les propos expéditifs.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous expliquez que la France était opposée à l’ouverture à la concurrence, mais vous sembliez plutôt favorable à celle-ci en 2017. En effet, vous avez dit, en 2017, que la France avait un problème avec la concurrence et vous semblez regretter que l’ouverture des marchés à la concurrence n’ait pas été plus importante. Dès lors, j’aimerais savoir si vous pensez que l’ouverture à la concurrence a pu nuire aux intérêts énergétiques et nationaux français ou si vous avez plutôt l’impression que les raisons de l’affaiblissement de notre système énergétique ne sont pas à chercher dans l’ouverture du marché à la concurrence.

M. Philippe de Ladoucette. J’ai effectué cette déclaration au moment de mon départ et nous n’avions pas tous la même position au sein du collège de la CRE. Pour respecter les sensibilités de tous, je n’exprimais pas toujours mon point de vue individuel. À titre personnel, j’étais totalement favorable à l’ouverture du marché et, ayant dirigé un monopole, je ne suis pas convaincu que ce modèle est d’une efficacité totale en termes économiques, même si je ne nie pas les problèmes qui ont pu être rencontrés en France. J’ai toujours pensé que l’idée d’un marché européen représentait une solution positive, car je fais partie de cette génération qui reconnaît une véritable valeur à l’Europe. La CECA était d’ailleurs une initiative française. Actuellement, le marché fonctionne très bien, même si les résultats peuvent être désagréables. Avant la guerre en Ukraine, divers évènements avaient d’ailleurs déjà pesé sur les prix de l’énergie – non-disponibilité de certains réacteurs nucléaires, demande de gaz de la Chine, baisse de l’hydraulicité en Norvège, etc. – et le marché de l’énergie n’est pas plus obsolète aujourd’hui qu’il ne l’était à l’époque.

Plusieurs spécialistes de l’électricité et l’achat de l’énergie se sont toujours opposés à la mise en place d’un marché de gros de l’électricité, car il pose d’importants problèmes, notamment aux grandes entreprises françaises. Certaines personnes soutiennent des arguments opposés à l’existence d’un tel marché : pour ma part, j’y étais favorable et je trouvais dommage que ce que nous avions signé ne fût pas respecté.

M. Antoine Armand, rapporteur. Plusieurs déclarations contradictoires sont intervenues au sujet des flux électriques et financiers. Dès lors, pouvez-vous nous réexpliquer comment a été pensé le marché d’échange de l’électricité au niveau européen et vous semble-t-il possible d’en sortir ? Plus précisément, est-il possible de sortir du dispositif d’échanges économiques sans nuire à la capacité de superviser les échanges sur l’ensemble du réseau européen ? Comment abordez-vous les critiques lancées contre le marché européen de l’énergie ainsi que les souhaits et déclarations qui assurent qu’il est possible d’en sortir sans déséquilibrer l’offre et la demande au niveau européen ?

M. Philippe de Ladoucette. La question est complexe, car il existe une différenciation entre les échanges physiques sur les réseaux et les échanges commerciaux. En effet, les électrons ne se transportent pas selon une ligne droite, mais ils se dirigent vers la moindre résistance sur les réseaux. De plus, pour se déplacer d’un endroit à l’autre, les électrons transiteront par différents pays. Cette trajectoire ne correspond donc pas à l’échange commercial, qui répond à des prévisions réalisées à vingt-quatre heures et qui fonctionne principalement grâce à deux bourses de l’électricité, à savoir Epex Spot et Nord Pool Spot. Les offres et les demandes s’équilibrent sur ces deux marchés et, d’ailleurs, EDF en profite très largement et bénéficie des prix du marché. L’ensemble de ce fonctionnement est bâti sur des règlements juridiques. Il n’est donc pas possible de décider sur le seul plan politique d’opérer de manière différente. Par ailleurs, RTE pourra toujours réaliser l’équilibre entre offre et demande, même si nous ne savons pas si nous trouverons toujours des vendeurs lorsque nous en aurons besoin. En effet, dans des moments de tension couplés à des moments de pointe, nous devons faire appel à nos voisins pour importer de l’électricité. Pour rappel, nous avions connu une période de grand froid en février 2012 et nous avions eu besoin des autres pays afin d’éviter un potentiel black-out. Il est maintenant très facile de dire que nous souhaitons sortir de ce marché, car il ne nous est pas favorable.

Des discussions entre l’exécutif français et la Commission européenne portent aussi sur l’introduction d’une notion qui reviendrait à dire que nous n’avons pas à payer une électricité carbonée alors que nous produisons de l’électricité décarbonée. Ce concept n’existait pas par le passé et il n’avait jamais été évoqué à l’époque, car l’idée de transition énergétique est arrivée plus tard. En effet, ce sujet a pris de l’ampleur grâce au Grenelle de l’environnement et aux promesses formulées par la France sur les objectifs fixés à horizon 2020. La CRE n’avait cependant pas de responsabilités sur le mix énergétique et elle ne participait, dans le domaine des énergies renouvelables, qu’au calcul de la contribution au service public de l'électricité (CSPE), à l’organisation des appels d’offres voulus par le gouvernement et à la remise d’un avis sur les tarifs de rachat proposés par celui-ci. La CRE a d’ailleurs souvent donné des avis négatifs sur les propositions tarifaires de rachats. Elle avait alerté sur la possibilité de crise qui s’est produite en 2010 sur le photovoltaïque. Ensuite, la part de la CRE dans la transition énergétique s’est modifiée après mon départ, car celle-ci effectuait de la sous-traitance pour le gouvernement. Il me semblait cependant que nous n’avions pas les moyens de mener l’ensemble de ces travaux à ce moment.

M. Francis Dubois (LR). Vous avez dit que vous teniez compte des coûts d’investissements pour l’entreprise EDF dans le prix que vous aviez défini. Cependant, ceux-ci n’ont pas été pris en compte dans le cadre de la loi NOME. Dans le montant de 39 euros que vous avez évoqué, les coûts d’investissements étaient-ils inclus ?

M. Philippe de Ladoucette. Ils étaient effectivement compris dans ce tarif. Nous avions alors expliqué que le coût de production du parc nucléaire historique se divisait selon les postes suivants : les charges d’exploitation à couvrir chaque année ; les investissements de maintien en condition opérationnelle et d’allongement de la durée d’exploitation ouverts dès qu’ils sont consentis chaque année; les capitaux investis par le passé et encore immobilisés qu’il s’agirait de rembourser et de rémunérer avant 2025, année correspondant au 40ème anniversaire du parc ; les provisions pour les charges fixes de long terme. Cette dernière composante pouvait être répercutée dans l’ARENH par les annuités qui peuvent être réparties de différentes manières entre 2011 et 2025. Les capitaux investis par le passé, c’est-à-dire la base d’actifs à rembourser et à rémunérer, comprendraient quant à eux le coût de construction du parc et la valeur nette comptable de celui-ci. Pour information, l’investissement qui n’était pas encore amorti s’élevait à 15 milliards d’euros à l’époque. La Cour des comptes avait obtenu des résultats différents, car elle envisageait le coût du nucléaire comme il pourrait être aujourd’hui. En revanche, nous avions pris en compte la valeur comptable de l’investissement amorti. De plus, les provisions pour les charges fixes de long terme appelaient à la constitution d’un portefeuille d’actifs pour 18 milliards d’euros en 2011 concernant les démantèlements.

En définitive, dans la logique de couverture de l’ensemble des coûts sur la période de régulation jusqu’en 2025, il paraissait raisonnable que le prix de l’ARENH permette de rembourser d’ici 2025 les quinze quarantièmes du montant approvisionné, soit 7 milliards d’euros. Avec des hypothèses prudentes, le prix pourrait ressortir à 39 euros sur la période de régulation. En 2011, le tarif se décomposait entre 25 euros pour les charges opérationnelles, 8 euros pour les investissements futurs et 6 euros pour le remboursement du capital immobilisé par le passé. Compte tenu de la méthode proposée par construction en fin de durée de vie du parc nucléaire, la dette afférente aux investissements passés et à ceux consentis d’ici 2025 devrait être résorbée. De même, les intérêts devraient être payés et les fonds propres remboursés et rémunérés.

M. Francis Dubois (LR). Je comprends de votre discours que Madame Ségolène Royal a proposé un empilement de tarifs.

M. Philippe de Ladoucette. La loi NOME prévoyait de passer, au plus tard au 1er janvier 2016, à un nouveau système de calcul des tarifs réglementés, basé sur un empilement. Celui-ci comprenait le prix de l’ARENH, 20 % de complément sur le marché, les frais de commercialisation et le TURPE. Ségolène Royal n’a pas inventé ce système, mais elle a anticipé cette mesure à la fin de l’année 2014, car il amenait une évolution tarifaire moindre que celle qui aurait été appliquée si la méthode de calcul précédente des tarifs réglementés avait été retenue.

M. Francis Dubois (LR). J’ai demandé au PDG de TotalEnergies quelle aurait été sa position s’il existait un ARENH sur les carburants. Il a répondu qu’il avait proposé un ticket sur l’investissement au gouvernement.

M. Philippe de Ladoucette. Lorsque j’occupais mes fonctions à la CRE, Total n’avait pas encore racheté Direct Energie et je pense que cette proposition est intervenue après mon départ.

Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC). Les positions sur l’appréciation de la nocivité de l’ARENH divergent selon les personnes auditionnées. Il me semble que, pour que le dispositif soit vertueux, il aurait été judicieux d’indexer le prix de l’ARENH sur l’inflation. Cependant, certaines personnes nous ont indiqué que cette question n’avait pas réellement été abordée à l’époque. Vous avez pourtant souligné qu’un décret devait permettre de réfléchir à nouveau sur la question du prix. Par ailleurs, comment expliquez-vous que nous n’ayons pas réussi à convaincre la Commission européenne de se pencher a minima sur la question de l’inflation ?

En outre, l’asymétrie du dispositif pose certaines questions. Pensez-vous que cette dimension aurait dû être prévue afin de ne pas connaître les difficultés rencontrées aujourd’hui ? Enfin, vous avez indiqué que les 100 térawattheures représentaient un plancher plutôt qu’un plafond. Visiblement, il n’a pas été question du prorata de la production nucléaire en France. En effet, lorsque la production s’élève à 400 térawattheures, il est nécessaire de céder un quart de la production. Cependant, lorsque la production s’élève à 250 ou 300 térawattheures, estimez-vous raisonnable d’en céder une centaine, voire 120 ?

Si les différents éléments étaient levés, nous pourrions entendre qu’il devenait nécessaire d’instaurer un équilibre qui permettrait aux fournisseurs alternatifs d’évoluer dans des conditions de concurrence correctes. Celles-ci devaient leur permettre de vendre de l’électricité à leurs clients à des prix concurrentiels et de bénéficier d’une santé financière suffisante pour développer des outils de production. Je me demande si tout le monde envisageait que les outils de production soient également développés par les fournisseurs alternatifs ou si ce sujet n’a pas été évoqué. Prochainement, nous allons devoir nous pencher sur le renouvellement de l’ARENH. En regard du prix des énergies renouvelables (ENR), le dispositif de l’ARENH, avec un rehaussement du tarif à hauteur de 50 euros environ, est-il encore utile alors que les fournisseurs alternatifs auront la possibilité de se fournir auprès de fournisseurs d’énergies renouvelables à des prix totalement similaires ?

Par ailleurs, je n’ai pas réellement compris pour quelle raison la France s’est tournée vers ce dispositif alors que la Commission européenne ne l’a pas imposé.

Enfin, lorsque les discussions se sont tenues autour des directives concessions de la Commission européenne, l’Allemagne s’est battue pour que l’eau bénéficie d’un régime dérogatoire. Cependant, nous ne nous sommes pas mobilisés sur la question des concessions hydro-électriques, qui auraient certainement pu également bénéficier de cette dérogation dans l’annexe.

M. Philippe de Ladoucette. La France s’est engagée dans cette voie alors que d’autres options pouvaient être retenues, mais elles avaient été écartées. Pour rappel, les parlementaires ont voté la loi, car le projet avait été proposé par le Gouvernement et largement amendé par le Parlement. Il revenait donc à celui-ci d’ajouter des éléments supplémentaires, potentiellement sur le sujet de l’inflation. Cependant, celui-ci n’était pas central à cette époque, car l’inflation n’atteignait pas des niveaux extraordinaires. De plus, l’idée de la révision annuelle de l’ARENH faisait partie de la loi elle-même. En effet, trois ans après sa promulgation, un décret devait définir les éléments de calcul afin de déterminer le prix de l’ARENH. Celui-ci devait faire l’objet d’une proposition de la CRE à l’exécutif et le contenu de ce décret est mentionné dans la délibération de la CRE du 21 juillet 2014, mais il a ensuite disparu. L’absence de la revalorisation annuelle du prix de l’ARENH a finalement engendré un problème relativement important pour EDF à partir du moment où les prix sur le marché de gros ont augmenté. Par conséquent, cette question relève plutôt de l’exécutif et de la Commission européenne.

À l’époque des négociations relatives à la loi NOME, une réflexion avait porté sur l’introduction de l’hydraulicité dans le dispositif. Celle-ci n’avait été jugée utile, car les barrages allaient être ouverts à la concurrence. Le sujet de l’eau fait d’ailleurs encore l’objet de difficultés de compréhension entre l’exécutif français et la Commission européenne.

Par ailleurs, il est probable que, si nous avions imaginé, ce qui n’avait pas été le cas, peut-être par manque d’anticipation, une baisse considérable de la production nucléaire, nous aurions pu introduire une mesure de proportionnalité à la production dans la loi. À cette époque, EDF ne rencontrait aucun problème de production nucléaire et exportait largement de l’électricité, raison pour laquelle la proportionnalité n’avait pas été envisagée à l’époque.

Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC). Pour quelle raison n’arrivions-nous pas à nous faire entendre auprès de la Commission européenne sur ce sujet ? D’ailleurs, nous n’y parvenons pas davantage aujourd’hui. En effet, la CRE a validé une proposition de revalorisation entre 49 euros et 50 euros, mais les discussions n’aboutissent pas.

Dans le cadre des discussions de la loi NOME, l’introduction des deux productions de base, à savoir le nucléaire et l’hydraulique, avait été envisagée. Cependant, l’hydraulique a été abandonné, car il avait été intégré à un autre dispositif, très nocif à mes yeux. J’avais plutôt l’impression que les discussions sur l’ARENH étaient quant à elles soumises à une volonté forte qu’elles aboutissent. D’ailleurs, j’ai le sentiment, comme d’autres, que la conclusion sur l’ARENH est intervenue au détriment du sujet des concessions hydro-électriques.

M. Philippe de Ladoucette. Il m’est difficile de vous répondre sur ce sujet, car je ne faisais pas partie des échanges directs entre le cabinet du Premier ministre et la Commission européenne. Dès lors, je ne peux ni confirmer ni démentir vos propos et je m’appuie uniquement sur les échanges écrits entre les deux parties.

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous avez notifié que la loi prévoyait qu’un décret paraisse trois années après la promulgation de la loi. Dès lors, quel rôle la CRE devait-elle jouer en 2014 lorsque ce décret n’a pas vu pas le jour ?

M. Philippe de Ladoucette. La CRE ne jouait aucun rôle de ce point de vue. En effet, sa mission porte sur les conditions techniques du fonctionnement de l’ARENH, et non sur l’évolution de son prix, le décret prévu n’ayant pas été pris.

Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC). Quel intérêt un nouvel ARENH ou un nouveau dispositif présente-t-il au moment où le prix des énergies renouvelables est identique au prix de l’électricité issue du nucléaire ?

M. Philippe de Ladoucette. Cette question devrait plutôt être posée aux fournisseurs alternatifs. Toutefois, la production des énergies renouvelables est, par définition, fluctuante.

M. Francis Dubois (LR). Je me demande si la CRE a le pouvoir de rappeler à l’État que cette actualisation est obligatoire si nous souhaitons que le producteur ne soit pas déséquilibré.

M. Philippe de Ladoucette. Nous avons souvent posé cette question à l’exécutif et à l’administration entre le 21 juillet 2014 et les deux ans et demi qui ont suivi. Ensuite, les discussions se sont taries et nous n’avions pas le pouvoir d’interpeller le Gouvernement. Vous pourrez cependant poser cette question à Mme Royal.

M. le président Raphaël Schellenberger. La CRE joue donc un rôle sur le marché, qui est défini par deux composantes, à savoir le volume et la répartition de ce volume. Dès lors, meniez-vous un travail prospectif sur le sujet du volume ? En effet, nous constatons que le sujet de la projection dans le temps de l’évolution du marché est assez instable. Autrement dit, quel regard la CRE portait-elle entre 2006 et 2017 sur les différents scénarios relatifs à l’évolution du volume du marché ?

M. Philippe de Ladoucette. Nous nous fondions uniquement sur l’expertise de RTE, qui disposait de la compétence d’établir les scénarios en fonction des différentes évolutions. Entre 2006 et 2017, ceux-ci pouvaient évidemment se modifier selon les décisions politiques prises relativement au développement des énergies renouvelables et à la part du nucléaire dans le mix énergétique. La PPE, qui est sortie en 2015, prévoyait la réduction du nucléaire à 50 % à horizon 2025, alors que tout le monde savait que cette mesure était irréalisable. Dès lors, il était difficile pour RTE d’établir des scénarios au regard d’une situation si fluctuante. La CRE n’avait quant à elle pas d’expertise particulière dans ce domaine.

Jusqu’en 2016, nous nous sommes posé la question de la prise en compte de la prolongation des centrales nucléaires jusqu’à 40 ans ou 60 ans. Le président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) nous avait alors expliqué qu’il était prématuré d’imaginer de tels scénarios avant de mener les examens de la situation des centrales en 2018 et 2019. Nous avions cependant toujours su que des problèmes de renouvellement se poseraient entre 2000 et 2025. Toutefois, seule l’ASN avait un pouvoir sur le prolongement des centrales. Par ailleurs, les obligations prescrites par l’ASN aux exploitants de centrales nucléaires, à savoir EDF, sont très différentes de celles qui ont cours aux États-Unis. En effet, les Américains se demandent uniquement si le réacteur correspond à la situation de sécurité qui était celle lors de sa mise en fonctionnement. La France estime quant à elle qu’il est nécessaire d’adapter la situation de sécurité à toutes les nouvelles conditions, comme celles qui ont été édictées après l’accident de Fukushima.

M. le président Raphaël Schellenberger. Le tarif fixe de rachat des produits des énergies intermittentes constitue une autre contrainte atypique du marché de l’énergie. Quel regard portez-vous sur l’évolution de ce sujet dans le temps ? Certains se satisfont que ce tarif fixe bénéficie à l’État, tandis que d’autres s’en gaussent. Ce tarif fixe est en effet supérieur à ce que les producteurs identifient comme le coût de production de cette énergie. Ce tarif peut aussi apparaître problématique lorsqu’il génère sur le marché des prix négatifs et constituer une dimension déterminante du réseau européen. En définitive, les prix fixes mettent à mal l’idée même d’un marché.

M. Philippe de Ladoucette. Je suis plutôt d’accord avec vous. Cependant, il n’a pas existé de réelle coordination entre la direction générale de l’énergie et la direction générale du climat en 2009, c’est-à-dire lorsque le grand plan européen sur le climat a été lancé. Les promoteurs du plan climat avaient alors effectué une présentation devant les régulateurs de l’énergie et le système était en cours de mise en œuvre. Le premier système, qui dépendait d’un interventionnisme étatique, a rencontré le second, quant à lui basé sur la logique de marché.

Nous finissons de payer aujourd’hui les prix fixés dans les années 2006 à 2009 pour le photovoltaïque. En effet, le prix arrêté avait été fixé aux alentours de 580 euros par mégawattheure alors que le prix moyen du marché évoluait vers 50 euros en moyenne. Cette mesure correspondait à une volonté politique de développer les énergies renouvelables et un pari avait donc été lancé sur l’évolution des prix de gros : il s’est réalisé aujourd’hui, mais il n’avait pas cours dans le début des années 2010. Pour cette raison, la CRE était plus favorable aux appels d’offres qu’aux prix de marché garantis. Je pense d’ailleurs que ceux-ci devraient disparaître progressivement.

M. le président Raphaël Schellenberger. Il est aussi nécessaire de prendre en compte la difficulté posée par le moyen de financer le nouveau nucléaire.

M. Philippe de Ladoucette. Ce sujet est tout à fait différent. En effet, je pense profondément que le nouveau nucléaire n’est pas compatible avec le marché. Concrètement, aucun privé n’investira dans des projets aussi lourds, longs et risqués. Il est donc nécessaire de mettre en place un système proche de celui retenu pour la centrale nucléaire d'Hinkley Point en Angleterre, pour laquelle la Commission européenne a accordé une dérogation. Il s’agit effectivement de la seule manière de développer le nucléaire en restant dans un système européen.

M. le président Raphaël Schellenberger. À première vue, le gaz semble être une marchandise ou un produit assez différent de l’électricité, car il peut être stocké à une échelle qui permet de structurer un marché. J’aimerais donc savoir quel était le regard que vous portiez à l’époque sur les capacités de stockage françaises et européennes. En effet, il me semble que le déséquilibre en la matière exerce une influence dans l’explosion du prix du marché du gaz.

M. Philippe de Ladoucette. La France avait des capacités de stockage dont ne disposaient pas d’autres pays. Pour rappel, les prix du gaz évoluaient selon le gré à gré et une régulation est intervenue à partir de 2017. En outre, le remplissage des stocks s’est très bien déroulé pendant la crise et le travail effectué par les réseaux ainsi que le gestionnaire de stockage a été excellent. Une question portait cependant sur le mode de stockage, c’est-à-dire à un niveau national ou européen. Finalement, nous avons maintenu un équilibre national pour le stockage et les terminaux méthaniers ont été grandement développés. La baisse du prix du gaz avait rendu les investissements plus difficiles et les terminaux méthaniers construits en dernier, comme celui de Dunkerque, étaient extrêmement peu utilisés. Un commissaire à l’énergie avait d’ailleurs indiqué que le marché nécessitait de surinvestir dans les infrastructures afin de disposer d’une diversité d’offres. Aujourd’hui, nous avons de nombreux terminaux méthaniers, dont une partie est régulée et l’autre non. Nous avons par ailleurs grandement développé le réseau de transport et de distribution en France. Désormais, la place de marché est beaucoup plus fluide et la solution retenue représente une forme d’équilibre, car elle permet d’éviter les goulots d’étranglement.

Par ailleurs, le sujet d’une liaison entre l’Espagne, la France et le reste de l’Europe avait fait l’objet d’importants échanges à partir de l’année 2008, mais il avait finalement été abandonné par les régulateurs, car il n’était pas considéré comme rentable et car le prix de l’investissement pesait en grande partie sur les industriels français. Il semblerait être à nouveau d’actualité, même si le dispositif serait relativement différent. En effet, il est question d’une liaison entre Barcelone et Marseille, mais il est sans doute encore un peu prématuré pour la mettre en œuvre.

L’ouverture du marché du gaz est maintenant réalisée et les tarifs réglementés disparaîtront à la fin du mois de juin 2023. Il existait toutefois une autre manière de répondre à la problématique posée par la Commission européenne en 2009. En effet, les tarifs réglementés auraient pu être supprimés, même si cette option était très difficile à porter politiquement.

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous expliquiez, dans votre propos liminaire, que la question de la souveraineté énergétique devait être posée au niveau européen en regard de la réalité des infrastructures. Cependant, pensez-vous que la question de la sécurité d’approvisionnement et des vulnérabilités fait réellement l’objet de préoccupation au niveau européen et à l’échelle du pilotage des marchés européens ? En effet, l’affolement connu ces derniers mois laisse suggérer que ce sujet n’était pas une préoccupation essentielle.

M. Philippe de Ladoucette. La direction générale de l’énergie au niveau européen a tout de même une préoccupation relative à la sécurité d’approvisionnement. Cependant, il existe des problématiques de souveraineté nationale dans chaque pays. En effet, la délégation des éléments de sécurité d’approvisionnement à un niveau supranational peut amener certains problèmes. Après la première crise gazière en Ukraine en 2008 et 2009, la direction générale de l’énergie avait souhaité prendre en compte ce sujet de la sécurité d’approvisionnement et elle avait demandé aux régulateurs de s’en charger. La France s’y était opposée en estimant que cette responsabilité relevait du régalien et non du régulateur. À ce moment, la CRE était partie prenante du groupe de travail sur la sécurité d’approvisionnement gazière au niveau européen, mais elle ne l’était pas dans le système français.

M. le président Raphaël Schellenberger. La personne en charge au niveau français faisait-elle partie des discussions au niveau européen ?

M. Philippe de Ladoucette. Cette personne répondait à la Commission européenne lorsqu’une question lui était posée. Une des précédentes personnes auditionnées avait observé qu’un des grands problèmes de la France résidait dans le fait qu’elle n’avait jamais suffisamment investi dans la Commission européenne et je trouve ce constat parfaitement exact. L’exécutif et l’administration française ont toujours rencontré beaucoup de difficultés à traiter avec la Commission européenne. Or il est toujours possible de travailler avec celle-ci, même s’il convient de lui poser des questions préalablement aux projets plutôt que d’agir sans la consulter.

M. le président Raphaël Schellenberger. Je vous remercie, M. Philippe de Ladoucette, d’avoir apporté un nouvel éclairage sur nos travaux lors de cette audition.

*

4. Audition de M. Cédric Lewandowski, Directeur Exécutif Groupe EDF en charge de la Direction du Parc Nucléaire et Thermique (19 janvier 2023)

M. le président Raphaël Schellenberger. M. Lewandowski, nous vous remercions d’avoir répondu à notre invitation et d’être présent cet après-midi. Nous avons déjà reçu plusieurs présidents successifs d’EDF ainsi que votre collègue en charge du renouvelable et nous avons l’occasion, grâce à vous, de nous pencher davantage sur la question, entre autres, du thermique. Je rappelle que vous avez été directeur de cabinet de François Roussely entre 1998 et 2004, c’est-à-dire lorsque celui-ci était président d’EDF. J’en profite d’ailleurs pour lui rendre un hommage cet après-midi, car il nous a quittés quelques jours auparavant. Vous avez en charge la production nucléaire, qui constituait 87,3 % des 413 térawattheures d’électricité produits par EDF en 2021. Les questions de corrosion sous contrainte, de grand carénage, de plan Excell, d’ARENH, de disponibilité du parc, de prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires, de la sûreté et de la sécurité de celles-ci sont de votre ressort et elles ont émaillé les propos de diverses personnes que nous avons déjà auditionnées. Nous recueillerons donc avec grand intérêt les précisions que vous pourrez nous apporter. En outre, je précise que vos fonctions ne s’étendent pas, a priori, au nouveau nucléaire, à savoir les EPR et les SMR. Vous avez cependant également la charge des centrales thermiques, qui produisent 2,6 % de la production électrique d’EDF. Leurs atouts ne doivent pas être tout à fait sous-estimés dans l’équilibre qu’ils offrent au réseau. D’ailleurs, ceux-ci amènent de la réactivité ainsi que de la flexibilité, les coûts d’investissement sont faibles et les délais de construction sont relativement réduits. Cependant, ces centrales présentent un défaut en termes d’émission de CO2. Enfin, la question de la suppression de 12 gigawatts de capacité pilotable installée au cours des dix dernières années n’a pas encore obtenu de réponse tout à fait satisfaisante.

Nous avons reçu M. Bruno Bensasson la semaine dernière afin qu’il nous présente les activités d’EDF pour le renouvelable, dont l’hydro-électrique. Monsieur Lewandowski, vous siégez également au sein du comité exécutif d’EDF et nous comptons sur vous pour nous fournir quelques informations sur la gouvernance d’EDF et le mode de définition des choix stratégiques de cette entreprise. Je rappelle qu’un questionnaire vous a été adressé par le rapporteur et celui-ci pourra guider votre propos introductif.

L’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires impose aux personnes auditionnées par une commission d’enquête de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous invite donc à lever la main droite et à dire : « Je le jure ».

(M. Cédric Lewandowski prête serment.)

M. le président Raphaël Schellenberger. Je vous remercie.

M. Cédric Lewandowski, Directeur Exécutif Groupe EDF en charge de la Direction du Parc Nucléaire et Thermique. Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames et messieurs les députés, mesdames et messieurs, je tiens à vous remercier de m’avoir invité à témoigner devant votre commission d’enquête de mon engagement professionnel et personnel au service de la filière nucléaire française. Je pense effectivement que celle-ci se trouve au cœur de la souveraineté de notre pays.

Après avoir débuté mon parcours professionnel au sein d’institutions publiques, j’ai rejoint EDF en 1998 en tant que directeur de cabinet de François Roussely, que j’ai eu la chance de servir jusqu’en 2004. Il nous a quittés la semaine dernière et je vous remercie, monsieur le président, de lui avoir rendu hommage, car j'y suis particulièrement sensible, comme tous ceux qui ont travaillé à ses côtés. Après cette époque, j’ai occupé les fonctions de directeur de la division transports et des véhicules électriques, puis de la division collectivités territoriales. Ensuite, j’ai été nommé directeur du cabinet civil et militaire du ministre de la Défense, M. Jean-Yves Le Drian, en mai 2012. À la fin du quinquennat, j’ai souhaité travailler à nouveau pour EDF et M. Jean-Bernard Lévy m’a proposé le poste de directeur de la stratégie, de l’innovation et de la responsabilité d’entreprise. Depuis le 1er juillet 2019, je suis directeur exécutif du groupe EDF en charge de la direction du parc nucléaire et thermique. La suite de mon intervention liminaire répondra en partie aux questions du rapporteur et je vous ai adressé le détail de ces réponses.

L’énergie nucléaire est non seulement une solution d’avenir pour la production d’un bien essentiel et vital, à savoir l’électricité, mais elle doit aussi demeurer un domaine d’excellence de la France. Depuis 1896 et la découverte des rayons ioniques par Henri Becquerel, les scientifiques et les industriels français se sont en effet particulièrement illustrés dans le domaine. Je fais évidemment référence à Marie Curie, jeune étudiante polonaise qui décide dès 1897 de consacrer sa thèse à la radioactivité et qui signe l’émergence d’un nouveau territoire de la science. En 1934, Irène Curie et Frédéric Joliot ouvrent la voie de la radioactivité artificielle et, à la veille du déclenchement de la Seconde Guerre mondiale, les grands principes de la réaction en chaîne sont énoncés. Ses perspectives d’utilisation civile et militaire sont alors clairement identifiées et les Français font la course en tête.

À la Libération, le général de Gaulle décide de conforter le rôle de premier rang de la France dans le nucléaire et, dès le 18 octobre 1945, il signe l’ordonnance instituant le CEA. Ses orientations décisives seront heureusement suivies par la Quatrième République. L’engagement du CEA, puis celui d’EDF, créée le 8 avril 1946 conformément au programme du Conseil national de la Résistance et à l’initiative de Marcel Paul, alors ministre de la production industrielle, ont permis le développement de la filière française, dite d’uranium naturel graphite gaz (UNGG), dont six réacteurs construits dans les années 50. En 1969, la filière à eau pressurisée (REP) est retenue pour les nouveaux développements du parc français ainsi que les six réacteurs de Fessenheim et Bugey, dont la construction a débuté dans les années 1970. Ils constituent donc les têtes de série du programme nucléaire français, lancé le 6 mars 1974 par le Premier ministre Pierre Messmer. 52 réacteurs ont ainsi été mis en service entre 1980 et 1999, permettant à EDF d’être aujourd’hui encore le premier exploitant nucléaire mondial.

Les atouts du nucléaire sont nombreux et le nucléaire restera un outil de souveraineté. Sans entrer dans les débats savants autour de ce concept, il est clair à mes yeux qu’il est important que l’État ne soit déterminé que par sa propre volonté et par ses propres intérêts. Dans le domaine nucléaire, les questions d’indépendance énergétique, de sécurité d’approvisionnement, de compétitivité et de décarbonation relèvent très clairement de cette notion. Il est donc très important que notre nation maîtrise l’ensemble du cycle, à savoir la conception, la construction, l’exploitation et le démantèlement des réacteurs.

Par ailleurs, le caractère dual du nucléaire le rend d’autant plus essentiel. Le lien entre le civil et le militaire est en effet apparu dès la découverte de la fission et un des brevets déposés par Frédéric Joliot-Curie concernait la bombe atomique. Depuis ce moment, la dualité de l’énergie nucléaire est une réalité féconde et essentielle pour ces deux usages. Par exemple, la technologie REP, majoritairement utilisée dans les réacteurs nucléaires civils, est dérivée de celle du réacteur qui équipait le premier sous-marin à propulsion nucléaire américain en 1954. Tous les spécialistes savent que l’inscription dans la durée de la stratégie militaire nucléaire de la France passe également par un secteur nucléaire civil dynamique. Cet engagement résolu dans le nucléaire civil a été un choix stratégique de l’État pour des raisons de sécurité d’approvisionnement après le choc pétrolier de 1973. Cette décision a porté ses fruits depuis près de cinquante ans. En effet, l’énergie est une industrie de temps long et la planification ainsi que les visions à moyen et long termes sont indispensables.

Alors que la France dispose de très peu de ressources énergétiques fossiles exploitées sur son territoire, le développement du programme nucléaire a permis de fortement limiter la dépendance énergétique de notre pays. En effet, notre taux d’indépendance est ainsi passé de 23,9 % en 1973 à 55 % en 2021. De plus, ce taux d’indépendance atteint 40 % au niveau de l’Union européenne. Toutefois, l’indépendance énergétique absolue est impossible à atteindre, comme M. Jean-Marc Jancovici l’a brillamment démontré devant votre commission.

Le programme nucléaire français s’est également accompagné d’un développement des exportations d’électricité et celui-ci a largement bénéficié à la compétitivité de notre économie, en assurant historiquement une fourniture d’électricité aux industriels sur notre territoire à un prix hors taxes compétitif, stable et prévisible. Le nucléaire est un outil industriel formidable et cette filière regroupe aujourd’hui 220 000 salariés en France, répartis dans environ 3 200 entreprises, dont 80 % de TPE-PME. Le nucléaire représente une industrie stratégique dans un monde instable et en profonde mutation. De plus, son haut contenu technologique est un moteur pour l’ensemble des systèmes industriels, de la recherche et de l’éducation des pays qui le développent : la France ne fait pas exception et la dimension géopolitique du nucléaire n’aura échappé à personne. Le nucléaire constitue enfin une technologie bas carbone incontournable dans la lutte contre le dérèglement climatique, ce qui conforte encore sa vocation stratégique. Sa maîtrise est donc essentielle pour les grandes puissances mondiales. Ses bonnes performances en termes d’utilisation des ressources naturelles, son empreinte au sol tout à fait modeste et de très faibles émissions de gaz à effet de serre représentent ses atouts majeurs. En retenant la référence du GIEC, les émissions de CO2 pour produire un kilowattheure d’électricité nucléaire s’élèvent à environ 12 grammes, soit un niveau comparable à celui de l’électricité d’origine éolienne et très favorable au regard de toutes les autres énergies.

En juillet 1998, François Roussely m’a nommé à ses côtés et je n’assurais pas de fonctions opérationnelles, mais j’ai eu la chance de vivre ces années importantes pour le groupe EDF. Très rapidement, François Roussely a constaté qu’il était nécessaire d’appréhender l’arrivée imminente de la concurrence, à laquelle notre groupe ne s’était pas préparé. Or la première directive d’ouverture du marché concernait les grands consommateurs et était directement applicable dès le mois de février 1999. Nous ne disposions donc que de quelques mois avant d’aller vers le client et, cinq ans plus tard, 70 % du marché étaient ouverts.

François Roussely avait aussi jugé absurde la dynamique qui conduisait l’État à exiger une baisse annuelle des tarifs au nom de la rente nucléaire à partager. À notre arrivée, les tarifs résidentiels baissaient effectivement de 2 % par an. Or il était évident que la courbe des investissements remonterait dès lors que la question de la prolongation de l’exploitation du parc ou de son renouvellement se poserait. Grâce à un combat acharné, François Roussely est parvenu à obtenir une stabilisation des tarifs, puis une augmentation de ceux-ci, ce qui a permis de redonner de l’oxygène aux finances d’EDF. En 2003, nous sommes parvenus à une augmentation de 3 %.

En outre, le Premier ministre Lionel Jospin avait annoncé la fermeture de Superphénix en juin 1997 et cette centrale a fait l’objet d’un décret de mise à l’arrêt définitive, paru le 30 décembre 1998. Mme Dominique Voynet, alors ministre de l’aménagement du territoire et de l’environnement, défendait cette décision en rappelant que la fermeture de Superphénix était un élément constitutif de l’accord de la nouvelle majorité. Il nous est revenu de mettre en œuvre cette décision politique, peu importe les convictions qui étaient les nôtres. Aujourd’hui, le démantèlement du réacteur se poursuit et le coût total de cette opération représente environ deux milliards d’euros.

Nous avons également assisté, en 1999, à la mise en service du 58e réacteur, à savoir Civaux 2. Je souhaite également citer, parmi les points marquants du mandat de François Roussely, le développement européen de notre maison, notamment en Grande-Bretagne, en Italie et en Allemagne. La décision d’ouverture des marchés a effectivement entraîné, à la suite de la directive de 1996, une recomposition totale du secteur et EDF ne pouvait que perdre des clients en France, ce pour quoi l’entreprise devait en gagner ailleurs en diversifiant ses activités et en se montrant conquérante hors de France. En 1998, EDF représentait 18 % de la production en Europe, puis 22 % en 2003. EDF est donc devenue, en quelques années, un leader européen centré sur la France qui détenait un portefeuille de métiers équilibré, tant entre l’amont et l’aval qu’entre le régulé et le dérégulé. Au début de l’année 2004, François Roussely rappelait qu’EDF disposait d’une maîtrise qui lui permettait d’avoir parmi les prix les plus bas d’Europe, d’une production qui couvrait 125 % de la consommation nationale et d’ambitions pour préparer l’avenir. Pour rappel, son projet visait la pérennisation du haut niveau du parc nucléaire, l’amélioration du taux de disponibilité des centrales, l’engagement d’un démonstrateur EPR pour préparer les choix de 2015-2020, la pérennisation des concessions hydrauliques et le développement de l’éolien. Je souligne par ailleurs la performance du parc nucléaire à cette époque. En effet, le coefficient de disponibilité s’élevait à 83,5 % en 2005.

La préparation de l’avenir constituait un axe constant de notre travail, alors même que le parc était récent et supposé excédentaire. Les opposants au nucléaire estimaient que l’intérêt de la préparation de construction de nouveaux réacteurs était une forme de non-sens dès lors que nous exportions. François Roussely occupait une position contraire et il avait saisi le Conseil d’administration le 22 juin 2004 pour l’approbation du maintien de « l’option nucléaire ouverte » et pour recevoir l’autorisation de faire tous actes pour engager le processus nécessaire en vue d’aboutir à la construction d’une tête de série EPR. Pour rappel, le Gouvernement mettait fin à son mandat deux mois plus tard. J’appelle l’attention de la commission sur le fait que, dans les années qui ont suivi, les investissements liés aux réseaux de distribution ont principalement concentré les efforts de notre maison.

En 2010, l’échec français aux Émirats Arabes Unis fut particulièrement douloureux. Le Président de la République Nicolas Sarkozy a alors demandé à François Roussely de piloter une mission consacrée à l’avenir de l’énergie nucléaire civile et de proposer des orientations concrètes ainsi que d’éclairer les décisions que devrait prendre l’État vis-à-vis de la filière nucléaire. J’ai eu le privilège de participer à ces travaux et, après plus de 200 auditions, le rapport final a été remis en mai 2010 au Président de la République. Il est malheureusement classifié, mais une synthèse reprenant les quinze principales recommandations a été rendue publique en juin 2010. Il est notamment indiqué dans cette synthèse que la filière française est confrontée à un double défi à l’horizon 2030. Sur un plan national, il lui faudra mener à bien les chantiers des quelques nouvelles centrales, assurer le parfait fonctionnement du parc et préparer la prolongation de la durée de vie des centrales actuelles au-delà de 40 ans. À nouveau, l’ancien Président revient sur son obsession, à savoir planifier une hausse modérée mais régulière des tarifs de l’électricité en euros constants afin de permettre la préparation du financement du renouvellement du parc à long terme. Malgré la catastrophe de Fukushima survenue moins d’un an après la publication du rapport, ces propos semblent toujours d’une très grande actualité. À travers son rapport, François Roussely appelait à la nécessaire réorganisation de la filière française, dans laquelle EDF jouerait un rôle d’architecte ensemblier. Il souligne également l’impérieuse nécessité d’insuffler une nouvelle dynamique au lien stratégique entre EDF, Areva et la fédération des PME autour des champions nationaux. Depuis 2016, Framatome, composante de l’ex-Areva, a rejoint le Groupe EDF et le Groupement des industriels français de l’énergie nucléaire (GIFEN) contribue maintenant à la mobilisation de la filière.

À travers ce rapport, François Roussely évoquait également l’extension de fonctionnement des centrales à 60 ans en toute sûreté. La prolongation de la durée d’exploitation des centrales existantes au-delà de 40 ans est l’objet du programme grand carénage, engagé depuis 2014 par EDF.

Enfin, le rapport abordait les questions de formation et de gestion des ressources humaines de la filière nucléaire française. La mission avait en effet proposé d’engager un plan national de développement des compétences pour mobiliser tous les acteurs. Cependant, si des actions ont été entreprises après 2010, notamment grâce au comité stratégique de la filière, elles n’ont pas été à la hauteur des enjeux. La catastrophe de Fukushima et les choix politiques nationaux ont certainement contribué à freiner la dynamique espérée.

En 2017, j’ai retrouvé le groupe EDF, d’abord comme directeur en charge de la stratégie, de l’innovation et de la responsabilité d’entreprise. Les conséquences de la catastrophe de Fukushima étaient alors tout à fait concrètes sur la vie du groupe. En effet, des améliorations avaient été mises en place à l’initiative de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) ou d’EDF elle-même et une nouvelle alimentation électrique avait été mise en œuvre avec les diésels d’ultime secours, de même qu’une nouvelle source froide, et la force d’action rapide du nucléaire avait été constituée. L’état d’esprit s’était également modifié : j’avais quitté l’entreprise dans une situation de renaissance du nucléaire et j’y suis revenu dans une vision de décroissance inéluctable du nucléaire français. Cette vision était notamment alimentée par une perte de confiance des leaders d’opinion dans l’avenir du nucléaire dès 2012. À la demande de M. Jean-Bernard Lévy, je me suis consacré à la préparation des contributions d’EDF à la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), alors en cours d’élaboration pour la période 2019-2028. Cette PPE a finalement été adoptée le 21 avril 2020. Le cahier d’acteurs établi à l’époque avait pour ambition de faire d’EDF l’opérateur national de la transition énergétique vers un monde décarboné, prenant en compte les ENR. Par ailleurs, la capacité à disposer en temps voulu des gigawattheures nécessaires en France suppose d’opérer des choix quant au développement de nouvelles capacités nucléaires.

J’exerce maintenant la fonction de directeur exécutif du groupe EDF en charge de la direction du parc nucléaire et thermique depuis trois ans et demi. Il m’est revenu, parmi mes premières actions, de mettre en œuvre la décision de fermeture de Fessenheim. Le 30 septembre 2019, EDF a adressé la demande d’abrogation d’exploiter ainsi que la déclaration de mise à l’arrêt définitif des deux réacteurs de la centrale à la ministre de la transition écologique et solidaire ainsi qu’à l’ASN. Le premier réacteur a ensuite été arrêté le 22 février 2020, tandis que le second a été arrêté le 30 juin 2020. Dans un contexte rendu particulièrement complexe par la pression externe et la crise sanitaire, tous les salariés de Fessenheim ont eu à cœur de démontrer leur capacité à exploiter de manière performante et en toute sûreté la centrale jusqu’à la dernière minute. Ils ont, de cette manière, témoigné de la haute conscience professionnelle qui les animait et je les en remercie.

Les priorités de la direction que j’anime depuis 2019 visent toutes le même objectif pour le parc en exploitation, à savoir assurer aujourd’hui comme demain la meilleure disponibilité possible des centrales françaises en toute sûreté. Nous avons engagé le programme Start 2025, qui constitue un plan de transformation ambitieux et entièrement dédié à la maîtrise des durées d’arrêt de réacteurs, qui représentent un point primordial de la performance du parc de production nucléaire français Les premiers résultats sont encourageants mais les efforts doivent se poursuivre. Nous avons également lancé la deuxième phase du grand carénage, qui vise la prolongation de la durée d’exploitation des réacteurs existants. Pour sécuriser ce programme industriel d’un coût d’environ 33 milliards d’euros courants pour la période 2022-2028, nous portons une attention toute particulière à l’organisation industrielle. J’ai d’ailleurs réuni, dans le réseau Cap Ten (« ten » pour décennal), des industriels partenaires pour renforcer les liens, partager les savoir-faire et les pratiques, fournir une visibilité à long terme et créer les relations de confiance nécessaires.

La déclaration sur la politique énergétique nationale du Président de la République en février 2022 à Belfort a conforté notre volonté de prolonger la durée d’exploitation de nos réacteurs le plus longtemps possible et dans les meilleures conditions de sûreté. Nous n’ignorons pas, par ailleurs, que six réacteurs américains ont déjà reçu de leur autorité de sûreté une licence d’exploitation jusqu’à 80 ans de la part de leur autorité de sûreté. En outre, la crise sanitaire et les périodes de confinement ont entraîné une certaine désorganisation de la programmation et nous avons parfois dû allonger ou reporter des opérations de maintenance. Cependant, nous avons poursuivi nos activités en assurant la continuité du service public, l’approvisionnement en électricité étant plus que jamais stratégique pour le maintien de l’activité économique du pays ainsi que le bon fonctionnement du système de santé et de l’ensemble des services publics.

Un phénomène inédit, à savoir la corrosion sous contrainte des tuyauteries de circuits auxiliaires du circuit primaire, perturbe depuis plus d’un an le fonctionnement du parc nucléaire et pèse fortement sur sa disponibilité. Au-delà de la période initiale d’urgence qui a concentré toutes nos forces internes et externes, nous entrons dans une seconde phase qui consistera à réaliser des contrôles et réparations ainsi qu’à mener des actions de recherche et de compréhension du phénomène. Tout ce travail sera d’ailleurs mené en parfaite cohérence avec les prescriptions de l’ASN. Ce programme de plusieurs années, présenté à l’Office parlementaire des choix scientifiques et technologiques, le 27 octobre dernier, lors d’une audition publique, s’ouvre devant nous et je suis à votre disposition pour répondre à vos questions.

La question des compétences est évidemment centrale et elle est au cœur du dernier rapport commandé par le gouvernement à MM. d’Escatha et Collet-Billon. Alors que la filière emploie environ 220 000 personnes, nos effectifs devraient atteindre près de 300 000 personnes en 2030 pour mettre en place le programme de Belfort. En prenant en compte les départs naturels, le secteur nucléaire devrait procéder à environ 150 000 nouveaux recrutements. Cependant, des difficultés de recrutement sont rencontrées en lien avec la désindustrialisation du pays et avec la désaffection des jeunes pour les métiers techniques et du nucléaire. Par conséquent, nous nous sommes engagés, avec la filière, dans un plan de grande ampleur afin de former de nouveaux collaborateurs, de développer l’attractivité de nos métiers et de convaincre les jeunes et moins jeunes diplômés de nous rejoindre. Les efforts doivent permettre de faire évoluer la perception des futurs salariés ainsi que celles de leurs parents et de leurs enseignants. L’université des métiers du nucléaire, créée l’an dernier, a vocation à porter cet élan et les fondements posés par celle-ci dans les territoires, avec le réseau académique, le tissu industriel et les pouvoirs publics, représentent de formidables atouts. Je suis convaincu que nous trouverons les clés du renouveau en travaillant là où nos projets se déploient.

En conclusion, la poursuite de l’aventure du nucléaire civil passe par un grand projet national associant toutes les parties prenantes afin de relever les grands défis à venir collectivement, qu’ils soient humains, industriels ou financiers. La volonté et le soutien de l’État, de la représentation nationale et des élus locaux seront naturellement déterminants, de même que la mobilisation des acteurs de la filière ainsi que de l’éducation et de la formation. J’insiste enfin sur la nécessité de veiller à ce que les décisions prises s’inscrivent dans le temps long. La programmation et la persévérance constituent en effet les deux conditions sine qua non de notre réussite collective dans la durée. Le nucléaire civil est bien au cœur des enjeux de souveraineté nationale et d’indépendance énergétique, ce pour quoi je vous remercie à nouveau d’avoir pris l’initiative de cette commission ainsi que de m’avoir invité aujourd’hui.

M. le président Raphaël Schellenberger. Certaines confusions se sont produites entre le grand carénage, la quatrième visite décennale (VD4), la corrosion sous contrainte et les conséquences post-Fukushima. Pourriez-vous nous exposer les points de rencontre et les distinctions entre ces quatre grands domaines de l’activité de maintenance, en vous concentrant notamment sur la différence entre le grand carénage et la VD4 ?

M. Cédric Lewandowski. Je distinguerai trois types d’opérations pour répondre à cette question. La première relève de la maintenance courante. Effectivement, nous disposons d’un parc considérable, comprenant 56 réacteurs nucléaires, et il doit être surveillé en permanence. Il vieillit naturellement, ce qui amène des remplacements de pièces ou des entretiens, car ils sont programmés de longue date au nom d’une obsolescence connue ou car nos équipes estiment qu’un tel travail doit être réalisé. Cette vie quotidienne du parc mobilise grandement nos collaborateurs et nos sous-traitants.

La deuxième opération est relative aux visites décennales qui nous conduisent au grand carénage. En 2015, le Conseil d’administration d’EDF a décidé de rassembler en un seul ensemble financier la maintenance, les visites décennales et les remplacements des grands composants. Toutefois, les visites décennales représentent le cœur de cette opération, car elles structurent la vie du parc nucléaire français et elles correspondent à de réelles aventures industrielles en elles-mêmes. En effet, celles-ci induisent de mener un nombre considérable d’études préalables ainsi que de travaux et de modifications. Dans la pratique, sept années sont nécessaires pour préparer les visites décennales et, ensuite, environ sept années supplémentaires sont nécessaires à leur réalisation. Il existe forcément des points de rencontre entre ces diverses opérations, notamment car les sous-traitants interviennent sur les différents sujets. Les visites décennales sont le résultat d’une réflexion commune entre l’opérateur national, l’ASN et l’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire), mais elles prennent également en compte l’état du monde. Par exemple, Fukushima a joué un rôle très dimensionnant dans les visites décennales du passage de 40 ans à 50 ans. Cette situation explique que les VD4 représentent une masse de travail, de modifications et de financement cinq fois supérieure à celle des visites décennales pour le passage de 30 ans à 40 ans. Concrètement, des milliers de salariés travaillent sur chacun des réacteurs lors des travaux. Ces visites correspondent donc au cœur de l’amélioration continue de notre parc nucléaire, ce qui en fait sa force au regard des standards internationaux.

Enfin, la troisième opération concerne la corrosion sous contrainte, qui correspond à un événement totalement inédit. Il n’a aucun lien avec le vieillissement de la centrale et avec le grand carénage. Il s’agit d’un problème tout à fait sérieux et d’un défaut générique redouté depuis l’origine par notre maison. En effet, notre parc est très standardisé. Dès lors, lorsque surgit un défaut qui n’avait pas été prévu, il est possible qu’il se retrouve sur chacun de nos réacteurs. La survenue de ce défaut de corrosion sous contrainte nous conduit à ajouter un programme industriel supplémentaire aux deux précédemment évoqués. Par conséquent, l’ensemble de ces programmes représente une charge de travail extrêmement importante pour un certain nombre d’emplois de toute la filière. Par exemple, la corrosion sous contrainte mobilise davantage les métiers de soudeurs, d’usineurs et de métallurgistes.

M. le président Raphaël Schellenberger. Une partie des conséquences de Fukushima a tout de même été anticipée sur les visites décennales.

M. Cédric Lewandowski. Les visites décennales découlent d’une réflexion de l’opérateur national qu’est EDF, lequel adresse des propositions ; il revient ensuite à l’ASN de valider ou non ces propositions ainsi que d’ajouter des modifications. En outre, il est vrai que nous n’avons pas attendu la survenue des visites décennales pour lancer un certain nombre de travaux. Cependant, il nous reste à en effectuer beaucoup d’autres.

M. le président Raphaël Schellenberger. Nous comprenons que la filière nucléaire nécessite des réflexions à long terme et il apparaît que la corrosion sous contrainte ne pouvait pas réellement être anticipée. Par ailleurs, vous expliquez que les VD4 sont cinq fois plus conséquentes que les VD3. Dès lors, à quel moment cette surcharge apparaît-elle ? Quelle stratégie d’anticipation de cette surcharge est-elle mise en place ? De plus, comment le niveau d’exigence des VD4 se construit-il et quelle est la conjugaison de ce niveau d’exigence avec le possible d’un programme industriel ? Concrètement, pourrions-nous imaginer que cette ligne d’arrivée soit construite en fonction de disponibilités industrielles ?

M. Cédric Lewandowski. Nous estimons que l’avis générique pris par l’ASN en février 2021 et permettant la prolongation des réacteurs nucléaires de 900 mégawatts de 40 ans à 50 ans est un avis équilibré. Cet équilibre a été trouvé entre les exigences post-Fukushima et le rapprochement des derniers niveaux de sûreté, à savoir ceux des EPR. Cet équilibre a également été construit entre les exigences de l’opérateur ainsi que celles de l’ASN et la capacité industrielle à réaliser ce programme.

Nous estimons que le grand carénage engagé, certes ambitieux, dispose de ressources suffisantes immédiatement et au fur et à mesure de la montée en puissance de l’appareil mis en place. Concrètement, nous ne voyons pas de difficulté particulière à réaliser l’ensemble de ces travaux. Nous avons déjà réalisé sept VD4, tandis que d’autres sont lancées, et nous n’avons rencontré aucune difficulté à rassembler les personnels et compétences dont nous avions besoin. La corrosion sous contrainte ralentit évidemment un certain nombre de travaux, mais nous ne rencontrons pas de difficultés à effectuer le passage de 40 ans à 50 ans, même s’il mobilise l’ensemble de la filière.

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous vous êtes déjà exprimé devant l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) et je ne vous demanderai pas de vous répéter. Cependant, vous avez réalisé une partie du plan présenté depuis octobre et elle a été menée avec succès. Pourriez-vous apporter des précisions sur les objectifs fixés initialement et les problématiques rencontrées ?

M. Cédric Lewandowski. J’aimerais rappeler à cette commission qu’en octobre 2021, nous avons découvert un défaut que nous ne savions pas caractériser sur Civaux 1. Je souhaite d’ailleurs rendre hommage à nos techniciens qui l’ont relevé alors qu’ils ne correspondaient pas à leurs recherches. Désormais, nous avons à peu près compris le phénomène de la corrosion sous contrainte et il est infiniment complexe. En synthèse, il découle d’une série d’interactions liées au design des tuyauteries, au type d’acier, au type de soudures réalisées, à la chimie de l’eau qui circule dans ces tuyauteries et à la température : ces interactions génèrent des fissures plus ou moins importantes dans des tuyauteries auxiliaires au circuit primaire. Ce travail de recherche a été mené de manière tout à fait admirable, car nous pouvons modéliser ce phénomène et travailler sur les études de sûreté un an seulement après l’avoir découvert.

Par ailleurs, il était nécessaire d’effectuer des contrôles, mais nous ne disposions pas des outils adéquats, car nous n’avions pas connaissance de ce problème. De manière générale, la création d’un tel outil non destructif nécessite quatre à cinq ans. Cependant, il est déjà disponible un an après avoir découvert ce problème.

Depuis juillet 2022, nous avons réussi à disposer de l’ensemble des pièces de rechange dont nous avions besoin et à mettre en place un dispositif interne et externe, notamment grâce à quatre groupements d’entreprises qui ont réalisé un travail formidable. Aujourd’hui, neuf chantiers sont terminés, cinq sont à nouveau sur le réseau et quatre sont en cours de redémarrage. Plusieurs autres chantiers sont également menés en ce moment et des travaux complémentaires ont été effectués sur deux sites. Enfin, nous avons décidé de procéder à des remplacements complets de ligne sur trois autres réacteurs. Ces travaux sont donc très largement engagés et je remercie tous ceux qui s’y consacrent.

Pour l’année 2023, il a été convenu avec l’ASN de terminer le travail sur les réacteurs que nous estimons être les plus affectés, à savoir le N4 et le P’4. Sept réparations sont déjà programmées pour l’année 2023 : Nogent 1 et 2, Belleville 1 et 2, Cattenom 1 et 2 et Golfech 2. Nous avons annoncé un productible entre 300 et 330 térawattheures, car nous avons anticipé des travaux extrêmement conséquents. De surcroît, nous avons pris l’engagement vis-à-vis de l’ASN, de contrôler l’ensemble de nos réacteurs, ce qui nécessite encore de mener un certain travail. Il ne me semblait donc pas raisonnable d’annoncer devant l’OPECST que nous pourrions résoudre cette crise en moins de trois ans. Il est plus probable que des sujets liés à la corrosion sous contrainte seront intégrés aux programmes industriels lors des années 2023, 2024 et 2025. Nous essayons bien évidemment d’inclure ces travaux lors des visites décennales ou partielles afin de perturber le moins possible la production de notre parc.

M. le président Raphaël Schellenberger. Je comprends que la crise sanitaire a entraîné un glissement calendaire au niveau de la maintenance courante. J’aimerais donc désormais que vous exposiez de quelle manière des arbitrages et des priorités ont été définis entre le statut de site d’intérêt vital pour la nation et le principe de précaution sur la réduction des chantiers de maintenance sur ces sites. Concrètement, comment le dialogue s’est-il construit entre les propositions d’EDF et les arbitrages gouvernementaux ?

M. Cédric Lewandowski. La responsabilité de l’opérateur correspond à assurer le service public de la production à l’égard des concitoyens. Nos arbitrages ont donc été liés aux recherches d’équilibre que nous rencontrons en permanence. Nous veillions donc à la disponibilité d’un maximum de réacteurs pour le passage de l’hiver suivant. Nous avons d’abord connu deux mois de perturbations très intenses, suivis de six mois lors desquels nous avons connu des complications. Nous avons d’ailleurs remarqué lors de la période de confinement que nous étions parfois trop dépendants de nos partenaires pour certaines activités.

La définition de la programmation des arrêts correspond à de l’horlogerie fine, car elle intègre un nombre de facteurs et de critères très important. Cependant, le service public de l’électricité ne s’est pas interrompu pendant la crise sanitaire et aucun des éléments constitutifs de la vie du parc n’a été mis en difficulté. J’en félicite à nouveau l’ensemble de nos collaborateurs et de nos agents. Cependant, des perturbations ont tout de même été engendrées et, en l’espace de deux années, nous sommes presque parvenus à retrouver l’équilibre post-Covid-19.

M. le président Raphaël Schellenberger. De quelle manière la stratégie d’approvisionnement en combustible d’EDF est-elle construite vis-à-vis des fournisseurs, à savoir Orano, Rosatom, Urenco, etc. ?

M. Cédric Lewandowski. Notre objectif correspond à tendre vers l’indépendance et la sécurité d’approvisionnement. Dans ce cadre, notre politique est extrêmement prudente, car elle vise à la fois à constituer des stocks et à diversifier l’ensemble de nos fournisseurs selon les différentes étapes liées à la fabrication du combustible. Évidemment, le sujet principal porte sur l’uranium et nous travaillons avec des fournisseurs présents sur presque tous les continents et avec lesquels nous avons signé des contrats de long terme. Nous sommes donc sereins sur notre capacité à disposer de l’uranium dont nous avons besoin et nous n’avons jamais rencontré de difficultés sur ce sujet.

Pour la conversion de l’uranium, nous travaillons avec l’Amérique du Nord et, avant tout, avec Orano. L’enrichissement découle quant à lui principalement d’un travail avec l’Europe et, plus précisément, l’Allemagne, les Pays-Bas (Urenco), le Royaume-Uni et la France (Orano). Par exemple, 55 % des capacités d’enrichissement nous sont fournies par Orano. Enfin, la fabrication est largement assurée par Framatome, mais nous travaillons également avec Westinghouse.

Si la question sous-jacente portait sur le rôle de la Russie, je précise que celle-ci est présente de manière extrêmement modeste et la France n’est pas dépendante de la fourniture de la Russie pour faire vivre son parc nucléaire. Celle-ci remplit un certain nombre de services utiles, notamment au travers de partenariats historiques avec Rosatom et sa filiale Tenex, comme le font d’autres prestataires. Cependant, nous n’en sommes pas dépendants et je rappelle également que nous respectons l’ensemble des accords internationaux sur le sujet. Par ailleurs, la filière de retraitement de l’uranium continue à fonctionner avec la Russie et nous souhaitons mettre en œuvre la première réalisation de ce type en 2023 dans le réacteur de Cruas.

M. le président Raphaël Schellenberger. Il existe donc une stratégie de diversification et de sécurisation des approvisionnements. En cas de rétractation des marchés mondiaux en fonction des aléas géopolitiques, il serait intéressant d’offrir une comparaison entre les besoins et les capacités industrielles présentes sur le territoire national, ou immédiatement maîtrisées par les opérateurs nationaux.

Par ailleurs, il me semble que le cycle de combustible du REP dispose de deux points faibles, c’est-à-dire la conversion et le retraitement. Orano semble progresser en termes de capacités de conversion, mais celles-ci ne semblent pas disponibles à l’heure actuelle. De plus, le retraitement ne constituait pas spécialement une préoccupation française jusqu’alors. Si la situation se modifie, quelle vision avez-vous de la filière industrielle du retraitement en matière de maîtrise nationale ?

M. Cédric Lewandowski. Je suis clairement moins pessimiste que vous, car je pense que nous disposons de toutes les capacités dont nous avons besoin pour assurer notre indépendance et notre sécurité d’approvisionnement. Par ailleurs, pour la conversion, les capacités d’Orano à se développer sont très attendues et, plus nous pourrons assurer cette capacité de conversion au niveau national, plus nous serons satisfaits. À ce stade, grâce à nos partenaires en Amérique du Nord et en Europe, nous ne sommes pas préoccupés.

La question du retraitement est plus prégnante et nous cherchons évidemment à progresser vers la fermeture du cycle afin d’utiliser le moins de matière possible en la recyclant. Actuellement, seule l’usine de Tenex en Russie a la capacité d’accomplir ce travail de retraitement de l’uranium en Europe. Par ailleurs, nous avons commencé à travailler avec nos grands partenaires, préalablement au conflit russo-ukrainien, sur la possibilité d’intégrer une usine en Europe occidentale dans le cycle. Ce manque est temporaire sur la route de la fermeture du site, mais il ne représente pas un handicap pour la vie du parc.

M. le président Raphaël Schellenberger. J’aimerais désormais que vous apportiez des précisions sur les effets de l’adaptation des centrales nucléaires à l’intermittence des ENR dans le réseau, en matière de vieillissement et disponibilité. Ce sujet a souvent été abordé lors des précédentes auditions, mais il reste relativement peu documenté.

M. Cédric Lewandowski. Notre parc nucléaire français dispose de capacités de modulation dont la plupart des autres parcs nucléaires du monde ne bénéficient pas, lesquels fonctionnent exclusivement en base. La souplesse du parc nucléaire français représente une réelle force et elle nous permet de nous adapter à des variations régulières, qui interviennent pour des réglages de fréquence du réseau, pour l’optimisation d’un certain nombre de placements et pour assurer l’équilibre entre l’offre et la demande.

Nous pouvons cependant nous demander quelles sont les potentielles conséquences de cette capacité sur l’outil industriel. Il apparaît aujourd’hui que ces conséquences sont tout à fait mineures, car la modularité reste aujourd’hui assez peu utilisée. Aucune évolution sur le circuit primaire ne conduirait à des accélérations anticipées de vieillissement. En outre, le débat technique est plus dense sur le circuit secondaire, sujet sur lequel j’ai engagé une réflexion, car un certain nombre d’outils souffrent plus que d’autres. Nous souhaitons d’ailleurs travailler davantage ce sujet, car nous sommes convaincus que nous nous dirigeons vers de plus en plus de modularité en raison de l’augmentation progressive des énergies intermittentes et des effets liés au dérèglement climatique. Concrètement, ces éléments prospectifs nous interrogent sur le vieillissement accéléré éventuel que la modularité crée sur nos outils industriels.

M. le président Raphaël Schellenberger. Lors de ces dix dernières années, 10 gigawatts de capacité pilotable ont été fermés en France, auxquels s’ajoutent 1,8 GW au titre de la fermeture de Fessenheim. Au vu des craintes relatives à cet hiver, nous pourrions avoir le sentiment que cette capacité nous manque. Dès lors, quelles ont été les conditions des choix de fermeture ? De plus, les scénarios prospectifs permettaient-ils de se projeter dans un système privé de ces capacités de production pilotable ?

M. Cédric Lewandowski. Je ne peux parler uniquement que de la période lors de laquelle je suis intervenu et je n’avais pas en charge la fermeture de la plupart des moyens que vous venez d’évoquer. Cependant, la volonté de décarboner l’ensemble de nos systèmes de production électrique a conduit le groupe EDF à choisir de fermer les tranches fioul, puis les tranches charbon, qui étaient d’importantes émettrices de gaz à effet de serre.

Lorsque j’ai pris mes fonctions en 2017, la stratégie nationale bas carbone (SNBC) indiquait clairement qu’il convenait de fermer les centrales de production au charbon et qu’il était interdit d’envisager la construction de nouvelles centrales au gaz. J’ai, par conséquent, accompagné la fermeture de la centrale thermique au charbon du Havre au nom de la volonté de l’État d’en finir avec la production de charbon. Je rappelle que fermer un appareil industriel, même s’il semble appartenir au passé, reste extrêmement douloureux, car cette centrale fonctionne avec des êtres humains, auxquels il faut expliquer que leur métier et leur culture industrielle sont en train de disparaître.

Nous devions également fermer la centrale de Cordemais et une réflexion a été initiée sous la forme du projet Écocombust, car l’entreprise et ses salariés se sont mobilisés pour pouvoir poursuivre l’histoire industrielle du site. Cette centrale est d’ailleurs importante dans les moments de pointe et nécessaire à l’équilibre jusqu’en 2024, voire en 2026 et après. Les salariés ont donc porté un projet qui vise la production de pellets à partir de bois de type B afin de poursuivre la production d’électricité. Cependant, cette filière n’existe pas et il est nécessaire de la construire. Nous avons d’ailleurs produit un démonstrateur, mais nous n’avons pas trouvé de partenaire industriel en capacité de traiter les effluents du bois de type B. Un nouvel industriel, le groupe Paprec, a manifesté son intérêt l’année dernière et nous travaillons avec l’espoir de développer une nouvelle capacité de production beaucoup plus raisonnable sur le plan du développement durable. Les accords font encore l’objet de discussion avec l’État et cette perspective nous permettrait de garantir une prolongation intéressante de l’activité sur le site de Cordemais.

Au niveau des centrales à gaz, nous disposons également de quatre cycles combinés, qui produisent près de 2 gigawatts. Je vous confirme d’ailleurs que l’utilisation du thermique classique lors des périodes de froid ou de pointe reste absolument nécessaire. Les turbines à combustion (TAC) représentent quant à elles un sujet sensible, car certaines d’entre elles fonctionnent au fioul. Nous avons cependant engagé un travail visant à décarboner celles-ci en travaillant avec du biofioul et j’espère que nous aurons la capacité de mettre en place un prototype dès cette année. Ces unités beaucoup plus modestes, soit 12 TAC, démontrent également leur nécessité dans les périodes difficiles. En conclusion, nous pensons chez EDF que l’option thermique doit rester ouverte afin de passer les pointes et de traverser la période de transition, qui peut être encore longue. Nous maintenons donc une ingénierie spécialisée dans le domaine au sein de notre entreprise.

M. le président Raphaël Schellenberger. Je comprends de vos propos que les 10 gigawatts fermés durant les dix dernières années l’ont été au titre de la SNBC. Cependant, je comprends moins bien l’ordre de priorité retenu pour la fermeture des centrales au fioul et au charbon. En effet, les centrales au fioul ont été fermées prioritairement, alors qu’elles émettent légèrement moins de CO2 que les centrales au charbon.

M. Cédric Lewandowski. Je ne sais pas réellement répondre à votre question, car je travaillais au ministère de la défense à cette époque.

M. le président Raphaël Schellenberger. Nous nous demandons d’où vient l’objectif de 50 % de nucléaire dans le mix électrique proposé au débat politique en 2012 et adopté dans la loi TEPCV de 2015. Même si vous travailliez au ministère de la défense à cette époque, vous avez peut-être connaissance de certains éléments.

M. Cédric Lewandowski. Sincèrement, je n’en sais pas plus que vous. Cependant, un accord politique avait été signé en novembre 2011 entre le parti socialiste et les écologistes dans le but d’accompagner l’élection présidentielle de 2012. Il fixait un certain nombre d’éléments liés à la volonté des écologistes de diminuer fortement la part du nucléaire. L’objectif de 50 % représentait un accord politique fort dans ce contexte.

EDF est un producteur d’électricité à disposition de la nation et nous nous conformons, par conséquent, au souhait de celle-ci. Nous adhérons d’ailleurs au principe de mix énergétique, car il est important de disposer de capacités de production diversifiées. Dès lors, les énergies renouvelables représentent un axe de développement important pour EDF, notamment dans le contexte de lutte contre le dérèglement climatique. Cependant, en tant que directeur du cabinet civil et militaire, mon avis n’était pas requis sur les questions énergétiques.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous avez été en responsabilité aux côtés de François Roussely au moment de l’apogée du parc nucléaire, c’est-à-dire vers la fin des années 1990 et le début des années 2000. Je suppose que les idées de continuité, d’anticipation et de renouvellement émergent déjà à cette époque. En effet, l’effet falaise était déjà évoqué dans les années 1990 : concrètement, la grande rapidité de construction et de mise en service des réacteurs a pour conséquence que leur entretien, leur maintenance et leur renouvellement seront relativement simultanés. M. Roussely n’a pas été renouvelé dans ses fonctions, mais il est fait appel à lui en 2010 pour se pencher sur le renouveau du nucléaire. Dès lors, que s’est-il passé pendant dix ans ? Différents dirigeants d’EDF nous ont expliqué qu’ils tentaient d’augmenter les prix afin d’assurer les investissements nécessaires : ils n’y sont visiblement pas parvenus, les compétences ont décliné et un retard sur le chantier de l’EPR a commencé à se matérialiser. Aurais-je raison de croire que le rappel de M. Roussely en 2010 correspond à une période de flottement dans la décennie 2000 alors qu’il existait un besoin d’initier une nouvelle phase de réflexion sur la prolongation, l’effet falaise et le maintien des compétences pour le parc existant et le renouvellement de celui-ci ?

M. Cédric Lewandowski. Je ne souhaite pas me prononcer à la place du Président de la République Nicolas Sarkozy, qui expliquera mieux que je ne peux le faire pour quelles raisons il décide de faire appel à François Roussely. La commande passée à celui-ci fait toutefois suite à l’échec du projet aux Émirats Arabes Unis et à l’inexistence d’une « équipe » au niveau de la France. Par ailleurs, j’estime qu’il a été fait appel à François Roussely, car il est rapidement apparu comme un grand président d’EDF ainsi qu’une personne d’honnête intellectuellement et investie pour l’intérêt général. Cependant, il était impossible de mobiliser une filière avec un seul projet, à savoir celui de l’EPR de Flamanville. Il était en effet nécessaire d’engager une logique de paliers. D’ailleurs, lorsque François Roussely réunit son conseil d’administration en juin 2004, il dit clairement qu’il souhaite lancer le prototype, c’est-à-dire celui d’une série qui doit suivre immédiatement au nom de la mobilisation de la filière. Cependant, ce déploiement n’a pas eu lieu. De plus, dans les années 1998-2004, la première préoccupation de François Roussely portait sur les compétences. En effet, la filière s’est désengagée progressivement, car le niveau de sollicitation déclinait et car aucun engagement de série n’avait été pris de 2004 à 2010.

M. Antoine Armand, rapporteur. La synthèse du rapport Roussely contient un passage formulant l’idée qu’il serait bien que les deux groupes stratégiques pour la filière fonctionnent de concert et d’une meilleure manière. Pourriez-vous nous évoquer plus directement le constat dressé sur les conséquences des liens tels qu’ils existaient et du manque de coordination dans le secteur nucléaire ?

M. Cédric Lewandowski. Nous faisions face à deux groupes qui, à un moment donné, n’ont plus partagé la même stratégie. En effet, EDF estimait être un architecte ensemblier et pensait devoir aller chercher partout les meilleures capacités pour construire les meilleurs réacteurs nucléaires ; Areva, et notamment sa présidente, se voyait comme un groupe qui construisait des centrales nucléaires, ce qui n’était pas sa vocation d’origine. Notre pays a laissé se développer une forme de concurrence sur l’EPR, qui a engendré d’importantes difficultés et pertes de temps. François Roussely a donc tenté d’écrire dans ce rapport que ces divergences n’avaient aucun sens et que la filière, le parc et les capacités de développement du parc ne pouvaient être envisagés que de manière unie. Ce sujet représentait d’ailleurs le cœur de la mission qui lui avait été confiée. Il ne s’agissait pas seulement d’une querelle de personnes, il y avait aussi des divergences stratégiques que l’État n’a pas arbitrées.

M. Antoine Armand, rapporteur. Le modèle économique au sens large, ou plutôt les conditions de possibilité pour EDF d’investir correctement dans la maintenance de son parc existant et dans son renouvellement, sont également absents de la synthèse du rapport de 2010. Cependant, la commission Champsaur a travaillé après l’établissement de ce rapport. Pour quelle raison ces sujets ne sont-ils pas évoqués dans le rapport ? Quel point de vue aviez-vous sur cette question à l’époque ?

M. Cédric Lewandowski. Ce sujet ne faisait effectivement pas partie de la commande passée par le Président de la République, qui portait davantage sur des questions industrielles et de gouvernance. Toutefois, il existe certainement un défaut de réflexion collective sur le plan économique qui nous a conduits à raisonner à périmètre constant et à nous satisfaire d’un parc nucléaire formidablement compétitif. Pendant trop longtemps, nous n’avons pas raisonné en prenant en compte la question du renouvellement du parc, car il paraissait lointain et éventuellement lié à d’autres mécanismes économiques. Cependant, nous étions davantage concentrés sur la prolongation de la durée de vie du parc existant et des moyens afférents. En outre, la démarche était encore relativement modeste à l’époque et l’équilibre pouvait sans doute être trouvé plus facilement qu’aujourd’hui.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous êtes revenu chez EDF en 2017 en tant que directeur exécutif chargé de la direction innovation, stratégie et programmation. Lorsque vous avez découvert que la quasi-totalité des recommandations du rapport Roussely n’avait pas été appliquée, comment avez-vous réagi et à quelles causes l’attribuez-vous ?

M. Cédric Lewandowski. En 2010, nous n’avions pas compris pour quelle raison le rapport Roussely avait été classifié. Ensuite, il ne m’a pas fallu attendre 2017 pour constater que nos espoirs ne se réalisaient pas dans le domaine du développement nucléaire.

Par ailleurs, la catastrophe de Fukushima a changé la situation en 2011, c’est-à-dire un an après la rédaction du rapport Roussely. Concrètement, elle n’invalide pas les conclusions du rapport, mais elle crée un nouvel état d’esprit. Cet événement a ébranlé l’Occident, car il a eu lieu dans un pays industrialisé et qui dispose de très hautes compétences dans le domaine nucléaire : il a donc réinterrogé, freiné et remis en cause de nombreux programmes. Désormais, nous payons le prix de ces années perdues.

M. Antoine Armand, rapporteur. Nous avons tous en tête l’impact de l’accident de Fukushima et de l’accord électoral de 2012. Cependant, je peine à imaginer la manière dont il a pu affecter l’ensemble du système, notamment du point de vue des compétences et de la réflexion sur la prolongation des centrales au-delà de 60 ans. En effet, il semble que ces questions n’aient pas ou peu évolué pendant plusieurs années alors qu’elles concernaient la préservation d’un actif qui incombait autant à l’entreprise qu’à l’État en tant qu’actionnaire et stratège. J’aimerais comprendre s’il n’existe pas une dimension autre que le prétexte de Fukushima et de l’accord politique qui a suivi. Nous avons par exemple auditionné des membres du CSE d’EDF et ils ont évoqué l’idée de défaillances managériales sur la capacité à anticiper le besoin de recruter et d’étendre la durée de fonctionnement des centrales. Au contraire, vous semblez considérer que la catastrophe de Fukushima et l’alternance politique suffisent à expliquer une forme d’attentisme en matière de préservation de l’outil.

M. Cédric Lewandowski. Je me suis visiblement mal fait comprendre. Lorsque j’évoquais Fukushima et l’ensemble de ses conséquences sur la filière industrielle, je m’inscrivais dans une vision dynamique. L’idée du développement du nucléaire, de son renouvellement et de la construction de nouvelles centrales avait quitté le champ des priorités à ce moment. L’opinion des leaders d’opinion a d’ailleurs basculé en dessous de 50 % vis-à-vis du soutien au nucléaire. Cependant, je ne crois pas du tout que nous ayons arrêté de travailler sur le parc existant : les 58 réacteurs ont effectivement continué à fournir de l’électricité durant toute cette période et nous n’avons pas connu de difficultés majeures. Par ailleurs, le parc progresse en termes de sûreté, de sécurité au travail et de radioprotection chaque année. J’estime donc qu’il n’a existé aucune forme de relâchement pendant cette période. En outre, un renouvellement extrêmement important a eu lieu dans les années 2015, 2016, 2017 et 2018 pour pallier les nombreux départs naturels.

Par ailleurs, M. Jean-Bernard Lévy a estimé, lorsqu’il est arrivé, que la question de la prolongation de la durée du parc méritait l’instauration d’un programme spécifique, à savoir le grand carénage, qui dispose d’ailleurs d’une gouvernance et d’un budget spécifiques. Nous avons par ailleurs perdu en expérience, car environ un tiers des personnes les plus expérimentées sont parties à la retraite. Nous avons donc une courbe de réapprentissage et cette situation explique que les performances du parc peuvent parfois être moins importantes que par le passé. La nouvelle génération monte encore en puissance, mais EDF n’a jamais connu aucun relâchement sur le parc existant.

M. Antoine Armand, rapporteur. La responsabilité d’une entreprise avec un tel parc à gérer ne revient-elle pas à éviter la diminution de l’expérience de son personnel ? En effet, le remplacement des personnes à la retraite et le maintien d’un niveau de qualité et de compétences peuvent être anticipés. Je ne comprends donc pas pour quelle raison il serait normal d’enregistrer une telle rupture dans l’expérience.

M. Cédric Lewandowski. Nous avons fait face à un phénomène massif et il n’a pas été possible d’embaucher en amont autant de personnes lorsque les départs ont été aussi nombreux. Les responsables du parc de l’époque avaient tout de même mis en place des pépinières pour faire évoluer certaines personnes en profitant de l’expérience de mentors. Cependant, le mouvement de départs a été massif, ce qui a entraîné une perte d’expérience significative.

M. Antoine Armand, rapporteur. Dans quel état avez-vous trouvé le moral des personnels de l’entreprise en arrivant en 2017, c’est-à-dire à la suite des conséquences de Fukushima et d’une loi ainsi que d’une PPE qui vise la fermeture de plusieurs réacteurs ?

M. Cédric Lewandowski. J’ai retrouvé la maison EDF inquiète de manière générale. La confiance des salariés dans l’avenir de l’entreprise avait grandement chuté. Beaucoup de salariés étaient en effet réellement inquiets et préoccupés par l’avenir des métiers et de la filière, même s’ils n’avaient pas perdu confiance en leurs compétences et en EDF qui reste l’opérateur national. Nous nous posions alors des questions sur le mix énergétique dans lequel s’inscrire et sur les métiers dans lesquels il fallait investir. EDF est un producteur d’électricité et nous sommes très fiers à la fois de l’hydraulique, du thermique, du nucléaire et énergies renouvelables. Cependant, au vu de ce que représente le nucléaire en termes d’indépendance du pays et de taux de production, l’inquiétude vis-à-vis de l’avenir était explicite.

M. Antoine Armand, rapporteur. Estimez-vous qu’un retard ait été pris à ce moment-là sur l’anticipation des besoins que vous avez décrits, ce qui aurait conduit à cette juxtaposition de travaux dans des délais resserrés ?

M. Cédric Lewandowski. Je ne le crois pas. Au sujet du grand carénage et de l’anticipation, de nombreuses questions mettent l’accent sur un problème qui n’existe pas. Certes le flux est tendu et nous devons naturellement rendre des comptes en permanence, mais nous n’estimons aucunement être en difficulté pour assurer ce travail.

Par ailleurs, certains éléments surgissent soudainement. Par exemple, toute l’année qui a précédé la remise de l’avis générique en 2021 a été très dense en termes de discussion avec l’ASN et l’IRSN. Afin de trouver un équilibre entre les revendications des améliorations de sûreté nécessaires et nos capacités industrielles, nous avons mis en place des groupes de travail formels et informels. Ensuite, la liste et le calendrier des modifications supplémentaires apparaissant dans l’avis générique ont été définis in fine au mois de février 2021. Concrètement, certains éléments de délibération collective ne peuvent pas être intégralement anticipés de longue date.

J’ai tout de même souhaité, avec M. Étienne Dutheil, que les travaux soient accélérés sur le sujet du vieillissement. Cette question ne s’était pas posée directement, car à l’époque le parc était neuf et car il fait l’objet d’un rajeunissement permanent. En effet, lorsqu’une réparation doit intervenir sur une pièce à un endroit, nous dupliquons cette opération aux autres endroits où se trouve cette même pièce. Nous avons peut-être, dans ce cadre, oublié de regarder les pièces qui n’étaient pas renouvelées et qui n’entraient pas dans le programme du grand carénage. Nous avons donc créé une réflexion spécifique avec M. Étienne Dutheil et celle-ci donnera lieu à un programme de travail autour du vieillissement des pièces qui ne sont pas directement comprises dans les différentes catégories du grand carénage, tels les réservoirs, ou des pièces remplacées que je viens d’évoquer. Concrètement, nous pouvons donc améliorer notre dispositif d’anticipation sur ce sujet.

M. Antoine Armand, rapporteur. Considérez-vous que l’ASN se montre trop sévère ? Plus précisément, pensez-vous que, lors des dernières années, les prescriptions en matière de sûreté nucléaire, pour des raisons d’acceptabilité sociale, d’impacts sur l’opinion et du choc de Fukushima, ont déséquilibré EDF ? Autrement dit, l’exploitation industrielle a-t-elle été handicapée par rapport à l’amélioration de sa sûreté ?

M. Cédric Lewandowski. Je ne le pense pas, car la sûreté est la priorité absolue d’EDF. Avant même d’évoquer l’ASN, nous sommes nos premiers prescripteurs. Nous travaillons en permanence sur le sujet et nous disposons d’outils internes, d’une filière indépendante de sûreté ainsi que d’un inspecteur général de la sûreté nucléaire qui rapporte directement au président d’EDF et publiquement. Notre dispositif manifeste que la sécurité est une priorité et que nous devons continuellement l’améliorer.

En outre, l’ASN est responsable de garantir une sûreté absolue du dispositif vis-à-vis des Français. Ce travail collectif entre EDF, l’ASN et l’IRSN est extrêmement vertueux et je constate par ailleurs que nous n’avons pas connu de grandes difficultés relevant de la sûreté depuis de très nombreuses années, ce qui n’est pas dû au hasard.

Vous me demandez par ailleurs si une réglementation trop importante met en difficulté notre capacité à assurer le service de production : nous avons cette question en tête en permanence et elle concentre toute notre attention, comme celle du président de l’ASN. Les questions de la simplification et de l’intégration de ces normes de sûreté sont fondamentales. Concrètement, le travail d’entrée dans l’atmosphère de cette réglementation vis-à-vis du corps social qui doit la faire vivre constitue une préoccupation de tous les instants. À la fin du mois de décembre, nous avons tenu un séminaire avec l’ASN et l’IRSN afin d’aborder la construction des travaux relatifs à la VD4 du 1 300 mégawatts : nous regardons donc ces sujets frontalement.

M. Antoine Armand, rapporteur. La question de la prolongation jusqu’à 60 et au-delà des centrales était déjà évoquée dans le rapport de 2010. De plus, vous avez évoqué que des réflexions étaient déjà lancées sur le sujet. En outre, quels moyens peuvent-ils être mis en œuvre afin que les visites décennales suivantes soient encore mieux anticipées et étalées dans le temps ? De cette manière, la réduction de la disponibilité du parc nucléaire lorsque des chocs exogènes s’ajoutent aux travaux des visites décennales serait évitée.

M. Cédric Lewandowski. Cette question est effectivement complexe, car notre système est fondé sur un rythme décennal.

M. Antoine Armand, rapporteur. Comment cette situation est-elle justifiée ?

M. Cédric Lewandowski. Cette durée semblait la plus pertinente pour mener l’ensemble de travaux et ce consensus a d'ailleurs été validé au niveau européen par une directive. En outre, même si nous menions des travaux sur la prolongation jusqu’à 60 ans ou davantage, l’ASN se prononcerait sur chaque réacteur pour les dix ans à venir. Par ailleurs, nous disposons d’équipes de R&D et d’ingénierie de la production qui travaillent sur l’identification des éléments nécessaires à la prolongation des centrales à la plus longue échéance. D’ailleurs, le dialogue a déjà été entamé avec l’ASN ainsi que l’IRSN et nous avons tous le sentiment d’une certaine forme d’urgence. Cependant, nous n’avons pas encore défini de dates lors desquelles des réponses devraient être apportées.

M. le président Raphaël Schellenberger. Votre propos correspond-il au discours de la Première ministre lorsqu’elle indiquait travailler en lien avec EDF et l’ASN sur l’identification des réacteurs qui ne pourraient pas passer le cap des 50 ans ? Par ailleurs, avez-vous déjà identifié des difficultés majeures dans ce cadre ?

M. Cédric Lewandowski. Nous n’avons, à ce stade, pas identifié de difficultés majeures pour dépasser cette échéance. Cependant, le programme de travail sur les VD5 a été ouvert en octobre 2022. De plus, notre environnement a des impacts importants sur notre parc nucléaire et son évolution. Par exemple, si Fukushima a un impact sur les VD4, la question de l’adaptation du parc nucléaire au dérèglement climatique sera certainement fondamentale pour les VD5.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous avez indiqué, dans les réponses écrites que vous avez fournies, que seuls les réacteurs français présentaient une telle capacité de modularité. Vous ajoutez ensuite que « les variations de la puissance délivrée se traduisent par des variations de la température de certaines parties du circuit primaire qui contribuent au vieillissement des circuits et sont pris en compte dès la conception, un impact significatif sur le circuit secondaire des installations du fait du changement de température et une augmentation des arrêts de réacteurs pour des périodes allant de quelques jours à une semaine afin de respecter les critères d’équilibre ». Devons-nous considérer que le développement de la production d’électricité via des énergies renouvelables est une cause de vieillissement accéléré de nos centrales nucléaires ?

M. Cédric Lewandowski. Ce n’est pas le cas à ce jour. Cette modularité représente une force, car elle répond aux questions d’insertion des ENR dans le réseau, mais aussi d’équilibre entre offre et demande ainsi que de fréquence du réseau. En outre, nous n’avons pas constaté de traces de vieillissement accéléré du parc dû à la modularité, qui représente d’ailleurs moins de 1 % de la production annuelle. En revanche, le retour d’expérience des dernières années, diverses constatations, le dérèglement climatique et la montée en puissance des ENR m’ont amené à entamer un chantier sur cette question précise. Nous devons effectivement savoir si l’augmentation de la modularité et l’arrêt de certains réacteurs peuvent engendrer une obsolescence accélérée.

M. Antoine Armand, rapporteur. Quelles sont les causes possibles de la corrosion sous contrainte ?

M. Cédric Lewandowski. Nous ne disposons d’aucune littérature scientifique sur le sujet, car de la corrosion sous contrainte est rencontrée pour la première fois sur des circuits auxiliaires du circuit primaire. Pour être précis, seul un cas est survenu sur un réacteur japonais, mais au niveau d’un pressuriseur. Par conséquent, nous avons dû développer nos propres réflexions, qui nous ont conduits à penser que le problème ne découlait pas du vieillissement ou d’un défaut à l’origine. En revanche, elle découle d’une évolution scientifique que nous n’avions pas envisagée, à savoir le résultat extrêmement complexe de l’interaction entre le design des lignes, la température, la composition chimique de l’eau borée et le type de soudures réalisées. Il apparaît que le design des lignes jouerait un rôle déterminant, mais ce constat ne fait pas encore consensus dans la communauté scientifique. Nous avons cerné la question et j’ai demandé en octobre 2022 au directeur de la R&D d’EDF de réunir une commission scientifique composée des meilleurs experts métallurgistes du monde. Ils ont passé une semaine à Paris et nous ont auditionnés avant de conclure qu’il s’agissait effectivement de corrosion sous contrainte et que celle-ci était le résultat des interactions décrites précédemment. Cependant, le débat demeure sur l’élément déterminant dans la survenue de ce phénomène.

M. Antoine Armand, rapporteur. Comment EDF se prépare-t-elle à un défaut sur plusieurs réacteurs ou à un défaut générique ? De plus, dans ces interactions avec RTE et les autorités en matière de prévisions sur la capacité de production électrique, comment cette réalité est-elle pondérée vis-à-vis de la disponibilité prévue du parc ?

M. Cédric Lewandowski. Dans un premier temps, nous pouvons affirmer que nous avons la capacité de faire face à un défaut générique inédit, comme le prouve notre réaction face à l’émergence de la corrosion sous contrainte, pour laquelle nous ne disposions pas de capacité d’anticipation. En effet, notre maison, et même l’ensemble de la filière, a su se mobiliser de manière exceptionnelle pour gérer ce phénomène. Par ailleurs, le président de l’ASN a indiqué que les marges n’étaient pas suffisantes dans le système électrique pour pouvoir faire face à une accumulation de défauts. Concrètement, nous avons démontré que nous pouvions gérer un défaut générique de grande ampleur, mais, en revanche, nous manquons probablement de marges de sûreté face à la survenue d’autres difficultés de ce type.

M. Alexandre Loubet (RN). L’indisponibilité du parc nucléaire a menacé temporairement la sécurité d’approvisionnement électrique du pays et nous avons connu des risques de délestage. Vous avez exposé les causes de l’indisponibilité, mais dans quelle mesure cette indisponibilité pourrait-elle être due à des impératifs de réduction de la part du nucléaire qui étaient fixés par la loi ? La presse hostile au nucléaire mentionne qu’EDF n’aurait pas suffisamment anticipé les maintenances des centrales ou que cette maintenance aurait été ralentie en raison de la période du Covid-19. L’absence de visibilité donnée par les pouvoirs publics ou les va-et-vient donnés par ceux-ci auraient-ils pu conduire EDF à douter du caractère opportun des investissements à long terme ?

En outre, vous avez évoqué les enjeux en termes de ressources humaines. En effet, la relance et le programme de construction nucléaire nécessitent des dizaines de milliers d’emplois a minima. Les membres du CSE d’EDF ont cependant souligné la question du recours récurrent à des sous-traitants. Nous avons d’ailleurs pu constater les difficultés rencontrées dans le cadre du chantier de l’EPR de Flamanville. Dès lors, quelles activités pensez-vous internaliser en vue de programme de construction de réacteurs ? Ou pensez-vous plutôt vous reposer sur des sous-traitants ?

De plus, je m’interroge sur la stratégie d’export du groupe EDF. Certains acteurs internationaux, notamment russes et américains, voient leur carnet de commandes se remplir. Quelle stratégie d’export le groupe EDF a-t-il dessinée ? Sur quels marchés envisage-t-il de se positionner, ce qui pourrait éventuellement dégager une marge de manœuvre financière supplémentaire pour participer au financement du nouveau parc français ?

Par ailleurs, le CSE d’EDF nous a également affirmé qu’environ un tiers de la dette du groupe était lié aux conséquences de l’ARENH. Confirmez-vous ces propos et pouvez-vous apporter des éclaircissements sur la composition de la dette d’EDF ? En effet, celle-ci pénalise l’avenir du groupe et elle représente un enjeu important, notamment car l’État en détient une grande partie et car ce groupe a vocation à être totalement nationalisé.

L’avenir de la sécurité d’approvisionnement du pays est indissociable de l’avenir du groupe EDF. Vous venez de changer de PDG et la Première ministre lui a demandé de présenter un projet de restructuration du groupe avant l’été. Dès lors, certaines pistes sont-elles déjà envisagées sur ce point ?

Enfin, la construction de nouveaux EPR prendra de nombreuses années. En raisonnant par l’absurde, je me demande également ce qui empêcherait de prolonger nos réacteurs jusqu’à 80 ans, étant donné qu’ils sont assez similaires aux réacteurs américains qui ont eux-mêmes été prolongés jusqu’à cette échéance. De plus, la centrale de Fessenheim a été fermée sur une décision politique alors qu’elle avait été récemment remise à neuf. Dès lors, avez-vous une idée des délais et des investissements nécessaires à la relance de cette centrale si les pouvoirs publics envisageaient cette décision ? L’ancienne présidente d’Areva avait d’ailleurs confirmé la faisabilité d’une telle opération.

M. le président Raphaël Schellenberger. Si le raisonnement par l’absurde est bien sur les tribunes, une commission d’enquête parlementaire ne travaille pas forcément de la sorte. Je n’apprécie donc que moyennement l’allusion faite au cas de Fessenheim. En tant que président de la CLIS de Fessenheim, j’ai plutôt une bonne connaissance des installations et je ne me retrouve en rien dans la question que vous avez posée.

M. Cédric Lewandowski. Une de vos questions porte sur l’indisponibilité du parc et sur un lien avec une politique de maintenance qui aurait été racornie du fait d’une ambiance générale qui menait à un retrait du nucléaire : j’y réponds par la négative. À aucun moment le groupe EDF n’a relâché ses efforts sur le parc existant. D’ailleurs, les Français ne comprendraient pas que nous puissions afficher une posture strictement politique vis-à-vis d’outils aussi puissants que des réacteurs nucléaires. En effet, notre posture est d’abord technique, scientifique et industrielle et rien n’a jamais été abandonné dans la politique de maintenance. Toutefois, nous avons été confrontés à la corrosion sous contrainte en 2022, qui s’ajoutait au programme du grand carénage. Nous nous sommes donc posé des questions sur la puissance qui serait véritablement disponible. RTE nous a demandé de fournir entre 38 et 40 gigawatts au mois de décembre : nous avons consenti d’importants efforts, et nous pouvons remercier nos salariés, car nous sommes parvenus à délivrer la puissance demandée. Ensuite, RTE a demandé de fournir 45 gigawatts de puissance disponible au mois de janvier et nous avons rempli cette mission.

Les sujets des ressources humaines et de relance sont effectivement primordiaux et j’ai mis l’internalisation au cœur de mon mandat. Il nous revient de réinternaliser un certain nombre d’activités afin d’être moins dépendants vis-à-vis de fournisseurs, même si nous ne remettons pas en cause la sous-traitance et la filière. Nous avons, à ce jour, perdu des capacités, même de surveillance, d’un outil de travail sur lequel nous n’avons plus assez de prises. Nous avons, par conséquent, lancé un programme, qui sera déployé dès cette année, visant à reprendre la main sur les ouvertures et les fermetures de cuves. Nous prévoyons également de réunir à nouveau en interne certaines compétences en termes de soudage. J’ai aussi demandé à chaque directeur de centrale d’adresser des propositions de réinternalisation d’activités. Concrètement, nous cherchons un juste équilibre entre l’internalisation et la sous-traitance.

Vous évoquez également la possibilité de récupérer éventuellement des moyens financiers pour le parc actuel en nous montrant moins conquérants. Cependant, la question ne se pose pas de cette manière. En effet, nous avons heureusement noué des contrats à l’international qui nous permettent de faire vivre notre ingénierie et notre capacité à faire redémarrer notre propre filière. Les Anglais mènent d’importants projets, de même que l’Inde et l’Europe qui, depuis deux ans, pense à nouveau au nucléaire. Cette dynamique est tout à fait essentielle pour la filière et pour notre corps d’ingénierie. Je crois effectivement à l’export dans le domaine nucléaire, car il nous permet de conserver les forces dont nous aurons besoin pour mener à bien le programme de Belfort.

Par ailleurs, les sujets d’endettement du groupe excèdent mon domaine de responsabilité et M. Jean-Bernard Lévy vous a déjà exposé des éléments relatifs à l’ARENH. Effectivement, celui-ci contribue aux difficultés que nous rencontrons, car ce prix de 42 euros a été conçu plus de dix auparavant et son montant n’a pas fait l’objet de revoyure. La CRE a d’ailleurs estimé qu’il n’était pas dimensionné au coût économique réel de production.

Luc Rémont est effectivement notre nouveau PDG et il a reçu une lettre de la Première ministre, qui lui demande entre autres d’élaborer une feuille de route de son projet pour EDF. Il n’est donc aucunement question d’un projet de restructuration, mais de l’adaptation d’EDF aux enjeux majeurs à venir.

En outre, six réacteurs aux États-Unis ont effectivement obtenu une licence d’exploitation jusqu’à 80 ans alors qu’ils présentent des technologies à peu près similaires aux nôtres. Il existe aujourd’hui un consensus scientifique, technique et économique sur le fait que notre parc est adapté pour fonctionner jusqu’à 60 et la question du passage à 80 ans induit de mener des travaux d’étude, que nous avons déjà engagés, notamment avec l’Electric Power Research Institute (EPRI), l’homologue américain du CEA.

Enfin, j’ai été extrêmement frappé par le fait que l’ensemble de nos salariés ait tenu à venir travailler jusqu’au 22 février 2020 à Fessenheim, alors même que nous nous interrogions sur la dangerosité du COVID-19, ce qui prouve l’implication de ceux-ci dans le service public et l’intérêt général. Nous avons ensuite engagé le prédémantèlement et, actuellement, nous ne travaillons pas à la relance de cette centrale. Toutefois, nous estimons qu’outre le travail réglementaire à remettre en œuvre, il faudrait entre sept et dix ans pour reconstruire Fessenheim, car nous n’avions pas engagé les travaux post-Fukushima, de même que les études sur les effluents ainsi que sur la prolongation. Nous nous sommes par ailleurs engagés à faire du démantèlement de Fessenheim un démantèlement exemplaire, à la fois en termes financiers, de délais, de sécurité et de sûreté.

M. Francis Dubois (LR). Vous avez précisé que nous devons nous inscrire dans une perspective à long terme lorsqu’il est question du nucléaire. Le rapport de 2010 abordait les axes de la réorganisation de la filière française, le fonctionnement des centrales jusqu’à 60 ans et la formation des ressources humaines vis-à-vis de ces travaux à mener. Dès 2018, le CEA a indiqué qu’il était nécessaire de lancer la construction de nouveaux réacteurs. De plus, RTE soulignait l’importance de ne pas fermer de centrales nucléaires avant d’avoir rouvert celles qui faisaient l’objet de travaux de construction. Cependant, le printemps 2020 a été marqué par la fermeture des deux réacteurs de Fessenheim. Par ailleurs, la feuille de route Start 2025 prévoit les deuxièmes phases de grand carénage et vous expliquez que vous devez assurer des opérations de démantèlement. Enfin, vous avez précisé que les visites décennales s’étalaient sur de nombreuses années, c’est-à-dire environ sept ans d’études et sept de travaux, et que les VD4 étaient particulièrement importantes. En 2022, le Gouvernement a en outre annoncé un nouveau cap.

Au vu de tous ces éléments, considérez-vous que ces va-et-vient représentent un handicap pour votre entreprise ? De plus, la Première ministre vous a demandé d’établir une feuille de route, mais la feuille de route du Gouvernement s’inscrit-elle dans une perspective à long terme ?

Vous avez également expliqué qu’en 2004, il était nécessaire d’engager une tête de série nucléaire et de pérenniser les concessions hydro-électriques. Dans la vallée de la Dordogne, nous disposons de 5 gigawatts de ce type, dont 3 en STEP. Dès lors, que préconiseriez-vous pour que nous puissions avancer rapidement en matière de souveraineté hydro-électrique ?

M. Cédric Lewandowski. Mon collègue en charge du sujet a été reçu en audition par cette commission et il le connaît bien mieux que moi-même. En tant que membre du comité exécutif d’EDF, je peux tout de même souligner que la filière hydraulique française est magnifique et que nous croyons à ses capacités de développement ainsi qu’à la nécessité d’en conserver la pleine possession. En tant que patron du parc nucléaire, je ne peux que vous confirmer les optimisations et les interactions fines qui existent en permanence entre le parc hydraulique et le parc nucléaire. En effet, le parc nucléaire nécessite beaucoup d’eau et le parc hydraulique, en dehors de ses capacités propres, permet de faire vivre le nucléaire.

En outre, le programme Start 2025 ne porte pas sur le grand carénage, mais il vise l’amélioration et la productivité autour de la maintenance ainsi que des arrêts. En effet, des arrêts courts avaient tendance à s’allonger lors de ces dernières années.

Par ailleurs, EDF est une entreprise nationale à la disposition de l’État français et de ses décisions. En revanche, nous appelons au respect du temps long, car sans mener une telle réflexion, des erreurs pourraient être commises, notamment dans le domaine tarifaire. Nous devons collectivement accepter que des industries telles que la nôtre puissent être envisagées sur le long terme. Nous sommes d’ailleurs satisfaits que le discours de Belfort ait donné une nouvelle impulsion en la matière.

Enfin, l’industrie du démantèlement est particulière, car elle requiert des compétences spécifiques, comme elle fait appel à de l’innovation. Nous avons d’ailleurs l’ambition de positionner notre groupe, qui a développé la filiale Cyclife, en tant que leader européen du démantèlement. De plus, nous sommes déjà présents dans un grand nombre de pays en Europe afin de proposer nos compétences et nos talents. Une direction a été créée au sein de la société, dédiée à l’aval, déchets et démantèlement.

M. le président Raphaël Schellenberger. Au fil des auditions menées, une critique plus ou moins formulée est apparue sur la nouvelle stratégie avec les filiales à l’étranger qui se développent vers l’époque de François Roussely. En effet, il a été dit qu’une part des moyens qui nous sont aujourd’hui nécessaires sont partis à l’étranger. Disposez-vous aujourd’hui d’une vision de la contribution des activités d’EDF à l’étranger aux résultats de l’entreprise ?

M. Cédric Lewandowski. Je m’inscris en faux par rapport au procès réalisé à l’encontre des années Roussely et qui sous-entend que le développement international aurait obéré nos capacités de développement en général. Nous parlons plus souvent de l’aventure en Amérique du Sud, qui s’est avérée coûteuse et complexe, en oubliant que ces acquisitions étaient déjà réalisées quand François Roussely et moi-même sommes arrivés. Nous avons donc seulement essayé d’en contrôler les dérives et d'opérer un début de délestage.

La directive européenne de 1996 est sortie alors que nous étions un établissement public à caractère industriel et commercial. De plus, nous étions un monopole et il était donc évident que nous allions perdre des marchés lors de l’ouverture à la concurrence. Par conséquent, il était logique de se diversifier dans les services énergétiques et de mener des conquêtes structurantes. François Roussely défendait quant à lui l’idée d’un groupe européen, notamment car l’électricité ne se stocke pas. Nous avons, de cette manière, acquis London Electricity, aujourd’hui appelée EDF Energy, ainsi que Montedison, dont nous avons retiré la filiale énergétique Edison, et EnBW, pour expérimenter l’organisation spécifique des Allemands dans le domaine énergétique.

Le bilan nous semblait extrêmement positif et nous avons revendu EnBW. En outre, nous sommes aujourd’hui très heureux de compter Edison dans nos rangs. Nous maintenons d’ailleurs toute une série de compétences dans le domaine du gaz notamment grâce à cette filiale. Enfin, EDF Energy représente le cœur de notre développement, car nous sommes devenus leader en Angleterre. De plus, nous disposons d’un terrain de développement et d’une dynamique tout à fait conséquents grâce à Hinkley Point et Sizewell. Enfin, ces filiales sont bénéficiaires, ce pour quoi EDF ne doit pas regretter ces acquisitions.

M. le président Raphaël Schellenberger. L’année 1998 a assisté à la livraison de Civaux 2, la fermeture de Superphénix et la réflexion sur la poursuite du programme. Ce maintien de l’option nucléaire se conclura par le choix de construire un EPR à Flamanville. Une critique récurrente porte d’ailleurs sur le fait qu’il s’agit de la première fois qu’une paire n’est pas construite. Cette possibilité était-elle présente à l’origine de la réflexion ?

M. Cédric Lewandowski. Nous avions effectivement l’ambition de construire une tête de série, qui visait la création d’un nouveau palier. Plusieurs sites avaient été étudiés et faisaient l’objet de premiers contacts avec les élus. En conclusion, je ne pense pas qu’il était question d’une paire d’EPR, mais bel et bien d’une tête d’une série, à savoir le premier d’une série.

M. le président Raphaël Schellenberger. Quel est le coût économique réel d’un mégawattheure d’électricité nucléaire ?

M. Cédric Lewandowski. Je ne me prononcerai pas précisément, car il est nécessaire de savoir si nous parlons du coût strict de production ou du coût complet. Cependant, la définition de ces concepts n’est pas arrêtée et elle varie selon les parties prenantes. La société française d’énergie nucléaire (Sfen), société savante, a conclu que le coût cash de court terme, qui correspond environ au coût de production, représenterait entre 30 euros et 40 euros pour un mégawattheure. Cependant, la CRE avait obtenu des résultats bien supérieurs. Par ailleurs, le coût courant économique s’élèverait plutôt à 60 euros par mégawattheure selon la Sfen. Cependant, celui-ci n’inclut pas le renouvellement du parc. Dès lors, il est nécessaire de définir ce que la notion de coût complet intègre.

M. le président Raphaël Schellenberger. Nous rencontrerons des enjeux de disponibilité de matière, de cycle combustible et peut-être de développement du nucléaire à l’échelle mondiale d’ici la fin du siècle. Par conséquent, quelles perspectives étudiez-vous en lien avec ces enjeux ?

M. Cédric Lewandowski. Aujourd’hui, nous sommes principalement concentrés sur l’amélioration de la technologie que nous connaissons, à savoir la filière REP. Nous avons ouvert une nouvelle voie récemment, à savoir celle du SMR, qui correspond à de petits réacteurs s’appuyant sur une technologie existante. J’espère d’ailleurs que nous fournirons un premier design à l’État français cette année. Cependant, la communauté scientifique travaille sur d’autres hypothèses, en lien avec le sodium ou le thorium notamment, et la R&D d’EDF est en contact permanent avec ces technologies sur le plan international. Nous n’avons toutefois pas ouvert de programme spécifique sur le sujet, car nos travaux actuels sont déjà conséquents.

M. Antoine Armand, rapporteur. Le coût de production représente environ à 30 euros à 40 euros du mégawattheure et vous donnez peu d’indications sur les couches qui permettraient d’intégrer les coûts complets. Je serais donc bien en peine de caractériser objectivement l’écart entre le tarif actuel et les besoins pour l’entreprise. Pourriez-vous nous donner un ordre de grandeur sur ce sujet ?

M. Cédric Lewandowski. Je ne me lancerai pas dans l’exégèse de ce sujet qui est d’une extrême complexité et qui dépasse mes responsabilités. Je vous renvoie cependant à la future audition de Luc Rémont. Toutefois, nous avons salué les travaux menés par la CRE sur ce sujet quelques années auparavant. Elle avait fixé un coût entre 48,5 euros et 50 euros pour un mégawattheure. Ce coût paraissait raisonnable à la CRE pour faire vivre le parc existant dans son périmètre actuel. Le sujet du coût complet doit, à mon sens, inclure la question du renouvellement du parc.

M. le président Raphaël Schellenberger. En ce moment, nous votons des textes de loi dans d’autres domaines industriels ou stratégiques et nous nous assurons que les coûts complets soient bien payés à ceux qui produisent des matières premières.

Monsieur Lewandowski, je vous remercie pour la disponibilité dont vous avez fait preuve pour venir répondre à nos questions. Je salue également l’engagement de vos équipes.

*

5. Audition de M. Benoît Ribadeau-Dumas, Directeur de cabinet du Premier Ministre (2017-2020) et M. Thibaud Normand, ancien Conseiller technique Énergie (19 janvier 2023)

M. le président Raphaël Schellenberger. Nous recevons aujourd’hui M. Benoît Ribadeau-Dumas, directeur de cabinet du Premier ministre entre 2017 et 2020, ainsi que M Thibaud Normand, qui était conseiller technique énergie sur cette même période. Nous vous remercions, messieurs, d’avoir répondu à l’invitation de notre commission d’enquête et j’indique que vous avez demandé à être auditionnés ensemble, ce qui me semble tout à fait cohérent. Nous avons commencé ce cycle d’auditions en recevant d'abord des techniciens et des acteurs du domaine énergétique ; nous recevons maintenant des conseillers ; nous terminerons enfin le cycle d’auditions en recevant les décideurs.

L’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires impose aux personnes auditionnées par une commission d’enquête de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous invite donc à lever la main droite et à dire : « Je le jure ».

(M. Benoît Ribadeau-Dumas prête serment.)

(M. Thibaud Normand prête serment.)

M. Benoît Ribadeau-Dumas, Directeur de cabinet du Premier ministre (2017-2020). Monsieur le président, monsieur le rapporteur, mesdames et messieurs, vous nous avez envoyé un questionnaire préalablement à cette audition pour connaître notre position sur la situation actuelle, son évolution et ce qui a été mis en place entre 2017 et 2020.

Premièrement, lorsque nous sommes arrivés en mai 2017, le Président de la République avait été élu avec des engagements très forts sur l’accélération de la sortie des énergies fossiles. D’autres engagements avaient également été pris sur la baisse de la part du gaz, contrairement à de nombreux autres pays qui l’utilisaient comme énergie de transition.

Deuxièmement, nous n’avions pas encore effectué de hiérarchisation entre les énergies renouvelables (ENR) et aucune trajectoire budgétaire cohérente n’avait été établie pour mettre en œuvre les annonces du gouvernement précédent. Nous traitions, à cette époque, de la remise en œuvre du métro du Grand Paris, qui représentait environ 38 milliards d’euros, et du coût des six champs d’éoliennes off-shore, qui correspondait à un montant similaire. Cet enjeu budgétaire énorme asphyxiait d’ailleurs le budget des ENR alors qu’il était encore nécessaire de payer le coût du solaire lancé sous Jean-Louis Borloo. Par conséquent, nous devions dessiner une trajectoire budgétaire cohérente avec les annonces sur les ENR.

Troisièmement, Monsieur Verwaerde disait que le nucléaire en France était un « nucléaire honteux ». En effet, il était prépondérant dans la production électrique, mais il n’était pas complètement assumé. Le nucléaire était d’ailleurs en perte de vitesse dans le monde, comme le prouvent les décisions belge, hollandaise, allemande et italienne. Le gouvernement précédent nous avait légué une trajectoire qui prévoyait d’atteindre le taux de 50 % de nucléaire à horizon 2025. Cependant, ce chiffre n’était pas assumé dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et il ne correspondait pas au business plan des entreprises. Il nous revenait donc de ramener une certaine cohérence dans ce contexte, car il était difficile de penser le futur alors que les objectifs inscrits dans la loi n’étaient pas assumés. La majorité s’inscrivait globalement dans cet équilibre qui visait le plus possible d’énergies renouvelables, le moins possible d'énergies fossiles et la réduction de la part du nucléaire. M. Nicolas Hulot, alors ministre de l’écologie, portait également cette conviction.

Quatrièmement, EDF se trouvait en mauvaise situation, notamment du point de vue financier. De plus, l’entreprise entretenait de nombreux conflits avec l’Europe et les fortes difficultés rencontrées par le nouveau nucléaire minaient la confiance de la société en elle-même. Je regrette aussi que nous n’ayons pas détecté suffisamment tôt les difficultés de maintenance. En effet, le parc n’a jamais atteint les niveaux de disponibilité attendus. Par ailleurs, EDF entretenait une relation qui n’était pas saine avec ses autorités de tutelles. L’entreprise n’était toutefois pas réellement soutenue par les ministères. EDF, comme Total, est une entreprise dont le pays a besoin, mais qu’il se plaît à critiquer en permanence. EDF avait le sentiment d’être incomprise et que sa faute provenait de cette situation de malentendu.

Cinquièmement, le mégawattheure coûtait 30 euros en 2015 et 2016, mais son prix commençait à remonter légèrement lorsque nous sommes arrivés en 2017. À cette époque, l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH) était devenu une forme de protection pour EDF, même si l’entreprise était atteinte dans son compte d’exploitation par ces très bas prix du marché. Nous nous trouvions alors davantage dans une situation de surcapacité, car les prix étaient extrêmement bas, nous pouvions exporter énormément et notre consommation avait connu une certaine stabilité depuis deux ou trois ans. Certaines administrations et instances estimaient que nous rentrions dans une période nouvelle de consommation stable qui fut au cœur des discussions.

Entre 2017 et 2020, nous avons donc essayé de nous mettre en cohérence des objectifs atteignables et d’inscrire des jalons précis, différents des totems politiques, dans la PPE. Celle-ci portait déjà les germes de l’ensemble des décisions prises par la suite. Nous avons également dû nous pencher sur le sujet de Fessenheim et nous avons essayé d’améliorer la situation d’EDF sur les plans industriel, financier et de régulation, sujet sur lequel notre succès fut sans doute le plus modeste. Par ailleurs, nous avons opéré des choix en matière de recherche.

Dès le mois de novembre 2017, M. Édouard Philippe s’est battu afin que l’objectif de 50 % de nucléaire fixé à horizon 2025 soit repoussé à 2035. Pour sortir de cette incohérence entre des objectifs totémiques et des objectifs réalistes, nous avons avancé que nous ne nous inscrivions pas dans cet objectif dès novembre 2017. En effet, nous souhaitions réfléchir sereinement à notre PPE. Nous avons également essayé de réaliser une hiérarchisation des ENR, ce qui nous a menés à identifier celles qui étaient les plus rentables économiquement et les plus facilement déployables. Par conséquent, nous avons pris des décisions difficiles sur l’hydrolien et nous avons renégocié les six champs off-shore, en baissant les prix de 30%, car les prix des industriels étaient devenus inabordables, ainsi que les dispositifs permettant aujourd’hui à l’État de profiter de la manne des hausses de prix pour les ENR.

En novembre 2018, le Président de la République avait annoncé que la très grande majorité des réacteurs atteindraient leur cinquième visite décennale et que la moitié d’entre eux iraient au-delà. Cependant, il est nécessaire que l’ASN l’autorise et qu’aucun effet de série tel que la corrosion sous contrainte ne survienne. Nous avions alors dessiné une trajectoire qui se basait sur les courbes de RTE, qui prévoyaient au mieux une stabilité. Cependant, RTE avait complètement revu sa proposition trois ans plus tard. Nous avions cependant toujours pensé que ces courbes étaient trop optimistes au sujet de notre capacité à réaliser des économies d’énergie et que, par conséquent, il était risqué de se baser uniquement sur celles-ci. Dès lors, dans la PPE, toutes les décisions prises sur les potentiels arrêts de réacteurs sont subordonnées à des revues. Elles ont donné lieu à l’étude « Futurs énergétiques », sortie après notre départ et qui propose une revue intégrant nos objectifs d’électrification et une vision plus réaliste sur les efforts de consommation d’énergie. En outre, elle présente une nouvelle courbe qui reprend une tendance assez séculaire d’indexation sur la croissance.

La PPE contenait aussi certaines mentions sur le nouveau nucléaire, qui ont été difficiles à négocier dans ce contexte d’équilibre politique. Cette PPE prévoyait qu’une décision soit prise sur le sujet en 2021 : elle est finalement intervenue lors du discours de Belfort en 2022. Nous avions réellement la volonté de continuer à approfondir un certain nombre d’expertises, car les décideurs politiques et leurs conseillers doivent élucider différents éléments, tels que la confiance dans le nouveau nucléaire, son prix, son design et le moment de sa sortie. Dès lors, le Président de la République a souhaité être sûr que le nouveau nucléaire fonctionnait avant de le confirmer.

En outre, nous souhaitions pousser l’analyse scientifique jusqu’au bout, car certaines personnes ne croyaient pas à la possibilité du 100 % ENR. Pour ce faire, nous voulions documenter le sujet et faire progresser le degré de prise de conscience collective. Nous souhaitions également qu’EDF règle un certain nombre de ses problèmes industriels et que la filière se structure. Entre les annonces de 2018 et la projection de décision en 2021, certains jalons administratifs, techniques et d’expertise ont dû être posés et ils ont fait progresser la prise de conscience. En synthèse, nous avons choisi d’établir des faits qui serviraient de support aux choix politiques plutôt que de poser ceux-ci d’abord, et devoir tordre la réalité ensuite.

Par ailleurs, nous avons dû mettre en œuvre la fermeture de Fessenheim en 2020 et nous avons pris d’importantes décisions en termes de recherche. L’indignation académique était certainement sincère, mais les décisions prises n’étaient pas irréfléchies. Pour rappel, nous avions terminé le réacteur d’essai militaire, qui a contribué à la recherche, et nous avons pu sauver ITER, le réacteur thermonucléaire expérimental international, car Édouard Philippe a personnellement négocié avec le département d’énergie américain et d’autres pays. Nous avons aussi sauvé le réacteur Jules Horowitz (RJH), qui à court terme, est plus important pour la filière qu’ASTRID (Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demontsration), auquel nous avons certes renoncé. Cette décision a été prise dans le cadre d’un examen approfondi des priorités du CEA, d’une consultation des acteurs de la filière et d’un conseil de politique nucléaire, qui n’a pas remis en cause les fondements du cycle fermé du combustible, sujet sur lequel nous avons accompagné de nouveaux programmes de recherche. Nous estimions effectivement nécessaire de mener des recherches sur le combustible avant de lancer ce réacteur qui représentait un budget de 7 milliards d’euros, ce qui n’était pas raisonnable pour le CEA.

En conclusion, il me semble que nous n’avons pas suffisamment accompagné EDF dans sa transformation financière, industrielle et de régulation, même si de nombreux efforts financiers ont été consentis pour cette entreprise. Je regrette que nous n’ayons pas pu mener l’ensemble des chantiers sur EDF, notamment relatif au projet Hercule et à la réglementation européenne. Ces sujets figuraient au programme de l’année 2020, qui a assisté à l’émergence du Covid-19. Le chantier sur EDF reste donc ouvert, mais celui-ci est avant tout industriel. Je respecte énormément cette entreprise et je considère qu’elle n’a pas toujours été aidée par les gouvernements ainsi que la réglementation européenne, mais il est important de régler ce problème industriel. Le marché, l’ARENH, l’Europe et le Gouvernement n’expliquent pas à eux seuls les problèmes rencontrés par EDF. En effet, le marché n’est pas responsable de l’indisponibilité des réacteurs et le marché européen a longtemps représenté une chance pour EDF. Par ailleurs, l’ARENH doit être rénové, notamment par la fin des aberrations du droit d’option des fournisseurs alternatifs ainsi qu’au moyen d’une indexation plus raisonnable. Cependant, l’ARENH représente un instrument sain de protection du consommateur. De plus, même si les critiques sur EDF compliquent sa tâche de recrutement, certaines entreprises, comme Total ou les producteurs de plastique, connaissent la même situation tout en disposant des meilleures conduites de projet du monde.

EDF a maintenant un nouveau patron remarquable et il est nécessaire d’être attentif sur le fait que, dans le cadre de sa transformation et de sa nationalisation, l’entreprise ne devienne pas un arsenal soumis à quatre tutelles de l’État et trois autorités administratives indépendantes. En effet, nous ne devons pas oublier que le but de l’opération est de retrouver l’excellence industrielle d’EDF. De plus, j’estime que le marché européen présente des avantages, mais il doit être complété par une PPE européenne afin de coordonner les choix énergétiques. En revanche, si une hétérogénéité des choix en matière énergétique est admise, il est nécessaire de tenir compte d’une adaptation de la tarification en fonction des choix des États. On ne peut pas payer le prix marginal du gaz, quand on a décidé de ne plus dépendre du gaz.

Nous rencontrons par ailleurs un sujet d’éclatement et de politisation de l’expertise. Nous devons nous montrer attentifs à ce que chacun reste dans son rôle. En effet, les services administratifs présentent des faits objectifs et étayés aux responsables politiques. Il est cependant problématique que ces faits soient parfois tordus pour correspondre à des présupposés, qui peuvent d’ailleurs être valables ou respectables. Nous ne pouvons pas admettre qu'il soit demandé aux sachants de se taire ou de modifier leurs résultats, car leurs conclusions déplaisent. Je ne suis pas certain qu’il ait existé un âge d’or de l’expertise nationale et, aujourd’hui, nous menons de très nombreuses enquêtes publiques, notamment pour l’élaboration des PPE. Cependant, les personnes amenées à fournir les faits objectifs font souvent l’objet d’une politisation.

Par conséquent, le Gouvernement manque d’un lieu où il peut être possible que les faits soient fournis aux décideurs politiques. Il est cependant nécessaire que le système ne laisse personne orphelin. Dans le cadre de la PPE, certains acteurs défendaient une trajectoire rapide de décarbonation de l’énergie et Bercy se souciait de la situation d’EDF. Cependant, le ministère de l’économie devrait davantage se soucier du prix de l’énergie pour l’industrie, qui constituait un atout compétitif de la France par le passé. Il est, par conséquent, nécessaire que tous les intérêts légitimes soient bien exprimés dans l’organisation de l’État, comme il est important de se montrer constant, réaliste, pragmatique et souple pour établir une bonne politique énergétique. Les Allemands ont plutôt l’habitude de protéger d’abord leur industrie et, ensuite, les consommateurs ; en France, des chèques sont distribués aux consommateurs, mais il est nécessaire de se pencher sur les décisions qui les protégeront davantage sur le long terme. En synthèse, il est nécessaire de reconfigurer la politique énergétique en fonction des circonstances plutôt que de s’enfermer dans de grands totems.

M. le président Raphaël Schellenberger. J’ai le sentiment que vous décrivez quelque chose de différent de ce que le Gouvernement transmettait à la population. En effet, le mouvement de retour à la stratégie séculaire de l’énergie en France, avec les variations liées aux évolutions technologiques, ne me semble pas perçu par les Français. D’ailleurs, vous avez reconnu que la majorité était celle de la filiation de la loi de transition écologique pour la croissance verte (TEPCV) et qu’elle se retrouvait parfaitement dans la politique énergétique menée de 2012 à 2017. Les ministres de l’énergie ont successivement été MM. Nicolas Hulot, François de Rugy, Mme Élisabeth Borne, précédemment directrice de cabinet de Mme Ségolène Royal, et Mme Barbara Pompili. Celle-ci a d’ailleurs continué à produire un récit politique différent de celui que vous décrivez alors même que le discours de Belfort avait été prononcé. Dès lors, comment pouvons-nous établir une cohérence à partir de cette situation ?

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Mon propos porte sur ce que nous avons fait et non sur la manière dont cela a été compris. Cependant, M. Nicolas Hulot faisait partie du Gouvernement et ses positions sur le nucléaire étaient bien connues. Il a d’ailleurs décrit la difficulté à réconcilier la réalité et les objectifs affichés. En effet, lorsque nous lui avons présenté les conséquences des objectifs fixés à 2025, il a accepté lui-même de porter la mesure de décalage de l’échéance à 2035. Il n’a jamais indiqué qu’il avait été contraint de le faire par le Gouvernement, mais il soulignait à quel point cette décision était difficile à prendre. Dans un livre, il a écrit que certains membres obtus du cabinet du Premier ministre, notamment en me mettant nommément en cause, souhaitaient instaurer un nouveau nucléaire. Cependant, il n’en voulait pas, même s’il avait admis qu’un délai supplémentaire était nécessaire pour équilibrer le mix énergétique, car nous l’avions convaincu qu’en maintenant l’objectif à horizon 2025, des surcoûts considérables seraient enregistrés. Par ailleurs, la loi sur les ENR revenait sur des totems chers à sa famille politique, notamment par la suppression d’un certain nombre de recours dans le cadre des enquêtes publiques. M. Nicolas Hulot s’opposait à porter le nouveau nucléaire, mais nous voulions préparer le terrain en faisant passer un certain nombre de décisions, car ni la majorité ni le pays lui-même n’étaient prêts pour celles-ci.

Vous estimez que le discours que je porte aujourd’hui ne correspondait pas à ce qui était perçu à l’époque. Cependant, M. Édouard Philippe était considéré comme un suppôt du nucléaire, car il provenait de chez Areva. Je pense d’ailleurs que M. Nicolas Hulot a considéré comme une provocation la nomination de M. d’Escatha et de M. Collet-Billon dans le cadre de la réflexion sur le nouveau nucléaire.

M. le président Raphaël Schellenberger. J’entends le caractère pluriel d’un gouvernement, mais je suis surpris par l’écart important entre les objectifs stratégiques imaginés au niveau du Premier ministre et l’incarnation du ministre directement en charge de l'énergie, qui a été touché au plus profond des valeurs qui l’ont conduit à une nomination à ce poste. De plus, les ministres de l’énergie du quinquennat précédent ont tous un parcours à travers lequel ils se sont forcément opposés à ce qui transparaît dans le discours de Belfort.

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Ils ont pourtant tous porté, parfois à la suite d’arbitrage complexe, la réorientation ou la clarification du mix, qui est déjà présente en 2018 dans la PPE et qui se concrétise dans le discours de Belfort. EDF aurait souhaité que le processus soit lancé plus rapidement, mais le Premier ministre avait une forme de conviction sur la nécessité d’un nouveau nucléaire, a minima pour assurer la période de transition vers d’autres technologies. De surcroît, nous ne savions pas vers quelle forme nucléaire nous tourner à cette époque. De manière générale, M. Édouard Philippe travaille de manière très rationnelle et il avait constaté des oppositions très fortes au sein de son gouvernement, ce pour quoi il a choisi de commander de nombreuses études complémentaires afin d’établir des faits, à travers les scénarios de RTE, le débat sur le design de l’EPR, le rapport de M. Folz, afin de ne pas répéter les erreurs de Flamanville.

Je ne crois pas que les revirements de situation sur ce type de sujet représentent une bonne manière de manœuvrer en France. En effet, l’objectif de 50 % en 2025 était annoncé depuis cinq ou sept ans et notre majorité en était imprégnée. Dès lors, nous avons estimé judicieux d’établir les faits plus solidement et d’interroger EDF sur la forme de nucléaire à retenir.

M. le président Raphaël Schellenberger. Nous avons le sentiment que ces travaux sont menés un peu à l’abri des regards.

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Je ne suis pas d’accord avec ce propos. Il n’est pas possible de dire que nous travaillions à l’abri des regards au vu du temps nécessaire à l’adoption d’une PPE. En effet, celle-ci induit de mener un nombre très conséquent d’enquêtes publiques.

M. le président Raphaël Schellenberger. Nous nous penchons aujourd’hui davantage sur la compréhension du processus politique. Par exemple, nous n’avons pas connaissance du rapport d’Escatha-Collet Billon car il a été classé « secret défense ». Il n’a dès lors pas fait l’objet de communication alors qu’il aborde des éléments fondamentaux pour l’établissement de la politique énergétique lors du précédent quinquennat.

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Il a été classé de la sorte, car nous ne voulions pas établir deux rapports séparés pour, d’une part, le nucléaire civil ainsi que sa pérennité et pour, d’autre part, l’incidence d’une éventuelle perte de compétence civile en matière de défense. Concrètement, ce rapport aborde la soutenabilité de la filière nucléaire de défense française en fonction des hypothèses retenues pour le nucléaire civil, ce pour quoi il n’a pas été rendu public.

En outre, si vous considérez que les lois votées afin de mettre en place une commission nationale du débat public et un délai d’enquête publique avant chaque décision ne servent à rien et ne permettent pas de porter les sujets devant le regard des citoyens, je ne comprends pas pour quelle raison il est procédé de la sorte. Le Président de la République avait tout de même indiqué clairement, dans son discours sur le nucléaire en 2018 au moment de la PPE, tout ce qui devait être fait avant de prendre une décision sur le nouveau nucléaire.

M. le président Raphaël Schellenberger. Nous tâcherons d’essayer de rendre compréhensibles et accessibles tous les éléments qui vous ont éclairés. Par ailleurs, que pensez-vous aujourd’hui de l’objectif des 50 % de nucléaire à l’horizon 2035 ?

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Je ne suis pas spécialement favorable à de tels totems, car j’estime qu’il est nécessaire de se montrer plus souple. Cependant, le sujet revêt un caractère politique et, si le pays décide de ne pas dépendre uniquement du nucléaire pour sa souveraineté, je n’ai pas de critique à émettre. Je déplore seulement que cette volonté soit affichée à une échéance intenable et ma seule préoccupation porte sur le fait que le débat sur le mix énergétique soit éclairé.

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous avez indiqué regretter une forme de politisation de l’expertise. Plus précisément, à quel endroit localisez-vous ce phénomène dans le cadre des sujets énergétiques ?

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Il ne doit pas y avoir de jeux de rôle au sein de l’État. En effet, l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME) et la direction générale de l’énergie ne peuvent uniquement présenter les faits qui soutiennent la baisse de consommation ou de la compétitivité des ENR. De la même manière, Bercy ne peut pas uniquement raisonner en termes de sauvegarde de la trajectoire financière d’EDF. Il arrive en effet qu’un décideur soit confronté à deux positions qui ne peuvent jamais se rejoindre parce qu’aucun accord ne pourrait être trouvé sur les faits. Sur un certain nombre de sujets, on avait aussi besoin d’une expertise complémentaire.

M. le président Raphaël Schellenberger. En outre, quels rapports vous ont-ils conduit à prendre cette décision de l’abandon du projet de construction du démonstrateur ASTRID et que proposent-ils en contrepartie ? Certains rapports conseillaient au contraire la poursuite de celui-ci, même de façon dégradée. Il s’agissait d’un programme de recherche légal et la décision de l’abandon n’a pas fait l’objet d’une grande publicité. D’ailleurs, pourquoi une telle discrétion a-t-elle entouré cet événement ?

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Cette décision provient d’une impasse budgétaire. Lorsqu’il a fallu ajouter différentes contributions, nous avions orienté une partie du CEA et nous lui avions donné des objectifs de consolidation de la filière. Concrètement, nous avions demandé si celui-ci pouvait travailler avec EDF à la sécurisation de l’EPR 2. De plus, nous avons conservé ITER, RJH et le réacteur d’essai militaire, ce qui représente des montants considérables et qui avaient explosé dans des proportions inimaginables. Lorsqu’il a été demandé de renforcer le budget du CEA, nous avons souligné que celui-ci pouvait déjà épauler EDF sur le design actuel avant de préparer la génération suivante. Nous nous demandions en effet si l’EPR allait fonctionner, car il connaissait des problèmes en Finlande, en Chine et en France. D’autres personnes auditionnées vous ont dit qu’en prenant cette décision, nous portions l’intérêt caché de couper le cycle fermé du nucléaire et de fragiliser la filière, mais ce postulat est factuellement et totalement faux. Le CPN, qui est une organisation tout à fait solennelle, a d’ailleurs pour mission de se prononcer sur ce sujet et il expliquait pour quelle raison il était prématuré de lancer un tel réacteur. Cependant, cette décision n’a jamais été prise avec la volonté de fragiliser la filière, mais car il existait une impasse budgétaire massive au niveau du CEA en même temps que des explosions de budget sur d’autres lancements de réacteurs.

M. Thibaud Normand, ancien Conseiller technique Énergie. Dès le deuxième semestre de l’année 2017, la question de la pertinence industrielle d’engager la construction du démonstrateur s’est posée. Cette pertinence était clairement remise en question par des acteurs industriels du nucléaire, car le réacteur, qui était un démonstrateur industriel, devait donner lieu à la construction d'un grand nombre de réacteurs d’une nouvelle génération, c'est à dire des réacteurs rapides au sodium. Ils allaient percuter un parc de troisième génération, composé d’EPR et d’EPR 2, qui sera en service entre 2035 et 2050. L’intérêt industriel se déplaçait donc vers la seconde moitié du siècle, ce qui a nécessité d’établir des alternatives en termes de recherche. L’idée d’un petit ASTRID ou d’un programme de simulation relève de la recherche, car il correspond à l’idée d’un réacteur expérimental. Nous avons ensuite demandé au CEA d’instruire ces options et le nouvel administrateur général a été nommé à la fin du premier trimestre de 2018 : il a pris en charge le sujet dès son arrivée et il a nourri la décision de l’État d’orienter les travaux vers le multirecyclage en REP et vers la recherche sur le cycle combustible des réacteurs rapides. Cette deuxième option a été retenue vis-à-vis de la construction d’un réacteur expérimental.

Pour rappel, RJH est un réacteur d’irradiation des matériaux et il est essentiel à la recherche nucléaire ainsi qu’à la bonne exploitation des EPR 2 qui font l’objet actuellement d’un débat public, ce qui a encouragé EDF a contribué au financement de sa prolongation. Du point de vue de la forme, les orientations principales de la PPE ont été rendues publiques en novembre 2018 par un discours du Président de la République et une conférence publique donnée par François de Rugy. Le maintien du cycle fermé du combustible en s’appuyant sur le multirecyclage en REP figure bel et bien au sein de celles-ci. Le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie, plus détaillé, comprenait ces orientations de manière très explicite.

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous avez évoqué la nécessité d’une coordination de la stratégie énergétique à l’échelle européenne. Au vu de la difficulté rencontrée sur la mise en place de la taxonomie, je peine à imaginer de quelle manière il est possible de projeter ce sujet dans le temps sans en faire un totem.

M. Benoît Ribadeau-Dumas. J’ai conscience de cette complexité. En effet, il est toujours nécessaire de faire des compromis et de prendre des décisions douloureuses vis-à-vis des sujets européens. Par ailleurs, les interconnexions devraient représenter des opportunités pour la France. Au vu de notre capacité actuelle, nous devrions effectivement être les grands gagnants de ce système. Le marché européen peut être largement critiqué, de même que l’inflexibilité de la Commission européenne, mais l’Europe n’est pas responsable du fait que nous ne soyons pas gagnants au sein du système. À cette époque, la situation était tellement contentieuse sur la situation d’EDF que toucher une pièce du puzzle devenait une entreprise de déstabilisation. Concrètement, la Commission européenne voulait traiter l’ensemble des sujets et nous comptions réaliser ce travail en 2020, mais il a été perturbé par la crise sanitaire.

Par ailleurs, l’ARENH est un dispositif transitoire qui n’a jamais été validé et il avait vocation à régler un précédent contentieux. Cependant, je pense profondément que l’ARENH n’est pas mauvais en soi, car il a vocation à garantir que le consommateur puisse bénéficier d’un tarif accessible, de même que l’industrie. Il aurait cependant été légitime d’indexer ce tarif à l’inflation et il est absurde qu’il représente une option au bénéfice des fournisseurs alternatifs. Sous cette réserve, je ne vois d’ailleurs pas de meilleur système pour le prix du nucléaire.

M. le président Raphaël Schellenberger. Lors d’une audition précédente, le directeur de l’énergie nous a précisé que l’hypothèse que l’ARENH puisse être supérieure au prix de marché n’avait pas été envisagée.

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Le prix tellement bas de l’électricité expliquait la mauvaise situation d’EDF lorsque nous sommes arrivés.

M. Thibaud Normand. Lorsque nous évoquons une PPE européenne, nous intégrons le sujet de la sécurité d’approvisionnement à cinq ou dix ans. La Commission européenne a d’ailleurs initié un travail avec des règlements spécifiques sur la sécurité d’approvisionnement en électricité et en gaz, mais des progrès supplémentaires peuvent encore être enregistrés au niveau technique afin de s’assurer que la sécurité d’approvisionnement française s’intègre dans une vision européenne, quelle que soit la source de production d’électricité ou d’approvisionnement du gaz.

M. le président Raphaël Schellenberger. Il est toujours surprenant de constater que les évolutions nationales du système de production électrique se sécurisent par les interconnexions.

M. Thibaud Normand. Dans la PPE que nous avons préparée, la question de l’arrêt d’un certain nombre de réacteurs existants a été subordonnée à celle de la sécurité d’approvisionnement et à la décarbonation globale de l’électricité en Europe vis-à-vis des réacteurs dont l’arrêt était anticipé. Nous nous soucions donc de la sécurité d’approvisionnement et de ce qu’il se passait dans les autres pays dans le cadre du débat sur la possibilité d’arrêter des réacteurs plus tôt. Concrètement, nous nous assurions que les décisions n’entraînent pas une augmentation de la production au charbon de l’autre côté du Rhin.

M. Antoine Armand, rapporteur. Lorsque vous êtes arrivés aux responsabilités, des annonces de décalages de l’horizon temporel sont intervenues très rapidement en lien avec l’atteinte de l’objectif de 50 % de nucléaire dans le mix énergétique. S’agit-il d’un fondement avant tout technique relatif à l’incapacité technique pour respecter cet objectif ou s’agit-il d’une décision politique qui entame un revirement ?

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Édouard Philippe ne voulait pas faire semblant de croire que ce qui était écrit dans cette loi votée par le gouvernement précédent était applicable. Dès lors, il convenait de ne pas réaliser une PPE intégrant cette incohérence fondamentale qui empêche de raisonner normalement sur des choix énergétiques qui nous engagent tous. En revanche, Édouard Philippe a souhaité porter un discours de vérité sur la politique énergétique en expliquant de manière scientifique la situation. Il a ensuite indiqué à Nicolas Hulot que l’objectif de 2025 ne pouvait être maintenu.

M. Antoine Armand, rapporteur. Cette décision enclenche un changement radical de vision. Par conséquent, je me demande comment le ministre Nicolas Hulot, qui sait certes qu’il appartient à une majorité plurielle, a accepté ce revirement sans contrepartie.

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Il était évidemment difficile pour lui de reconnaître que des convictions qu’il portait depuis longtemps n’étaient techniquement pas réalisables à court terme. Il croyait profondément à la nécessité de rééquilibrer le mix énergétique avec davantage d’ENR et il a accepté de porter des dispositions qui accéléraient le développement de celles-ci. Il avait aussi soutenu l’interdiction des centrales à charbon et de l’exploration pétrolière. Dès lors, des compromis ont été réalisés pour faire accepter la situation.

M. Thibaud Normand. Le plan climat avait été présenté par Nicolas Hulot lors de l’été 2017 et il mettait en exergue la décarbonation avec l’horizon de la neutralité carbone. Dès lors, nous avons essayé d’inscrire le nucléaire dans un débat moins passionné, dans lequel la part du nucléaire dans le mix électrique n’est plus un objectif premier.

M. Antoine Armand, rapporteur. Édouard Philippe a récemment déclaré la chose suivante : « J’aurais aimé ne pas avoir à fermer Fessenheim ». Comment abordez-vous cette question à votre arrivée aux responsabilités ? Souteniez-vous une position de non-fermeture de Fessenheim au vu des échanges avec les ministres de l’économie et de l’écologie ?

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Cette décision représentait un engagement du Président de la République, qui s’était inscrit dans la continuité des annonces précédentes. Les conditions d’indemnisation d’EDF ont été renégociées. En 2017, il était prévu de mettre cette décision en œuvre, car Flamanville devait ouvrir en 2019. De plus, nous n’avions pas besoin de Fessenheim pour assurer la sécurité d’approvisionnement. Nous avons cependant rediscuté en interne à Matignon de Fessenheim au moment du nouveau décalage de l’ouverture de Flamanville. Cependant, la quatrième visite décennale du premier réacteur n’était pas inscrite dans le plan de grand carénage depuis 2015 et il était impossible de réaliser celle-ci en urgence. Nous nous sommes demandé s’il était judicieux de dissocier les deux réacteurs, c’est-à-dire de fermer le premier et de consentir des investissements pour la prolongation du second. RTE avait assuré que Fessenheim n’était pas nécessaire à la sécurité d’approvisionnement du territoire, avec notamment l’appoint de Landivisiau à l’Ouest. Concrètement, le sujet a été rouvert en 2019, une fois l’EPR de Flamanville reporté à 2022 selon l’analyse de l’ASN, et nous avons ensuite pris la décision de ne pas conserver un seul des deux réacteurs au vu des éléments énoncés précédemment.

M. Antoine Armand, rapporteur. Quelle vision de l’EPR avez-vous à votre arrivée aux responsabilités ? J’imagine que vous aviez conscience que la date annoncée d’ouverture ne serait pas assurée. Dès lors, une discussion a dû porter sur le fait de fermer Fessenheim en découplage de l’ouverture de l’EPR qui reste incertaine.

M. Thibaud Normand. En juillet 2017, EDF prévoyait une ouverture de l’EPR en 2019. Au printemps 2018, les problèmes sur les soudures ont été officialisés et EDF a essayé de convaincre l’ASN qu’il était possible de démarrer le réacteur en 2020 sans réparer les soudures. Dans la pratique, EDF a posé un choix stratégique, mais l’ASN a imposé les réparations via des procédés qui n’existaient pas et qu’il a fallu développer. Dès lors, un nouveau décalage est intervenu en 2019 pour fixer la date d’ouverture à l’année 2022. La quatrième visite décennale du premier réacteur devait intervenir en mars 2020, ce pour quoi aucune question ne se pose plus sur sa prolongation à ce moment. Par ailleurs, le rétroplanning de la fermeture de Fessenheim intégrant les aspects réglementaires et sociaux montre que certains éléments devaient être réalisés dès l’été 2019 pour qu’EDF puisse engager cette fermeture. Le déphasage a été rapidement étudié, EDF n’était pas demandeur, et il n’a pas été retenu dans ce contexte.

M. Antoine Armand, rapporteur. J’aimerais obtenir des précisions sur le délai entre la sortie du rapport d’Escatha-Collet Billon, dont on comprend qu’il propose la réouverture de tranches, et le discours de Belfort. Pour rappel, l’année 2018 a enregistré le niveau de confiance le plus bas dans le nucléaire en France. Plus précisément, pourriez-vous nous décrire l’instruction qui permet d’amener au discours de Belfort ?

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Ce rapport n’est pas la seule source ayant mené à la prise de cette décision, il y a aussi la PPE et le discours du Président de la République de 2018 cite clairement les jalons scientifiques, administratifs et régulatoires qu’il souhaite voir étudier avant que la décision soit prise en 2021. Nous avons donc essayé d’indiquer de manière transparente quelles informations complémentaires permettraient de prendre une décision éclairée sur le nouveau nucléaire en 2021. Le rapport aborde également la question de soutenabilité de la filière, c’est-à-dire le délai dont nous disposions avant de devoir prendre une décision. Cependant, il ne se prononçait pas sur le design du nouveau nucléaire, sur la régulation ou sur la possibilité d’un scénario avec plus d’ENR et de batteries à un horizon de temps compatible avec les VD5. Outre ce rapport, il était encore nécessaire de franchir plusieurs jalons avant de pouvoir prendre une décision. Concrètement, le plan annoncé en 2018 a été suivi pour nourrir la décision qui est finalement intervenue en 2022.

M. Thibaud Normand. En 2021, tout le monde avait conscience que le moment où interviendrait la décision serait un élément pris en compte dans le cadre des élections présidentielles et législatives. Dès lors, il était opportun d’amener tous les éléments nécessaires à la prise de cette décision suffisamment en amont du moment des élections afin que le nouveau nucléaire recueille l’engagement politique nécessaire, qui n’existait pas à notre arrivée en 2017.

Du point de vue technique, il n’existe pas de projet de nouveau nucléaire à décider en 2017. À travers la PPE, nous demandions la démonstration que la filière maîtrisait un programme industriel de la taille de trois paires d’EPR 2, ce qui a conduit au rapport Folz, qui jette un regard particulièrement cru sur l’EPR de Flamanville. Cette démarche a également conduit à un plan d’amélioration de la qualité industrielle, à savoir le plan Excell, et à la précision par EDF de ce qu’est le modèle EPR 2. En effet, diverses orientations avaient été décidées et elles avaient fait l’objet d’une nouvelle demande auprès de l’ASN pour recevoir des orientations de sûreté. Par exemple, la question des sites faisait l’objet d’une demande de notre part et EDF a mené des études sur le sujet. Toutes ces études faisaient donc partie de la commande passée à EDF, de même que le rapport RTE-AIE sur la faisabilité technique du mix 100 % ENR et des autres options du scénario Énergies 2050.

M. Antoine Armand, rapporteur. Vous êtes arrivés au moment où la Cour des comptes mettait en lumière la gabegie financière qu’a été le soutien à un certain nombre de filières des ENR. Par ailleurs, les objectifs d’implantation des ENR n’étaient pas atteints lorsque vous êtes arrivés et un retard supplémentaire a depuis été enregistré. À ce moment, quels types de décisions prenez-vous du point de vue industriel sur les ENR pour contrecarrer les orientations et à quelles causes attribuez-vous le retard pris par le passé et qui continue d’être pris entre 2017 et 2022 ?

M. Thibaud Normand. Un travail d’élagage a été réalisé au niveau des ENR, car nous n’observions pas de réalité industrielle ou de baisse de coûts à notre arrivée. Pour l’hydrolien, le volume de projets à susciter pour parvenir à atteindre des coûts même de 150 euros par mégawattheure était énorme. Nous n’avons donc pas lancé les appels d’offres. Pour rappel, l’éolien off-shore devenait compétitif et l’hydrolien, qui est une énergie marginale, ne le serait visiblement jamais. De plus, nous avons orienté la biomasse vers la chaleur via une forte augmentation du fonds chaleur et nous avons mis fin à des appels d’offres de projets pour produire de l’électricité à partir de biomasse à un coût élevé. Au niveau des grandes filières, nous avons mis l’accent sur le solaire au sol, qui atteint des prix tout à fait compétitifs.

Pour l’éolien off-shore, nous avons fait face à une phase de vérité des prix. En effet, les conditions de plusieurs projets qui avaient été lancés ne correspondaient pas à ce qui était observé dans les pays voisins. Nous avons mené des négociations afin de dessiner une nouvelle programmation champ par champ, associée à des dispositions législatives qui ont réformé la procédure de concertation. Nous avons inversé l’ancienne logique et, désormais, le débat public a lieu par façade en simultané sur l’ensemble des façades maritimes. De plus, l’éolien off-shore pose un enjeu calendaire que nous avons identifié comme une montée en puissance de la filière afin de massifier cette énergie entre 2030 et 2035, ce qui correspondait à la durée de 50 ans et à la date d’arrêt de certains réacteurs dans la PPE.

M. Antoine Armand, rapporteur. François Brottes était président de RTE lors de l’élaboration de la loi TEPCV à l’Assemblée nationale et il avait poussé l’objectif politique de 50 %. Il nous a expliqué que, lorsqu’il est arrivé à la tête de RTE, il s’est rendu compte que le réseau n’était pas capable d’assumer une telle charge à l’horizon temporelle fixée. Il a également évoqué l’identification d’un goulot d’étranglement à partir des hivers 2022-2023 en prenant en compte la fermeture de Fessenheim et les capacités pilotables qui avaient déjà fermé. Avez-vous bien reçu ces alertes et comment y avez-vous réagi ?

M. Thibaud Normand. Dès le début du quinquennat, nous avons remarqué que les marges diminuaient progressivement. D’année en année, nous surveillions donc des trajectoires qui tangentent le critère de défaillance des trois heures par an en espérance. Les situations de Fessenheim et de Flamanville ont évidemment évolué tout au long de la réalisation de ces bilans prévisionnels, mais RTE a affiné de plus en plus, dans ses prévisions, la disponibilité du parc nucléaire existant avec le fait que des VD4 étaient opérées dès 2019. RTE prenait en compte le fait que les visites décennales dureraient deux mois de plus que ce que déclarait EDF et la décroissance de la disponibilité. La décision administrative n’a pas été prise brutalement sur la fermeture des centrales à charbon pour cette raison. Par ailleurs, nous nous situions dans une logique d’introduction du plafond des heures de fonctionnement et de sécurisation du réseau électrique du Grand Ouest par le maintien de la centrale de Cordemais entre 2024 et 2026. Cependant, au-delà de cette sécurité liée à Cordemais, nous n’avions pas besoin, au vu des bilans prévisionnels, de prendre davantage de dispositions que celles-ci.

M. Francis Dubois (LR). Monsieur Benoît Ribadeau-Dumas, vous avez rappelé que l’équilibre politique était complexe lors de votre arrivée, de même que l’héritage du quinquennat précédent. Dès novembre 2017, vous prévoyez que le mix avec 50 % de nucléaire sera reporté à 2035. De plus, dans la PPE de 2018, vous dites que le parc nucléaire subsistera à 50 ans. Cependant, vous avez signalé également qu’il vous était difficile de prendre une décision sur la projection relative au nucléaire. De plus, M. Yves Bréchet nous a indiqué qu’il avait remis un dossier en 2018 qui n’a visiblement pas été lu. Celui-ci précisait qu’il n’était pas judicieux de fermer les centrales à charbon ou nucléaires avant d’avoir ouvert les six réacteurs en construction. Par ailleurs, certaines prises de décisions ont manqué de cohérence.

Vous avez également indiqué que l’ARENH était un bon outil et qu’il aurait été intéressant de l’actualiser. Cependant, M. Philippe de Ladoucette nous a signalé qu’un décret devait être publié dès 2014 sur l’actualisation de l’ARENH. Le 1er janvier 2016, il avait envoyé une lettre qui proposait un ARENH évolutif. Vous êtes arrivés aux responsabilités en 2017 : vous auriez pu, par conséquent, déployer ce caractère évolutif de l’ARENH. Pourquoi ne l’avez-vous pas fait ?

Vous nous dites aussi qu’il était très difficile d’effectuer des prévisions sur le contexte nucléaire et les projets afférents. Vous avez ajouté qu’il était nécessaire d’attendre 2021 pour prendre une décision. Cependant, vous avez arrêté Fessenheim en 2020 et vous assumiez l’arrêt d’ASTRID. Je pense que gouverner, c’est prévoir, et dans le domaine du nucléaire, les perspectives à 15 ans ou 20 ans sont importantes. Concrètement, attendre pour prendre une décision engendre certains problèmes relatifs au mix énergétique.

Vous avez en outre expliqué que l’arrêt du programme ASTRID découlait d’un arbitrage budgétaire. Toutefois, gérer un pays ne revient-il pas à poser des choix politiques forts ? Gérer un pays correspond-il à donner satisfaction à son équilibre politique compliqué ou à prévoir et anticiper une souveraineté énergétique et électrique ? Vous concluez enfin votre propos en disant que vous êtes attaché au fait que le prix de l’électricité soit acceptable pour l’industrie. Cependant, si la prise de décision avait été privilégiée à la préservation de l’équilibre politique, nous ne serions peut-être pas soumis à de tels coûts de l’électricité, qui sont certainement plus préjudiciables pour les TPE, les PME et les artisans bouchers et boulangers, que pour la grande industrie, du moins au niveau de ma circonscription.

Vous soulignez également que l’éolien avait coûté extrêmement cher et je ne le remets pas en cause. Cependant, 49 % des ENR sont produits par l’hydro-électricité. Entre 2017 et 2020, qu’avez-vous fait pour le renouvellement des concessions électriques ?

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Tous les gouvernements de la Cinquième République ont connu des équilibres politiques et je ne pense pas avoir dit que le nôtre était particulièrement difficile à mettre en place. Nous devions évidemment respecter un équilibre avec le ministre de l’écologie présent lors des 18 premiers mois du gouvernement d’Édouard Philippe et qui portait des positions connues de tous. Celles-ci correspondaient d’ailleurs à la position d’une large partie des Français à ce moment. La loi qui avait été votée par le Parlement reflétait la majorité de l’opinion. Nous devions donc préparer le terrain progressivement en affichant que nous souhaitions sortir des énergies fossiles. Vous estimez que nous avons commis une erreur en fermant les centrales à charbon et je vous laisse la responsabilité de vos propos, mais cette position ne correspond pas à celle du gouvernement de l’époque. Fermer les centrales à charbon représentait donc un choix politique. Notre processus de décision a nécessité de changer un certain nombre de lois via notre majorité et nous avons proposé, à notre arrivée, de passer l’horizon de 2025 à 2035 pour le 50 % de nucléaire dans le mix énergétique.

Nous nous sommes également montrés très clairs dès le début sur le sujet du charbon, tout en laissant ouvertes les soupapes nécessaires à la sécurité d’approvisionnement. Si nous nous comparons à la manière dont la Belgique et l’Allemagne ont fermé leurs centrales, il apparaît que nous avons mis en place des dispositifs qui permettaient de pallier les difficultés. Nous avons également pris certaines décisions sur le stockage du gaz et nous nous en félicitons aujourd’hui. Par ailleurs, je ne dis pas que nous étions otages d’une situation politique et Édouard Philippe n’a pas cherché à donner des gages aux uns et aux autres. Au contraire, il a porté la mise à plat d’une politique énergétique.

En outre, le sujet d’ASTRID a effectivement représenté un choix budgétaire. Cependant, ce type de choix est opéré continuellement à Matignon, car les budgets ne permettent pas de financer l’ensemble des projets. Nous en avons repoussé certains et nous avons opté pour des solutions plus abordables afin d’atteindre le même objectif, c’est-à-dire un travail sur la fermeture du cycle. A posteriori, je ne peux pas dire que je regrette d’avoir conseillé cette décision.

Enfin, nous avions effectivement reçu le rapport de M. Bréchet, mais nous en avons reçu de nombreux autres, ce qui nécessite d’opérer des choix. Nous devions faire en sorte que ceux-ci soient éclairés par des faits et nous devions rapprocher les positions autant que possible. De cette manière, les choix peuvent être rationnels et portés dans la durée. M. Bréchet n’a pas apprécié que son avis n’ait pas été écouté et il a le droit de le dire. Cependant, cette situation ne doit pas le conduire à annoncer que nous avons pris des décisions à la légère, car cela n’est pas vrai.

M. Thibaud Normand. Au sujet de l’ARENH, la situation était bloquée au niveau de la Commission européenne à notre arrivée, car elle avait clairement expliqué que le dispositif ne lui convenait plus, qu’elle ne validerait aucun décret que nous n’avions pas le droit d’y toucher. Nous avons essayé de faire évoluer le plafond et le prix deux ans plus tard, mais la Commission européenne s’y opposait. Nous avons constaté et écrit dans la PPE que nous devions nous projeter dans la régulation d’après et l’ambition que nous avions, qui n’est pas tenue, correspondait à l’implémentation, dans les textes, de la régulation qui prendra la suite de l’ARENH en 2025.

M. Benoît Ribadeau-Dumas. J’entends de la frustration dans vos propos, Monsieur le député, et je la partage. Je rappelle toutefois que la situation d’EDF était extrêmement contrainte, du fait que l’ARENH était un compromis non autorisé mais toléré par la Commission européenne à la suite d’un contentieux précédent qui n’avait jamais réellement été soldé. En outre, notre ambition en 2020 correspondait au traitement de ce problème afin de redonner un cadre cohérent de mise en œuvre des objectifs politiques qui étaient les nôtres à cette époque. Cependant, la crise sanitaire est intervenue.

Édouard Philippe a essayé de traiter le problème d’EDF, qui était coincée dans sa régulation. M. de Ladoucette a dit que nous aurions pu augmenter et indexer l’ARENH : nous avons essayé de le faire, mais cette mesure aurait créé un conflit supplémentaire avec la Commission européenne. Nous cherchions alors plutôt à trouver une voie de résolution de l’ensemble des conflits (hydroélectricité, mise en concurrence, ARENH, Hercule…). Il est donc un peu facile de dire qu’il suffisait d’augmenter l’ARENH, alors que la situation qui nous avait été léguée ne le permettait pas.

M. Francis Dubois (LR). Je n’ai pas dit qu’il fallait s’inscrire dans une situation de conflit, mais vous aviez la possibilité de travailler sur le tarif de l’ARENH. Mener ce travail correspond d’ailleurs plutôt à régler les problèmes qu’à se mettre en conflit avec l’Europe. Aujourd’hui, la frustration porte sur les 66 millions de Français, qu’ils soient simples administrés, chefs d’entreprise ou artisans, et qui paient leur électricité trop cher, car nous avons perdu notre souveraineté.

M. Thibaud Normand. Je suis venu présenter un projet de réforme de la régulation avec un prix substantiellement supérieur à 42 euros dans le bureau de la directrice de cabinet de Margrethe Vestager, commissaire européenne à la concurrence, en 2019 et nous avons été renvoyés vers nos positions sur certains sujets.

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Lorsque la nouvelle commission s’est installée, ce sujet constituait la priorité majeure. La situation était complexe, mais nous avons tout de même tenté notre chance et nous voulions renégocier cette régulation européenne. Cette tâche incombe désormais au gouvernement actuel et elle n’est pas simple.

Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC). Je suis consciente que les discussions avec la Commission européenne ne sont pas toujours simples à mener. Actuellement, tout le monde s’accorde à dire que la valeur de l’ARENH avoisine les 50 euros. Considérez-vous aujourd’hui que le contexte de l’énergie et de la prise de conscience de la Commission européenne sur l’importance de la souveraineté nous permettra d’être plus écoutés et d’échanger avec une Commission européenne moins réticente aux propositions françaises ?

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Sans banaliser la difficulté du sujet et la constance générale des positions de la Commission européenne, j’estime que la situation actuelle ouvre une opportunité en Europe et nous pouvons sans doute négocier une régulation. Par ailleurs, les sujets énergétiques se multiplient, notamment en lien avec la situation d’EDF, la sécurité d’approvisionnement et la nécessité d’une PPE européenne.

Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC). La réforme de l’ARENH interviendra prochainement et je considère qu’il convient d’entamer ces réflexions rapidement. Toutefois, considérez-vous que l’ARENH a toujours du sens au vu de la situation et du prix des différentes ENR ? En effet, les fournisseurs alternatifs auront sans doute le loisir de se fournir sur d’autres sources d’énergie, ce qui amoindrirait l’intérêt de l’ARENH.

M. Benoît Ribadeau-Dumas. Nous avions voulu proposer un montant de 48,5 euros pour l’ARENH à la Commission européenne, mais nous n’avons pas rencontré un réel succès. De plus, le mécanisme d’asymétrie qui offre un droit d’options pour les fournisseurs alternatifs me semble profondément pernicieux. Cependant, il sera certainement nécessaire de revenir à l’idée que le nucléaire représente un bien commun de la nation sur lequel des investissements ont été consentis. Personne n’admettrait, si le prix de l’électricité atteignait 70 euros ou 100 euros de manière pérenne, de payer deux fois le coût de revient de quelque chose qui a déjà été financé par l’effort national depuis 50 ans. Il est en effet logique que les Français et l’industrie française aient accès au nucléaire à un prix garanti. La manière dont nous construisons le reste me semble représenter un sujet de second ordre. Nous souhaitons simplement que l’opérateur ne capte pas le tarif que les Français ont financé par leurs impôts et leurs contributions depuis des années.

M. Thibaud Normand. L’ARENH présente tout de même un atout, car il a permis de donner une orientation en termes de prix aux entreprises en plus des ménages qui restent éligibles aux tarifs réglementés. EDF, qui doit être compétitive vis-à-vis des fournisseurs alternatifs, intègre l’ARENH dans la formation des prix : cet outil assez unique en Europe nous permet donc de ne pas dépendre à 100 % des prix du marché pour les entreprises. Le risque d’une future régulation serait de n’en faire bénéficier que les ménages, à l’exclusion des entreprises.

M. le président Raphaël Schellenberger. Je souligne que la nature de bien de marché de l’électricité est discutable par essence et que la nature du nucléaire est particulièrement complexe dans une logique de marché.

Je vous remercie, MM. Benoît Ribadeau-Dumas et Thibaud Normand, de vous être rendus disponibles pour notre commission d’enquête, qui conclut sa 82e heure d’auditions et de travaux. Je remercie d’ailleurs les administrateurs, le service des comptes rendus et toutes les personnes qui participent d’une manière ou d’une autre à l’organisation de cette commission. Cette audition a apporté un éclairage sur différents types de sujets, notamment sur les mécanismes politiques et la manière dont les décisions politiques se construisaient au début du quinquennat précédent.

*

6. Audition de MM. Bernard Doroszczuk, Président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), et Olivier Gupta, Directeur général (24 janvier 2023)

M. le président Raphaël Schellenberger. Je remercie Messieurs Bernard Doroszczuk, président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), et Olivier Gupta, directeur général, de venir aujourd’hui devant notre commission d’enquête. L’ASN a été créée par la loi du 13 juin 2006 au terme d’une longue gestation et constitue une autorité indépendante dont les compétences s’étendent bien au-delà des centrales nucléaires.

Les auditions organisées dans le cadre de nos travaux ont pour la plupart rendu hommage à l’institution que vous pilotez. La qualité de ses travaux, son utilité et son indépendance sont reconnues. Cependant, des interrogations apparaissent ici ou là, notamment sur certaines alertes, l’extrême rigueur des garanties exigées et les délais d’instruction. Je rappelle par ailleurs qu’un texte actuellement examiné par le Sénat vise à simplifier les procédures relatives à la construction des centrales nucléaires.

Par ailleurs, la sécurité et la sûreté nucléaires relèvent non seulement de règlementations nationales mais doivent également respecter des prescriptions européennes et internationales.

L’article 6 de l’ordonnance du 17 novembre 1958 relative au fonctionnement des assemblées parlementaires impose aux personnes auditionnées par une commission d’enquête de prêter le serment de dire la vérité, toute la vérité, rien que la vérité. Je vous invite donc à lever la main droite et à dire : « Je le jure. »

(MM. Bernard Doroszczuk, Président de l’ASN, et Olivier Gupta, Directeur général, prêtent serment.)

M. le président Raphaël Schellenberger. Je vous remercie et vous laisse la parole.

M. Bernard Doroszczuk, Président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Monsieur le Président, Monsieur le Rapporteur, Mesdames et Messieurs les Députés, je vous remercie de nous accueillir aujourd’hui. En compagnie d’Olivier Gupta, nous couvrons une partie de la période d’activité dans le champ de votre enquête, mais pas entièrement.

Pour ma part, je suis président de l’ASN depuis novembre 2018 et je n’ai pas été amené auparavant à intervenir dans ses prises de position ou dans ses décisions. Depuis novembre 2018 et au regard des sujets évoqués par votre commission, j’ai été impliqué dans trois principales décisions ou prises de position sur lesquelles nous serons vraisemblablement amenés à revenir. En premier lieu, il s’agit de la prise de position de l’ASN en juin 2019 concernant la réparation des soudures en exclusion de rupture du circuit secondaire du réacteur de Flamanville, qui a conduit à un programme d’ampleur de réparation de ces soudures et à un report conséquent de la mise en service de l’EPR.

En deuxième lieu, je pense à la décision de février 2021 relative à la partie générique du quatrième réexamen des réacteurs de 900 mégawatts (qui concerne l’ensemble des trente-deux réacteurs), complétée ensuite par une partie spécifique de réexamen pour chaque réacteur au moment de sa visite décennale. En cours de réalisation, elle s’échelonnera jusqu’en 2034 sur les réacteurs de 900 mégawatts.

En troisième lieu, il convient enfin de mentionner la prise de position de l’ASN en juillet 2022 sur la stratégie de contrôle et de réparation des réacteurs d’EDF affectés de corrosion sous contrainte.

Je souhaite tout d’abord effectuer un bref rappel des missions de l’ASN, autorité de sûreté indépendante créée en 2006. L’ASN est ainsi chargée du contrôle de la sûreté des installations nucléaires civiles et de la radioprotection dans les secteurs médicaux, industriels et du transport des matières radioactives. Elle n’est en revanche pas compétente pour le contrôle des installations nucléaires militaires, qui sont du ressort de l’autorité de sûreté nucléaire de défense (ASND), service rattaché au ministère des Armées. Par ailleurs, contrairement à la quasi-totalité de ses homologues dans le monde, l’ASN n’a pas la charge du contrôle de la sécurité des installations nucléaires civiles contre les actes de malveillance (intrusions ou cyberattaques), laquelle est du ressort, en France, du haut fonctionnaire de défense du ministère de la Transition écologique.

Par la loi, l’ASN a pour seule mission le contrôle de la sûreté et de la radioprotection pour la protection des personnes et de l’environnement, ainsi que l’information du public. L’ASN n’a donc aucune mission ou compétence en matière de définition de la politique énergétique.

L’ASN exerce en revanche cinq misions particulières : réglementer, c’est-à-dire définir les règles générales applicables en relation avec les ministères compétents ; autoriser les activités et installations, en précisant les prescriptions spécifiques applicables aux installations et aux activités ; contrôler le respect des règles générales et des prescriptions particulières ; informer le public ; participer à la gestion des situations d’urgence par les pouvoirs publics.

L’ASN s’appuie sur des ressources propres réparties à peu près à part égale entre son siège et ses onze divisions territoriales : nous sommes en effet la seule autorité administrative indépendante (AAI) à disposer d’un réseau territorial d’intervention, compte tenu des spécificités de sa mission de contrôle.

L’ASN bénéficie principalement de l’appui technique de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) et des groupes permanents d’experts placés auprès d’elle. Elle rend compte directement au parlement, notamment aux diverses commissions de l’Assemblée nationale et du Sénat et surtout à l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST).

Enfin, l’ASN est très impliquée et reconnue dans les réseaux de régulateurs nucléaires en Europe et dans le monde, en raison de son expérience, de l’importance du parc nucléaire français et du niveau de sûreté et de radioprotection appliqué en France.

Je tiens à présent à formuler quelques remarques du point de vue de l’ASN sur l’indépendance et la souveraineté, pour souligner deux points principaux à la lumière des missions de l’ASN.

Le premier point concerne l’intégration des enjeux de sûreté et de radioprotection dans la politique énergétique. Comme je l’ai précisé, l’ASN n’a pas à se prononcer sur la politique énergétique du gouvernement. Néanmoins, elle peut être conduite à prendre des positions et à s’exprimer publiquement sur les enjeux de sûreté qui peuvent conduire ce dernier à les intégrer dans les politiques publiques et contribuer ainsi au renforcement de l’indépendance et de la souveraineté de la France en matière énergétique.

À cet égard, depuis plusieurs années, l’ASN souligne en particulier deux enjeux principaux. Le premier a été évoqué de façon récurrente depuis le milieu des années 2000 de manière informelle, puis de manière formelle dans son avis du 16 mai 2013 rendu dans le cadre du débat sur la politique énergétique. Il concerne le besoin de conserver des marges dans le système électrique pour pouvoir faire face aux enjeux de sûreté en cas d’événement générique sur le parc.

De tels événements se sont déjà produits par le passé ; par exemple pendant l’hiver 2016-2017, durant lequel l’ASN a été amenée à demander le contrôle de douze réacteurs. Il s’agissait ainsi de les contrôler sur une période de trois mois pour des questions d’excès de carbone qui pouvaient entraîner des risques de rupture brutale sur certains générateurs de vapeur. Aucun événement n’a eu cependant l’ampleur de la découverte fin 2021 de la corrosion sous contrainte sur les circuits auxiliaires de sûreté des réacteurs d’EDF, qui aurait pu concerner l’ensemble du parc.

Le second enjeu, déjà évoqué en 2013, mais précisé et étendu depuis 2019, concerne le besoin d’anticipation des enjeux de sûreté et de radioprotection. Il porte sur la durée de fonctionnement des installations nucléaires en service, les risques de saturation des capacités d’entreposage des matières ou des déchets nucléaires et, plus récemment, les incidences du réchauffement climatique sur les installations nucléaires actuelles et futures.

Ces enjeux restent particulièrement d’actualité et devraient selon l’ASN être intégrés de manière globale et systémique dans les réflexions en cours sur la future politique énergétique de la France, en anticipant en termes de sûreté et de radioprotection les besoins au regard du dimensionnement du système électrique.

Le second point que je souhaite évoquer concerne la présence en France d’une infrastructure de contrôle compétente et reconnue, disposant, avec son appui technique, des ressources et de l’expertise nécessaires pour assurer sa mission de contrôle de la sûreté en toute autonomie. C’est à la fois important pour son indépendance, mais aussi nécessaire en termes de souveraineté pour notre pays.

Contrairement à certains de ses homologues, l’ASN est en mesure de s’appuyer sur des groupes d’experts de haut niveau, de procéder à sa propre analyse et de définir des règles adaptées à la situation de notre pays. Elle n’a pas besoin de faire appel à des experts étrangers ou à des autorités étrangères pour prendre ses décisions. Ainsi, l’ASN et les règles qu’elle contribue à définir constituent une référence au niveau international et inspirent bien souvent les démarches et les processus de convergence ou d’harmonisation, en Europe comme dans le monde. Citons par exemple les éléments suivants : les stress tests qui ont été définis au niveau européen sur la base des propositions françaises, après l’accident de Fukushima ; les objectifs de sûreté harmonisés pour les nouveaux réacteurs nucléaires, publiés en 2010 par l’association WENRA des responsables d’autorités de sûreté d’Europe de l’Ouest qui étaient inspirés de ceux définis par l’ASN pour le réacteur EPR ; la révision de 2014 de la directive Euratom qui fixe comme principe de prendre les objectifs de sûreté des nouveaux réacteurs comme objectifs de référence pour les réexamens périodiques de sûreté ; la déclaration de Vienne de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) de 2015 qui incite les États à tendre autant que possible vers une convergence entre les réacteurs nouveaux et les réacteurs en service, dans le cadre des revues périodiques de sûreté des réacteurs existants.

Cette capacité à fédérer et à faire travailler ensemble les autorités étrangères autour de sujets communs s’exprime par exemple en ce moment sur le niveau de sûreté à définir pour les réacteurs innovants SMR (Small Modular Reactors) ou AMR (Advanced Modular Reactors). Pour ces réacteurs, l’ASN a pris l’initiative inédite d’associer dans la validation des options de sûreté du projet NUWARD d’EDF ses homologues finlandais et tchèques, pays cibles au vu des informations d’EDF sur les potentialités de marché en Europe pour ce réacteur.

Ce type d’initiative contribue à la convergence des avis des autorités sur des projets à visée internationale. Le maintien, voire le renforcement des capacités et des compétences de l’ASN constituent à mes yeux également un enjeu de souveraineté.

M. Olivier Gupta, Directeur général de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). J’ai travaillé à l’ASN de 1999 à 2011 et occupé plusieurs postes dans le domaine du contrôle des réacteurs nucléaires, avant de devenir directeur général adjoint de Météo-France de 2011 à 2016, dans des fonctions d’opérateur. Je suis depuis septembre 2016 directeur général de l’ASN et préside depuis fin 2019 l’Association des responsables d’autorités de sûreté d’Europe.

J’ai connu depuis 1999 plusieurs cycles de grâce et de disgrâce du nucléaire, avec les prises de position qui les accompagnent, oscillant entre excès de sûreté et déficience de sûreté. À l’ASN, nous cherchons constamment à ancrer le contrôle sur quelques principes fondamentaux internationalement reconnus : le principe de responsabilité première des exploitants dans le contrôle; le principe de proportion du contrôle et des décisions aux enjeux ; le principe d’un dialogue technique approfondi avec les industriels.

Ce dernier point est particulièrement important, car le dialogue approfondi permet de parvenir au meilleur équilibre possible dans la décision. Ainsi, le meilleur niveau de sûreté raisonnablement atteignable s’obtient par la confrontation, au sens positif, des arguments relevant de la technique et de la faisabilité industrielle.

Ensuite, j’ai toujours été convaincu qu’il était essentiel de travailler en lien étroit avec nos homologues étrangers, non seulement pour s’inspirer des bonnes pratiques en usage ailleurs, mais aussi pour promouvoir les pratiques françaises en matière de sûreté nucléaire, en Europe et au-delà.

L’influence de l’ASN a par exemple été majeure pour l’adoption en 2010, à l’échelle européenne, d’objectifs de sûreté pour les nouveaux réacteurs qui sont très semblables ̶ y compris dans leur formulation ̶ à ceux fixés par l’ASN pour le réacteur EPR. Elle l’a été tout autant dans la définition du cahier des charges des stress tests post Fukushima, qui ont été déployés dans l’ensemble des pays d’Europe et ont servi de base à la définition des améliorations de sûreté à fournir aux réacteurs.

Enfin, plus récemment, l’ASN a joué un rôle majeur dans la mobilisation préventive des autorités de sûreté à l’échelle européenne pour pouvoir, en cas d’événement sur une installation nucléaire ukrainienne, assister de manière coordonnée les pouvoirs publics.

M. le président Raphaël Schellenberger. Ma première question est d’ordre organisationnel. Si je comprends bien, votre expertise est externalisée auprès de l’IRSN. Ce choix est-il toujours optimal ? Faudrait-il internaliser des compétences de base ?

M. Bernard Doroszczuk. L’IRSN est effectivement l’expert technique privilégié de l’ASN. La situation est différente à l’étranger, où trois types de configuration peuvent être distinguées. En premier lieu, des autorités de sûreté peuvent disposer d’expertises intégrées, notamment aux États-Unis avec la NRC (Nuclear Regulatory Commission) ou au Japon. Le deuxième modèle est construit sur des entités séparées, mais l’expert est placé sous la tutelle de l’autorité, par exemple en Belgique, ce qui n’est pas le cas en France. Enfin, certains pays consacrent une séparation entre l’autorité et plusieurs experts, dont l’autorité est commanditaire. Elle les choisit selon leurs compétences et peut en outre faire appel à des experts à l’étranger, notamment pour des contre-expertises. Ce cas de figure se rencontre en Grande-Bretagne ou en Corée du Sud.

Le modèle français est distinct de ces trois modèles et implique un expert unique, l’IRSN, dont la qualité technique des avis est reconnue tant en France qu’à l’étranger. Parfois, comme c’est le cas aujourd’hui, il peut manquer de moyens ou de ressources pour réaliser la totalité des expertises que nous demandons. Le recrutement et la formation prenant du temps, des difficultés dans le traitement de dossiers peuvent voir le jour. Nous définissons ainsi avec l’IRSN les dossiers prioritaires, ce qui peut conduire à allonger certains délais.

La relation exclusive entre l’ASN et l’IRSN est donc unique au monde. Elle repose sur une expertise réelle, mais elle peut poser parfois difficulté : nous n’avons pas la maîtrise du budget d’expertise, qui est dévolue aux services de l’État.

M. le président Raphaël Schellenberger. Un second débat semble animer la communauté du nucléaire. Lors des auditions successives, des questions ont été posées sur la pertinence de l’organisation bicéphale entre le CEA et le Haut-Commissaire à l’énergie atomique. Quel est votre point de vue sur l’organisation bicéphale entre l’ASN et le haut fonctionnaire à la défense ?

M. Bernard Doroszczuk. Compte tenu de la spécificité des installations de défense, le contrôle de celles-ci est assuré par un service placé sous l’autorité du ministère des Armées, comme c’est souvent le cas à l’étranger. Cette situation ne fait pas débat, à la différence du contrôle exercé par les autorités homologues qui inclut la sûreté et la sécurité des installations civiles. En revanche, certaines installations, notamment celle du CEA, passent au cours de leur vie du régime militaire au régime civil. C’est notamment le cas quand une installation militaire de défense cesse son activité et rentre dans une phase de démantèlement. Dans ce cas, une transition anticipée s’opère entre l’ASND et l’ASN.

Mais peut-être ai-je confondu. Parliez-vous de l’ASND ou du HFDS ?

M. le président Raphaël Schellenberger. Je pensais effectivement au fonctionnaire à la défense.

M. Bernard Doroszczuk. Je vous prie de m’excuser. Nous devons effectivement gérer des interactions avec le haut fonctionnaire de défense chargé de la sécurité des installations civiles (HFDS). Dans ce cas, la situation peut paraître paradoxale en raison de l’existence de sujets communs, qui doivent être traités ensemble car ils concernent à la fois la sécurité et la sûreté. Par exemple, au titre la sûreté nous pouvons être conduits à privilégier l’évacuation rapide d’une zone accidentée ou à risque, tandis que le haut fonctionnaire de défense peut vouloir retarder l’accès à cette zone, pour des motifs de lutte contre l’intrusion.

Au titre de la démonstration de sûreté, lorsque nous étudions l’incidence d’un impact extérieur, notamment un avion, sur le dôme d’un réacteur, nous estimons que cet accident est fortuit. L’impact en termes d’énergie n’est donc pas le même que celui pris en compte par le HFDS, qui étudie le même sujet - la résistance du dôme -, mais au titre d’un acte de malveillance qui vise à provoquer de plus gros dégâts. Le degré de résistance dépend pourtant de données identiques, comme le dimensionnement de l’enceinte et les éléments raccordés à celle-ci.

Ce sujet doit être envisagé de manière globale, mais il est pourtant examiné de manière successive aujourd’hui. Nous estimons donc de manière continue qu’il ne devrait y avoir qu’une seule autorité compétente sur la sécurité et la sûreté des installations civiles en France.

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous avez évoqué le regard des institutions internationales sur l’ASN et sa capacité d’entraînement. Au-delà de l’excellence de l’ASN, l’existence d’un exploitant unique renforce-t-elle la crédibilité de la filière française et joue-t-elle un rôle dans le travail quotidien de l’ASN ?

M. Bernard Doroszczuk. L’existence d’un exploitant unique pour 56 réacteurs permet d’accumuler de l’expérience plus rapidement. Cette première spécificité française est en revanche une faiblesse en termes de risque de défauts génériques.

Une seconde spécificité est liée à la chaîne d’industriels du nucléaire, qui couvre la totalité du système nucléaire en France. Cette panoplie complète et notre capacité de recherche nous différencient de certains de nos homologues étrangers. Dans le domaine de la gestion des déchets, le projet Cigéo témoigne ainsi de notre capacité à gérer des projets et à engager des discussions pour aboutir à une solution technique. Nous sommes d’ailleurs parmi les trois pays au monde les plus avancés dans ce domaine.

M. Olivier Gupta. Nos homologues sont fréquemment intéressés par nos retours d’expérience, par exemple dans le domaine de la corrosion sous contrainte. EDF a de ce point de vue une approche très transparente.

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous avez tous deux souligné l’influence de l’ASN pour produire ou influencer la norme internationale en matière de sûreté. Nous pouvons donc être surpris du décalage existant entre notre crédibilité en la matière et les difficultés éprouvées pour faire comprendre notre système électrique fondé en grande partie sur le nucléaire, notamment en Europe. Voyez-vous des différences d’organisation majeures entre la filière de la sûreté et celle, peut-être plus politique, de la production ?

M. Bernard Doroszczuk. Les autorités de sûreté ne sont pas des autorités politiques. Elles s’appuient sur des éléments rationnels ; les échanges techniques entre experts sont parfois plus faciles.

M. Olivier Gupta. De nombreuses instances internationales se sont créées grâce à des cercles de discussion. Les autorités discutent fréquemment de manière libre, sans mandat explicite de leur pays, ce qui permet de trouver des positions communes plus facilement.

M. le président Raphaël Schellenberger. Au cours de nos auditions, nous avons entendu l’ensemble des grands industriels français de la filière. Ceux-ci semblent prendre conscience de la nécessité de rehausser la technicité industrielle et de consentir à de lourds investissements. Quel regard portez-vous sur l’ensemble de la filière, notamment amont ?

M. Bernard Doroszczuk. Il est indéniable que l’industrie nucléaire française a souffert, pendant une vingtaine d’années, de l’absence de grands projets. En outre, les quelques projets lancés à partir des années 2000 – l’EPR de Flamanville, le Réacteur de recherche Jules Horowitz (RJH), le Réacteur thermonucléaire expérimental international (ITER) – ont connu des difficultés dans leur déroulement. La raison principale, au-delà de l’absence d’effet de masse qui aurait permis d’accumuler de l’expérience et du fait qu’une tête de série relève d’une conception nouvelle, relève de la perte de compétence liée à la désindustrialisation de notre pays à partir des années 1990. Selon les déclarations de la filière elle-même, le rythme possible de construction de nouveaux réacteurs aujourd’hui ne pourra pas être le même que celui des années 1980.

Ensuite, nos difficultés ont été liées à des défaillances dans la gestion des projets. Le rapport de Jean-Martin Folz souligne ainsi le manque de rigueur de gestion de projet dans le cas de Flamanville. La filière en a pris désormais conscience et elle est aujourd’hui mobilisée, à travers notamment le groupement des industriels français de l’énergie nucléaire (GIFEN) et le plan d’excellence de la filière nucléaire, le plan Excell.

Cette mobilisation était particulièrement indispensable dans les opérations de grand carénage associé à la quatrième visite décennale. EDF estime par exemple qu’entre 2020 et 2026, les travaux de grand carénage conduisent, pour la filière mécanique (les échangeurs, les pompes, le soudage, la tuyauterie), à mettre en œuvre un facteur six en matière d’appel aux compétences. Ce facteur six conduit à des investissements en moyens techniques et en ressources à qualifier pour les industriels de la filière, qui seront très utiles pour la période de nouvelles constructions. Mais le véritable redimensionnement sera l’éventuelle mise en place du programme de construction de nouveaux réacteurs, qui impliqueront d’autres corps de métiers comme le génie civil.

À ce titre, il existe trois grands sujets de vigilance, dont la filière a d’ailleurs conscience. Le premier porte sur l’attractivité de celle-ci, car elle devra recruter dans les cinq ans à venir la moitié du personnel dont elle aura besoin en 2030, soit 150 000 personnes dont 3 000 ingénieurs par an pendant plusieurs années de suite. L’enjeu, immense, consistera à attirer des compétences dans la filière, au moment même où le vivier diminue, compte tenu de la perte d’attrait pour les formations scientifiques et techniques. Une génération complète devra ainsi être formée pour accompagner ce programme d’une ambition hors norme, s’il est effectivement décidé.

Le deuxième défi est d’ordre financier et le troisième concerne la gestion de projet, qui embarque la totalité de la filière. Il faut lui donner de la visibilité, afin qu’elle puisse investir, mais également l’associer davantage dans la connaissance des exigences à respecter.

L’ASN estime qu’elle doit prendre parti sur ces sujets, car la qualité de la conception, de la fabrication et du contrôle représente la première ligne de défense en matière de sûreté.